Monitoração, Manutenção e Recapacitação de Linhas de Transmissão

Retomando o assunto enfocado no primeiro post, serão apresentadas as etapas seguintes relacionadas com o desenvolvimento de uma linha de transmissão: monitoração, manutenção e recapacitação.

A monitoração de parâmetros eletromecânicos de linhas de transmissão é uma ação fundamental na aferição do seu estado operacional, não apenas com o enfoque no desencadeamento de ações preditivas rotineiras, como também, com o intuito de aferir com precisão a vida útil remanescente de seus componentes, visando uma avaliação econômica criteriosa da viabilidade de recapacitação da instalação.

Dentre os parâmetros que requerem uma avaliação permanente, através da análise de registros estatísticos ou instrumentações adequadas, pode-se citar: indicadores de desempenho, vibrações eólicas, resistência de pé de torre, temperatura de conexões, alturas condutor-solo, oxidação de ferragens, poluição de isoladores e oxidação de condutores.

Os indicadores de desempenho (taxas de falha permanente e transitória, principalmente) são registros estatísticos que, associados com as causas desses eventos, fornecem subsídios fundamentais a ações de melhoramentos estruturados da instalação. Na Figura 1, encontram-se ilustrados gráficos de barras, os quais ressaltam as causas de diversas ocorrências em uma linha de transmissão.

Esses registros são agrupados em falhas transitórias e falhas permanentes. As falhas transitórias são aquelas em que não se faz necessária a ação da manutenção para recompor a linha de transmissão ao seu estado operacional, a causa da falha é auto-extinta. Por outro lado, as falhas permanentes conduzem à necessidade de ações de equipes de manutenção para repor a linha à operação.

Nos exemplos formulados na Figura 1, observa-se a necessidade de atenção especial quanto à poluição em isoladores para minimizar as falhas transitórias e no vandalismo para restringir as falhas permanentes. A estruturação adequada desses dados permite computar as taxas de falha por 100 km.ano, a qual pode ser obtida a partir da equação constante da mesma Figura. Essa equação pode ser re-escrita de tal forma a computar a taxa de falha para um grupo de linhas, a qual pode caracterizar, por exemplo, o sistema de 230 kV, ou 500 kV, da empresa. Tal reformulação conduz à seguinte equação [1]:

Ao se analisar essa última equação, pode ser observado que o numerador caracteriza o somatório das contribuições das taxas de falha de cada linha do grupo. Portanto, a linha “i” que apresentar o maior valor no numerador representa a instalação que requer maior atenção para a redução da taxa de falha do sistema sob análise. Desta forma, avaliações conjuntas dessa equação e da estratificação das causas das ocorrências ilustradas na Figura 1 permitem, estrategicamente, delinear ações preventivas, priorizando a linha que mais contribua para a taxa do sistema (Is). Esse tipo de planejamento pode ser caracterizado como ação proativa no sentido de evitar que o desempenho da linha venha a impactar na parcela variável contratual exaustivamente cobradas pelos agentes reguladores.

Já as ações de manutenção preventivas são desenvolvidas rotineiramente de tal forma a assegurar a operacionalidade das instalações. Tais ações são capitaneadas por inspeções terrestres ou aéreas, periodicamente realizadas nas linhas de transmissão. São procedimentos estruturados que procuram de forma padronizada eficientizar o deslocamento das equipes, direcionando prioritariamente para a eliminação de defeitos mais graves nas linhas mais impactantes do sistema. No desenvolvimento dessas ações algumas palavras chaves precisam estar em evidência [2]:

• padronização: executar os serviços normativamente planejados, primando pela qualidade e segurança;
• descentralização: alocar as equipes de manutenção em pontos estratégicos do sistema;
• histórico operacional: aprender com os erros e acertos;
• reprogramação de pendências: incorporar procedimentos que permitam submeter as pendências de programações anteriores ao novo ciclo de planejamento, respeitadas as prioridades específicas do novo momento;
• priorização de atividades: fazer primeiro o mais importante, eficientizando as ações das equipes;
• periodicidades: primar por não “esquecer” de ações estratégicas que tenham que ser realizadas, muitas vezes a cada década (medições de resistências de aterramento, por exemplo);
• simulação de cenários: adequar as programações a eventuais restrições atemporais e/ou sazonais;
• avaliar custos: restringir o planejamento às limitações financeiras do momento;
• supervisão em tempo real: permitir remanejamento de programações, diante de imprevistos;
• indicadores operacionais: registrar as ocorrências de forma estruturada, conforme ilustrado na Figura 1, anteriormente analisada;
• indicadores gerenciais: permitir aferir a eficiência e/ou deficiência da gestão dos recursos humanos e materiais, no atendimento ao planejamento formulado.

De uma forma geral, as ações de manutenção são realizadas com desligamento (programado ou não programado), ou sem desligamento (a distância ou ao potencial), sendo esses últimos procedimentos prioritariamente desejáveis. Os desligamentos são realizados diante da identificação de defeitos que não permitam a atuação das equipes de linha energizada, diante dos altos riscos envolvidos. Quando possível, se programa as suas correções para domingos ou feriados. Caso contrário, balizando-se adequadamente a segurança de terceiros e das instalações, são realizadas ações emergenciais de curto prazo.

A técnica de manutenção com a linha energizada à distância prima pelo contato com as partes “vivas” da instalação através de bastões isolantes, conforme ilustrações registradas na Figura 2. Obedecem a distâncias regulamentares para prevenir, inclusive, contra eventuais sobretensões no sistema. Exige destreza, muita atenção e treinamentos exaustivos de trabalho em equipe.

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Já na técnica de manutenção ao potencial, o eletricista veste roupa especial de algodão impregnado com nitrato de prata, a qual permite equalizar todo o potencial do seu corpo, funcionando como uma “gaiola de Faraday” e evitando a circulação de correntes prejudiciais aos seus órgãos. Tal estratégia permite que o eletricista seja levado para um contato direto com as partes energizadas da instalação e realize localmente a manutenção requerida, conforme pode ser verificado na Figura 3.

Tais ações se caracterizam por um trabalho harmonioso, que requer uma supervisão permanente a fim de se evitar acidentes graves. Não pode existir “craques individualistas” e sim procedimentos criteriosamente orquestrados.

Nesse agrupamento de ações podem ser citadas ainda as manutenções com helicóptero, conforme ilustrações contidas na Figura 4. Para esses procedimentos, a aeronave deve possuir capacidade adequada que permita a estabilidade necessária à precisão das ações.

Ainda neste agrupamento, estão tomando vulto as atividades realizadas através de drones, conforme registro feito na Figura 5. São, ainda ações incipientes, dada às limitações de autonomia existentes. Se vislumbra um crescimento desses procedimentos, diante de diversas pesquisas em andamento que procuram aumentar a autonomia desses veículos e dotá-los de mais “inteligência”, principalmente na implementação de sensores especiais que agreguem mais valor às ações de monitoramento de componentes estratégicos.

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Por outro lado, as ações de recapacitação passam a ser necessárias, quando a linha de transmissão tem as suas funções superadas em relação às necessidades do sistema. Neste momento são necessárias análises específicas para se aferir a real possibilidade da linha vir a ser recapacitada. A recapacitação é uma ação que engloba três tipos principais de vertentes: “refurbishment” (restauração das características originais), “uprate” (aumento da capacidade de transmissão) e upgrade (aumento da disponibilidade) [3]. Seguem alguns exemplos:

• refurbishment: troca de isoladores e ferragens oxidados por componentes idênticos aos originais;
• up rate: aumento das alturas condutor-solo, repercutindo no aumento do limite térmico da linha; inserção de novo condutor condutor, por fase, aumentando a sua potência natural e ampacidade;
• up grade: substituição de isoladores de vidro por poliméricos, em regiões críticas de poluição e/ou vandalismo; instalação de cabos para-raios em linhas que não os possuem; diminuição da resistência de pé de torre.

Entretanto, essas ações de recapacitação precisam ser precedidas por aferições criteriosas da vida útil remanescente dos condutores, estado das conexões, fundações, aterramento, poluição ambiental, etc. Tais cuidados se fazem mister, não obstante a vertente voltada para “up rate” poder conduzir para uma situação operacional indesejável, na qual os aspectos relacionados à disponibilidade não serem adequadamente atendidos e a linha passar a transportar uma carga elétrica superior ao seu limite original. Essa situação, como a taxa de falha estará mantida, conduz a impactos operacionais mais abrangentes. É importante, portanto, que as ações de up rate sejam sempre acompanhadas por ações de up grade. Desta forma, é importante que as ações de recapacitação sejam precedidas de monitorações antigas e complementares de tal modo que a decisão quanto a viabilidade dessas ações sejam alicerçadas em um balanço criterioso de custo e benefício, tendo em mente o tempo de vida remanescente dos componentes que ainda permanecerão na linha candidata à recapacitação.

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COMENTÁRIOS FINAIS:

Esse post complementa o anterior e encerra a visão panorâmica de uma linha de transmissão, em suas diversas etapas. Nos próximos posts serão abordados os diversos temas introduzidos de uma maneira geral, buscando-se aprofundar mais detalhadamente os seus diversos aspectos tecnológicos.

BIBLIOGRAFIA:

[1] Bezerra J. M. B., Araújo P. I. S., Cavalcanti J. H., Cavalcanti F. J. M. M., Uso de Indicadores Gerenciais no Planejamento da Manutenção de Linhas de Transmissão. I-SEMASE. 1995.

[2] Bezerra J. M. B., Atualização de Engenheiros e Técnicos de Empresas de Energia Elétrica. Módulo Linhas de Transmissão. Curso de Extensão Universitária. Universidade Federal de Pernambuco. 2000.

[3] Pohlman J. C. , Assessement of Overhead lines. IEEE/PES T&D Conference, Dallas, Tezas, September/91.

Leituras Recomendadas:

Bezerra J.M.B. e Regis, O, Monitoração de Parâmetros Eletromecânicos de Linhas de Transmissão com Vistas a Avaliação do Estado Operacional e Recapacitação. XV-SNPTEE. 1999.

Bezerra, J.M.B. Aplicação de Técnicas de Reconhecimento de Padrões no Diagnóstico de Defeitos em Linhas de Transmissão. Dissertação de Mestrado em Engenharia Elétrica – UFPE. 1995.

Bezerra J.M.B., Eduardo J.V., Araújo P.I.S., Cavalcanti R.A.F.B, Processos Estatísticos para Desenvolvimento de Programação, Controle, Acompanhamento e Avaliação de Monitoração de Linhas de Transmissão. VI-SNPTEE. 1981.

Bezerra J. M. B. Caracterização de Atributos de Sinais para Utilização de Técnicas de Reconhecimento de Padrões na Avaliação do Isolamento de Instalações e de Equipamentos Elétricos, Tese de Doutorado. UFCG. 2004.