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CONTRIBUIÇÃO DA CEMIG

À AUDIÊNCIA PÚBLICA 121/2011

NOTA TÉCNICA Nº 368/2010-SRE/ANEEL

VIDAS ÚTEIS DE BENS E INSTALAÇÕES DO SETOR ELÉTRICO

...........................................................................................................

OBTER SUBSÍDIOS E INFORMAÇÕES ADICIONAIS PARA O APRIMORAMENTO DA

METODOLOGIA DE REVISÃO DE VIDAS ÚTEIS DOS BENS E INSTALAÇÕES DO ATIVO

IMOBILIZADO EM SERVIÇO NO SETOR ELÉTRICO

BELO HORIZONTE, 04 DE MARÇO DE 2011

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SUMÁRIO

1- INTRODUÇÃO ......................................................................................................................... 3

2- ANÁLISE E PROPOSTAS DA CEMIG PARA A VIDA ÚTIL DE ATIVOS ............................... 4

2.1- BANCO DE CAPACITORES PARALELO (UC 125) ........................................................... 4

2.2- CHAVE SECIONADORA (UC 160) .................................................................................... 4

2.3- COMPENSADOR DE REATIVOS ESTÁTICO (UC 165) .................................................... 7

2.4- DISJUNTOR (UC 210) ....................................................................................................... 7

2.5- EDIFICAÇÃO (UC 215) ................................................................................................... 12

2.6- ESTRADAS DE ACESSO (UC 250) ................................................................................ 12

2.7- TORRE METÁLICA ≥ 69 KV (UC 255), CONDUTOR NU INSTALADO ≥ 69KV (190), SISTEMA DE ATERRAMENTO DE LINHA DE TRANSMISSÃO (395) ................................... 12

2.8- ESTRUTURA SUPORTE DE EQUIPAMENTO E DE BARRAMENTO (UC 265) ............. 13

2.9- MEDIDOR (UC 295) ........................................................................................................ 13

2.10- PARARRAIOS (UC 310) ................................................................................................ 13

2.11- REGULADOR DE TENSÃO (UC 340) ........................................................................... 14

2.12- RELIGADOR (UC 345) .................................................................................................. 14

2.13- SISTEMA PROTEÇÃO, MEDIÇÃO E AUTOMAÇÃO (UC 485) ..................................... 15

2.14- TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO – UC 565 ................................................. 16

2.15- TRANSFORMADORES DE FORÇA (UC 570) E REATORES (UC 330)........................ 17

3- VALORES DE VIDA ÚTIL PROPOSTOS PELA CEMIG ...... ................................................. 21

4- CONCLUSÃO ...................................... .................................................................................. 24

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1- INTRODUÇÃO

A Nota Técnica nº 368/2010-SRE/ANEEL propõe alterações com o objetivo de adequar as taxas de depreciação aplicáveis ao Setor de Energia Elétrica. Estima-se que o tempo de vida útil dos equipamentos fabricados nas últimas décadas seja menor que o tempo de vida útil dos equipamentos mais antigos, devido entre outras razões, ao aumento da competitividade no mercado de energia, com a conseqüente entrada de novos atores, sejam concessionários ou fornecedores, incluindo alguns desconhecidos até então, como China, Coréia do Sul, etc. Este fato tem induzido os fornecedores a uma busca incessante pela redução dos custos, para a redução do prazo de concepção e fornecimentos dos equipamentos. A agregação de requisitos de operação exigidos pelo sistema elétrico, motivada pela evolução exponencial dos recursos de controle e supervisão ofertados, induzem cada vez mais a antecipações de “retrofits” e substituições, para atender maiores funcionalidades no Sistema Elétrico de Potência - SEP. Neste contexto, o tratamento do tema “vida útil de bens e instalações” exige cuidado especial por parte do Regulador, pois é notória a indisponibilidade de históricos de tempo de vida de equipamentos no país, que comprovem o período de vida útil, notadamente da nova geração de bens e instalações, onde a evolução tecnológica faz surgir a cada instante novos tipos e concepção de equipamentos. Assim, a louvável iniciativa da ANEEL de propor a reavaliação das vidas úteis e respectivas taxas de depreciação dos bens e instalações do ativo imobilizado em serviço nos sistemas elétricos, merece considerações em relação à metodologia proposta, dados utilizados e seu tratamento. Quanto à pesquisa internacional, constatou-se uma farta variabilidade de informações oriundas de outros países com diferenças regionais marcantes em relação ao Brasil, incluindo entre outros, fatores climáticos – temperatura, raios, movimentos sísmicos, etc. - níveis de poluição, forma de utilização – níveis de carregamentos e tensões aplicadas – especificidade dos sistemas elétricos, tecnologias de projeto, fabricação, transporte, manuseio, planejamento, operação e manutenção. A utilização de tais parâmetros, como uma das fontes para determinação das vidas úteis dos equipamentos implantados e existentes no Brasil, carece de grande cuidado por parte da ANEEL, devido a acirrada diferença citada acima. A pesquisa feita com fabricantes e normas, não apresenta argumentos suficientes para a adequada formação de proposta de alteração das vidas úteis dos equipamentos. No tocante à pesquisa feita com os agentes, o número de inconsistências verificadas nos dados utilizados, não garante a devida segurança para que tais dados sejam utilizados como base para o estudo, tampouco para as conclusões apresentadas e a conseqüente proposta de alteração das vidas úteis. Assevera-se ao exposto que são informações oriundas de equipamentos existentes, a maioria destes fabricada em tempos onde o mercado de eletricidade não era tão competitivo e os equipamentos eram mais robustos que os atuais, o que distorce por completo, a expectativa de vida futura para equipamentos e instalações novos.

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Portanto, tendo em vista a complexidade e abrangência do tema, corroboradas pelas considerações elencadas anteriormente, é mister que o regulador tenha o cuidado devido na homologação das novas vidas úteis, sob pena dos impactos advindos serem prejudiciais à regulação da matéria e, conseqüentemente, aos concessionários. Não obstante as considerações acima, no sentido de contribuir para o aperfeiçoamento da proposta contida na Nota Técnica nº 368/2010, a CEMIG apresenta as análises e argumentações que embasaram as propostas de vida útil para os ativos apresentadas na Tabela 08 do item 4, argumentação esta baseada em sua experiência na gestão desses ativos .

2- ANÁLISE E PROPOSTAS DA CEMIG PARA A VIDA ÚTIL DE ATIVOS

2.1- BANCO DE CAPACITORES PARALELO (UC 125)

As unidades capacitivas de potência são equipamentos que sofrem um esforço natural durante sua vida útil, pois estão sujeitos às variações de tensão e frequência do sistema, que levam o equipamento a operar acima da sua capacidade nominal. Além disso, a elevação substancial de chaveamentos de banco de capacitores, devido às necessidades na operação do sistema de potência, faz com que tais equipamentos sejam chaveados cerca de 500 vezes/ano em média. Esse elevado número de manobras submete os equipamentos a esforço dielétrico severo, degradando a isolação e reduzindo sua vida útil. Diante de tal fato, a CEMIG propõe que seja considerada para os bancos de capacitores uma vida útil de 15 anos.

2.2- CHAVE SECIONADORA (UC 160)

A. Chave Seccionadora < 69kV – UC 160.01

A proposta da ANEEL engloba diversas tecnologias, num mesmo tipo de bem, por exemplo, a TUC 160.01 – Chave seccionadora < 69 kV. Estas seccionadoras em tensão menor que 69 kV, cuja vida útil proposta pela ANEEL é 19 anos, englobam três tipos de chaves:

I. Chave seccionadora tipo faca feita de metal e isolador de porcelana somente com abertura manual

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Figura 01 – Chave seccionadora tipo faca

II. Chave isolada com gás SF6 para rede aérea com ou sem controle automático. O invólucro

deve evitar o vazamento de gás.

Figura 02 – Chave SF6 para rede aérea

III. Chave isolada com gás SF6 para rede subterrânea, submetida a condições mais severas –

temperatura, inundação, etc.

Figura 03 – Chave isolada SF6 para rede subterrânea

A chave faca unipolar da figura 01 é retirada de operação apenas quando ocorre alteração na configuração do sistema, ou quando verificado um problema mecânico por operação indevida. Por outro lado as chaves das figuras 02 e 03 têm histórico de vazamento de gás e problemas de isolamento em buchas. Exemplos destes equipamentos são chaves da rede subterrâneas da distribuição da CEMIG, onde num período inferior a 10 anos passaram por manutenções que provocaram sua indisponibilidade para a operação normal, além de chaves do sistema de automação de redes aéreas que, igualmente, em sua maioria, tiveram que ser substituídas ou sofreram manutenção em menos de 10 anos de uso.

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Diante de tais constatações, a CEMIG entende que a ANEEL deveria analisar e propor tempos de vida útil, contemplando os diversos tipos de tecnologia e utilização e colocar para apreciação da sociedade. B. Chave Seccionadora ≥ 69 kV – UC 160.01 e Chave Seccionadora com Lâmina de terra

≥ 69 kV – UC 160.02

Verifica-se que a qualidade dos seccionadores tem sofrido redução, com elevação do número de falhas em relação aos projetos mais antigos. Além disso, em função da deterioração da qualidade verificada desses equipamentos e argumentada anteriormente, a CEMIG propõe a alteração da expectativa de vida útil dos seccionadores ≥ 69 kV e seccionadores com lâmina de terra ≥ 69 kV, proposta pela Agência, de 33 para 25 anos. C. Seccionalizador < 69 kV– UC 160.10

Atualmente a CEMIG possui na rede de distribuição seccionalizadores hidráulicos e eletrônicos, conforme figuras abaixo:

Figura 04 – Seccionalizador hidráulico Figura 05 - Seccionalizador eletrônico É notório que a tecnologia utilizada e a maneira de instalação dos dois tipos de equipamentos são totalmente diferentes e, conseqüentemente, implicam em vidas úteis diferentes. Outro aspecto a ser analisado é a fragilidade dos equipamentos. Os seccionalizadores eletrônicos possuem circuitos que ficam encapsulados em invólucros de plásticos, fato que os expõe a sinistros com mais freqüência durante seu manuseio e operação. Outro aspecto importante a considerar é que dispositivos eletrônicos são mais sensíveis as condições ambientais (temperatura, umidade, etc). Além disso, este equipamento não permite a execução de manutenção. Dessa forma, a CEMIG propõe que a vida útil desses equipamentos seja:

• 19 anos para os seccionalizadores hidráulicos; • 15 anos para os secccionalizadores eletrônicos.

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2.3- COMPENSADOR DE REATIVOS ESTÁTICO (UC 165)

A experiência da CEMIG revela que os componentes do compensador estático possuem desempenhos diferentes. A expectativa de vida destes componentes pode ser estratificada conforme abaixo:

• 20 anos para Tiristores;

• 30 anos para Reatores;

• 15 anos para Bancos de Capacitores;

• 20 anos para demais equipamentos de controle. Portanto, a CEMIG propõe que a vida útil do compensador estático seja de 20 anos.

2.4- DISJUNTOR (UC 210)

Os disjuntores passaram por grandes avanços tecnológicos nos últimos anos, com acentuada melhoria no sistema de interrupção (meios de extinção) e otimização de projeto, como no caso daqueles a SF6. Constata-se que os atuais projetos desses disjuntores implicaram na concepção e uso de mecanismos de operação menos robustos e com menos energia para acionamento, resultando em redução de custo e menor expectativa de vida destes equipamentos. A Tabela 01 abaixo apresenta dois projetos de um mesmo modelo de disjuntor, onde ocorreu alteração do tempo de arco, fator substancial para a redução de vida útil desse equipamento.

Tabela 01 – Tempos de arco de um mesmo modelo de disjuntor

DISJUNTOR DISJUNTOR A DISJUNTOR B

Meio de extinção: SF6 SF6

Tecnologia: Alto Sopro Alto Sopro

Tensão nominal: 145 kV 145 kV

Corrente de Inter. Simétrica: 40 kA 40 kA

Ano de fabricação: 2000 2009

Tempo de arco mínimo: 12,9 18,4

Tempo de arco máximo: 20,3 25,4

Depreende-se da informação da Tabela 01, baseada na experiência da CEMIG, que considerar a expectativa de vida única para disjuntores com tecnologias e aplicações diferentes não caracteriza a realidade. Cita-se o caso da falha de um disjuntor de chaveamento de reator de 50 MVAr - 13,8 kV (Figura 06), que operou por 6 anos antes da falha, perfazendo 3.187 operações, ao passo que seu antecessor operou por 31 anos perfazendo em torno de 31.000 operações até ser retirado de operação. Os dados estão apresentados na Tabela 02.

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Tabela 02: Dados operativos dos disjuntores

Função: Chaveamento do reator S20

Tecnologia: Nova Antiga

Data fabricação: 2003 1977

Data instalação: 2004 1979

Data retirada de serviço: 2010 * Em serviço

Tempo em operação (anos): 6 31

Nº operações realizadas: 3167 15000

Figura 06: Disjuntor S20 – Chaveamento de reator

Outro fato importante refere-se ao tipo de aplicação dos disjuntores no sistema elétrico, tais como chaveamento de redes, linhas de transmissão, transformadores, reatores e bancos de capacitores. Para cada aplicação, verifica-se que os requisitos de desempenho são distintos. Os novos procedimentos de controle da operação utilizados pelo ONS elevaram substancialmente a média de operações/ano dos disjuntores, utilizados no controle de tensão através de chaveamento de linhas de transmissão, de banco de capacitores e reatores, onde em determinados casos, os disjuntores passaram de uma média de 10 operações/ano para 500 operações/ano. A Figura 07 abaixo apresenta a deterioração dos contatos em função de sua aplicação para a manobra de linhas de transmissão.

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Figura 07: Evidências fotográficas da deterioração dos contatos

A durabilidade elétrica dos disjuntores não corresponde a sua durabilidade mecânica. As normas vigentes exigem que os disjuntores suportem 2.000 ou 10.000 manobras mecânicas, porém não são referência para a durabilidade elétrica. Ressalta-se que não é possível obter dos fabricantes declaração ou garantia formal da durabilidade elétrica desses equipamentos. Quanto ao chaveamento de geradores e compensadores síncronos, os requisitos operacionais prevêem no máximo 10 chaveamentos anuais, porém, estes equipamentos são projetados para um número reduzido de manobra (500 operações em chaveamento sob carga e 5 operações em curto-circuito). Acrescenta-se ao exposto que o fim de vida útil de disjuntores tem como uma das principais causas a interrupção por parte dos fabricantes do fornecimento de peças de reposição para manutenção daqueles que já estão fora de linha. No caso dos disjuntores de 13,8kV, somente os modelos a vácuo possuem peças de reposição. Para os demais tipos, ainda que tecnicamente seja possível o reparo, a falta do fornecimento de peças para manutenção leva à substituição do equipamento completo, impondo o final da vida útil. Levantamento realizado pela CEMIG confirma que em 2006 a idade média dos disjuntores falhados nas classes de tensão 13,8, 34,5, 69 e 138 kV foi de 27 anos, onde 76% dos modelos não são mais fabricados. Do percentual de 76%, o total de 12% ainda tem peças fornecidas, 28% é possível obter peças sobressalentes e 36% não tem mais sobressalentes. No caso dos disjuntores de 13,8kV, a maior taxa de falha foi de disjuntores do tipo GVO com idade média de 25 anos (referência 2006). Com relação aos disjuntores de 13,8 kV do tipo “extinção a vácuo”, ocorreram falhas com idade média de 11 anos (referência 2006 e 2007). As tabelas 03, 04 e 05 mostram modelos de disjuntores de 13,8 kV, a quantidade instalada e os percentuais de falhas verificados nos anos de 2006, 2007, 2008 e 2009.

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Tabela 03 – Ano de 2006

Tabela 04 – Ano de 2007

Meio de

ExtinçãoQuantidade Falhas

Taxa de

Falhas

Ano de

Fabricação

Peças

Reposição

14 1 7,1% 1968 2

37 5 13,5% 1985 2

38 2 5,3% 1976 3

13 1 7,7% 1987 2

Total 123 9 7,3%

12 1 8,3% 1970 3

41 3 7,3% 1973 3

57 4 7,0% 1980 2

12 1 8,3% 1988 2

24 1 4,2% 1982 3

43 1 2,3% 1994 2

Total 201 11 5,5%

28 1 3,6% 1983 1

35 1 2,9% 1987 2

53 1 1,9% 1994 1

Total 116 3 2,6%

S. Mag 16 1 6,3% 1972 3

Total 52 1 1,9%

58 2 3,4% 1996 0

20 1 5,0% 2000 0

9 1 11,1% 1999 0

40 2 5,0% 1992 0

11 1 9,1% 1991 0

Total 164 7 4,3%

GVO

PVO

SF6

Vácuo

Meio de

ExtinçãoQuantidade Falhas

Taxa de

Falhas

Ano de

Fabricação

Peças

Reposição

14 1 7,1% 1968 2

36 1 2,8% 1976 3

Total 113 2 1,8%

36 1 2,8% 1973 3

10 2 20,0% 1963

57 4 7,0% 1980 2

18 1 5,6% 1980

12 1 8,3% 1988 2

18 3 16,7% 1982 3

43 2 4,7% 1994 2

Total 197 14 7,1%

SF6 58 4 6,9% 1994 1

Total 128 4 3,1%

S. Mag 16 1 6,3% 1972

Total 50 1 2,0%

58 1 1,7% 1996

5 1 20,0% 1994

23 2 8,7% 1998

52 1 1,9% 2000

28 2 7,1% 1992

Total 188 7 3,7%

GVO

PVO

Vácuo

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Tabela 05 – Anos de 2008 e 2009

Considerando o universo de disjuntores de 13,8 kV, a idade média de falha dos disjuntores foi 21,5 anos. Dessas constatações e considerando que a quantidade de disjuntores a vácuo aumentará, existe uma tendência de redução da vida útil média. Nos anos de 2008 e 2009, a idade média dos disjuntores de 13,8 kV falhados foi de 23 anos. Com base no exposto e considerando que os equipamentos mais novos tendem a uma vida útil menor, a CEMIG propõe que o valor máximo de vida útil para disjuntores deve levar em consideração a sua aplicação. Propõe ainda, que a vida útil desses equipamentos seja considerada da seguinte maneira:

Meio de

ExtinçãoFalhas 2008 Falhas 2009 Tensão

Quantidade

2009

Taxa de

falhas 2008

Taxa de

falhas 2009Ano

0 1 13,8 kV 13 0,0% 7,7% 1975

3 0 34,5 kV 16 18,8% 0,0% 1956

1 0 69 kV 5 20,0% 0,0% 1956

0 1 13,8 kV 20 0,0% 5,0% 1985

1 0 34,5 kV 2 50,0% 0,0% 1957

3 5 13,8 kV 36 8,3% 13,9% 1976

1 1 13,8 kV 7 14,3% 14,3% 1965

0 1 34,5 kV 2 0,0% 50,0% 1988

0 1 34,5 kV 2 0,0% 50,0% 1998

0 3 13,8 kV 15 0,0% 20,0% 1973

0 1 34,5 kV 1 0,0% 100,0% 1966

2 1 13,8 kV 7 28,6% 14,3% 1978

0 1 13,8 kV 4 0,0% 25,0% 1977

1 6 13,8 kV 30 3,3% 20,0% 1973

1 1 13,8 kV 4 11,1% 25,0% 1974

3 2 69 kV 49 6,1% 4,1% 1967

5 4 138 kV 84 6,0% 4,8% 1967

0 2 34,5 kV 27 0,0% 7,4% 1959

1 3 69 kV 20 5,0% 15,0% 1956

1 7 13,8 kV 57 1,8% 12,3% 1980

1 1 13,8 kV 3 8,3% 33,3% 1988

0 2 138 kV 54 0,0% 3,7% 1979

2 4 13,8 kV 18 11,1% 22,2% 1982

3 10 13,8 kV 43 7,0% 23,3% 1994

1 1 13,8 kV 3 33,3% 33,3% 1960

0 2 13,8 kV 14 0,0% 14,3% 1992

2 1 138 kV 28 7,1% 3,6% 1981

2 5 138 kV 55 3,6% 9,1% 1989

1 1 138 kV 22 4,5% 4,5% 1979

5 7 138 kV 88 5,7% 8,0% 1994

2 2 34,5 kV 9 22,2% 22,2% 2006

2 2 13,8 kV 58 3,4% 3,4% 1994

1 0 13,8 kV 8 12,5% 0,0% 2000

0 5 13,8 kV 59 0,0% 8,5% 2008

2 1 13,8 kV 51 3,9% 2,0% 2000

0 3 13,8 kV 41 0,0% 7,3% 1995

1 2 13,8 kV 59 1,7% 3,4% 1996

S Magnético

SF 6

Vácuo

GVO

PVO

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• 20 anos para disjuntores em qualquer nível de tensão, aplicados em conexões de redes, linhas de transmissão e transformadores;

• 15 anos para disjuntores aplicados em geradores;

• 10 anos para disjuntores aplicados em conexões de bancos de capacitores e reatores com chaveamento controlado (expectativa de durabilidade elétrica de 5000 operações);

• 05 anos para disjuntores aplicados em bancos de capacitores e reatores com chaveamento não controlado (com expectativa de durabilidade elétrica de 2500 operações).

2.5- EDIFICAÇÃO (UC 215)

Dependendo da agressividade do ambiente, uma mesma obra irá se comportar de maneiras diferentes. Este comportamento definirá a sua vida útil. Ou seja, um mesmo concreto apresentará desempenho diferente se exposto a um ambiente marítimo ou rural. Estimar um tempo de vida útil de 50 anos para edificações tradicionais para uso residencial e comercial já é fato nos dias de hoje. Porém, casas de forças são estruturas diferenciadas submetidas a esforços muitas vezes desconhecidos e condições ambientais desfavoráveis, com presença de água e vibrações intensas. Considerando que a grande maioria das casas de força foi construída num período que ainda não se dispunha das tecnologias de concreto existentes nos dias de hoje, a CEMIG propõe:

• 40 anos para edificação – Casa de força;

• 25 anos para edificação – Outras, conforme Resolução Normativa nº 367/2009.

2.6- ESTRADAS DE ACESSO (UC 250)

A definição da vida útil de acessos deve ser feita de acordo com suas características específicas, tendo como parâmetro principal, o tipo de pavimento. É importante destacar que pistas de rolamento com pavimento flexível, rígido ou sem pavimentação apresentam tempo de vida útil consideravelmente diferentes, afetando inclusive as obras de arte (pontes e outros). Considerando que 90% dos acessos às instalações do sistema elétrico brasileiro são do tipo não pavimentado, a CEMIG propõe 20 anos de vida útil para estradas de acesso.

2.7- TORRE METÁLICA ≥ 69 KV (UC 255), CONDUTOR NU INSTALADO ≥ 69KV (190), SISTEMA DE ATERRAMENTO DE LINHA DE TRANSMISSÃO (395 )

As condições de aplicação dos componentes de linhas podem variar com a região geográfica percorrida pela instalação e com a variação de carregamento. Ambas podem influenciar diretamente na vida útil das estruturas, condutores e sistemas de aterramento.

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Se for considerado o valor médio de vida útil dos componentes de uma linha para fins de cálculo da taxa de depreciação, e tendo em vista que: • O ambiente atual do setor elétrico de transmissão fez com que os projetos de linhas de

transmissão fossem otimizados para agregarem competitividade nos leilões de novos empreendimentos;

• A realidade dos projetos atuais é bem diferente daqueles executados há décadas atrás, cuja vida útil ultrapassava a expectativa;

• As condições de intempéries às quais a linha é submetida estão cada vez mais agressivas do que no passado.

A CEMIG propõe: • 35 anos para Torre Metálica ≥ 69 KV (UC 255.02); • 35 anos para condutor nu instalado ≥ 69 kV (UC 190.01); • 33 anos para os Sistemas de Aterramento de Linha de Transmissão (UC 395.15), conforme

Nota Técnica nº 368/2010.

2.8- ESTRUTURA SUPORTE DE EQUIPAMENTO E DE BARRAMEN TO (UC 265)

A expectativa de vida das estruturas deve ser mantida conforme a Resolução Normativa nº 367/2009, que prevê o mesmo tempo para estruturas de suporte de equipamentos e de barramentos igual a 40 anos.

Esse tempo está coerente com o desempenho verificado nas estruturas das instalações da CEMIG.

2.9- MEDIDOR (UC 295)

O medidor 295.18 – Comparador/fiscal possui as mesmas características de medidor eletrônico e, portanto deve ter vida útil compatível com o medidor 295.11 e concentrador 295.16. Considerando a proposta da ANEEL de 13 anos de vida útil, a CEMIG entende e propõe que a vida útil dessa unidade de cadastro seja também 13 anos.

2.10- PARARRAIOS (UC 310)

Os fabricantes estimam 20 anos de vida útil para pararraios. De fato, o tempo de operação é um fator crítico no envelhecimento e degradação de qualquer equipamento, principalmente quando está envolvida a vedação. A Figura 08 é um exemplo de alto grau de degradação da parte ativa de um pararraio com mais de 20 anos de operação.

a) Detalhe construtivo da parte ativa de um pararraio.

Figura 08:

Alinhada às especificações relacionadas à classe de de transmissão, é de suma importância que o ponto de corte para a avaliação de pararraios seja na tensão de 230 kV. A CEMIG também propõe

• 25 anos para pararraios

• 22,2 anos para pararraios

2.11- REGULADOR DE TENSÃO

Considerando as evoluções e alterações de projeto dos reguladores, um fator primordial é a dificuldade de reposição de peças.

No parque de ativos da CEMIG existem equipamentos que possuem componentes importados elevando o custo e até inviabilizando o reparo de certos Re os fornecedores internacionais dificultam e provocam tempos excessivos no processo de reparo do equipamento.

Nota-se ainda para os RTs novos, com evoluções funcionais e operativas simplificadas, apresentam desgaste prematuro devido à sua concepção construtiva (parte ativa) frente àqueles reguladores mais velhos, ou seja, estes equipamentos inferior aos RTs com concepção construtivas mais robustas.

Portanto, a CEMIG propõe 20 anos de

2.12- RELIGADOR (UC 345)

Da mesma forma que os disjuntores, os religadores também passtecnológicos nos últimos anos, com acentuada melhoria no sistema de interrupção (meios de extinção) e otimização de projeto.

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Detalhe construtivo da parte ativa de um

b) Detalhe da degradação e oxidação

das pastilhas da parte ativa

Diagnóstico da condição operativa de pararraios

Alinhada às especificações relacionadas à classe de absorção de energia e descargas de linhas de transmissão, é de suma importância que o ponto de corte para a avaliação de pararraios seja

kV. A CEMIG também propõe a seguinte vida útil para estes equipamentos:

25 anos para pararraios ≥ 230 kV;

22,2 anos para pararraios < 230 kV, conforme Resolução Normativa

REGULADOR DE TENSÃO (UC 340)

Considerando as evoluções e alterações de projeto dos reguladores, um fator primordial é a dificuldade de reposição de peças.

ativos da CEMIG existem equipamentos que possuem componentes importados elevando o custo e até inviabilizando o reparo de certos Reguladores de Te os fornecedores internacionais dificultam e provocam tempos excessivos no processo de

se ainda para os RTs novos, com evoluções funcionais e operativas simplificadas, apresentam desgaste prematuro devido à sua concepção construtiva (parte ativa) frente àqueles reguladores mais velhos, ou seja, estes equipamentos terão sua vida útil consideravelmente inferior aos RTs com concepção construtivas mais robustas.

20 anos de vida útil para este tipo de equipamento.

Da mesma forma que os disjuntores, os religadores também passaram por grandes avanços tecnológicos nos últimos anos, com acentuada melhoria no sistema de interrupção (meios de extinção) e otimização de projeto.

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Detalhe da degradação e oxidação das pastilhas da parte ativa

Diagnóstico da condição operativa de pararraios

absorção de energia e descargas de linhas de transmissão, é de suma importância que o ponto de corte para a avaliação de pararraios seja

para estes equipamentos:

onforme Resolução Normativa nº 367/2009.

Considerando as evoluções e alterações de projeto dos reguladores, um fator primordial é a

ativos da CEMIG existem equipamentos que possuem componentes importados Tensão - RTs. As peças

e os fornecedores internacionais dificultam e provocam tempos excessivos no processo de

se ainda para os RTs novos, com evoluções funcionais e operativas simplificadas, apresentam desgaste prematuro devido à sua concepção construtiva (parte ativa) frente àqueles

terão sua vida útil consideravelmente

vida útil para este tipo de equipamento.

aram por grandes avanços tecnológicos nos últimos anos, com acentuada melhoria no sistema de interrupção (meios de

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Tais avanços são observados principalmente nos aspectos físicos da chave (parte mecânica onde ocorre a interrupção), com a utilização de materiais de ponta inseridos em tanques blindados, onde o projeto prevê a ausência de manutenção.

Aliado aos avanços citados presencia-se atualmente dificuldade para substituição de um determinado componente, pois não há disponibilidade no mercado de forma isolada e sim a peça por completo (pólo, bucha, TC, câmara a vácuo e outros), tornando financeiramente inviável seu reparo, por causa de necessidade de importações, morosidade, indisponibilidade elevada e falta de concorrência no mercado por se tratar de produto especifico. A parte mecânica apresenta expectativa de uso por mais de 20 anos.

Os requisitos de operação, principalmente para redes de distribuição, impõem aos religadores restrições de tempo de vida útil vinculadas às correntes interrompidas de faltas nas redes e no número de chaveamentos sob condições nominais de operação e sob falta.

No tocante ao controle – caixa de comando – este é composto de circuitos/componentes eletrônicos (capacitores, circuitos integrados, displays, etc). As funções disponíveis atualmente podem não atender as necessidades do sistema elétrico frente às tendências regulatórias, do mercado e das redes Smart Grid.

As manutenções e os reparos das caixas de comando são dificultados pela diversidade e a ausência de produtos nacionais. O circuito eletrônico digital e placas em SMD requerem ferramentas apropriadas para pequenas intervenções. A substituição de placas SMD é quase sempre inevitável. Outro obstáculo para manutenção dos controles é a interrupção da produção de componentes, pelos fabricantes, devido a evolução da tecnologia. Após 10 anos de uso já existem dificuldades em adquirir componentes.

Diante deste cenário, a CEMIG propõe 15 anos como vida útil para religadores.

2.13- SISTEMA PROTEÇÃO, MEDIÇÃO E AUTOMAÇÃO (UC 485 )

O sistema de proteção, medição e automação sofrem depreciação de vida útil da mesma forma que os demais equipamentos; porém há uma “depreciação tecnológica” que tem sido decisiva nos últimos anos e que motiva a substituição prematura dos sistemas e equipamentos. Um exemplo disso foi a recente substituição dos sistemas de supervisão e controle das instalações motivada pela NT nº 010/2004 da ANEEL – SINOCON, que concluiu pela incapacidade dos sistemas existentes de atenderem aos requisitos de observabilidade e controlabilidade necessários para a correta operação do sistema elétrico. Outro fato relevante, é que os novos sistemas instalados já se apresentam tecnicamente defasados em função das novas tecnologias de supervisão e controle disponíveis e em fase de expansão de utilização, tais como o atendimento a IEC 61850 e a utilização de sincrofasores (PMU), que atualmente são requisitos exigidos pela ANEEL. Mais um ponto a ser destacado é a quase impossibilidade de se acompanhar o desenvolvimento tecnológico na área de equipamentos microprocessados. Este desenvolvimento leva os fornecedores a atualização constante de suas plataformas de hardware, acarretando na escassez de peças de reposição para equipamentos com mais de 15 anos de vida. Os registradores digitais Mehta Tech são exemplos de um sistema operacional que reconhece apenas discos rígidos SCSI de capacidade igual ou inferior a 512MB. Estes discos não são fabricados há mais de 5 anos. O parque instalado desses equipamentos na CEMIG possui um

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tempo de vida médio de 13 anos e 30% já passaram ou necessitam de “retrofits” em função de falhas destes componentes e da impossibilidade de substituição. Em relação à evolução tecnológica, citam-se os equipamentos do sistema de Supervisão LSA da Siemens, fornecidos até o ano de 2004 que, devido à indisponibilidade de peças de substituição, tornou-se obsoleto em apenas 7 anos. Importante destacar que a CEMIG instalou um destes sistemas em 2003. Outro fator importante a ser considerado é que a Nota Técnica determina o mesmo tempo de vida útil para todos os equipamentos dos sistemas de Proteção, Automação e Medição, o que não corresponde à realidade. Sendo assim, a CEMIG propõe a adequação da estratificação das UAR da UC 485 em códigos A1, com seus respectivos tempos de vida útil, da seguinte maneira:

• 18 anos para o Sistema de Teleproteção (microondas ou fibra ótica);

• 20 anos para o Sistema de Telecontrole, Transmissor ou Receptor ou Transceptor de dados;

• 20 anos para o Sistema de Telemedição, Transmissor de Telemedição, Receptor de Telemedição;

• 18 anos para o Sistema de Aquisição de Dados e Monitoramento; • 20 anos para o Detector de Falta (Proteção) – 20 anos; • 20 anos para o Oscilógrafo Registrador; • 20 anos para a Unidade Supervisora (alarme, controle ou aquisição); • 20 anos para o Microcomputador; • 20 anos para a Impressora; • 20 anos para o Modem; • 18 anos para o Inversor de tensão; • 35 anos para o Painel exclusivo, quadro exclusivo, cubículo exclusivo; • 30 anos para a Mesa de comando exclusiva.

2.14- TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO – UC 565

A. Transformadores de Distribuição Aéreos – 565.01

Em uma amostra de 5.587 transformadores de distribuição queimados nos anos de 2009 e 2010, a média e a mediana da idade foi 17,3 e 17 anos respectivamente. A figura 09 mostra que 56,7% dos transformadores queimados tinha uma idade igual ou inferior a 20 anos.

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Figura 09 Taxa de falha de transformadores de distribuição

Considerando os dados coletados e mostrados pela experiência da CEMIG, a empresa propõe que a vida útil dos transformadores deve ser mantida em 20 anos de acordo com a Resolução Normativa nº367/2009.

2.15- TRANSFORMADORES DE FORÇA (UC 570) E REATORES (UC 330)

O projeto e a fabricação de Transformadores de Força, Autotransformadores de Força e Reatores passou por vários avanços tecnológicos nos últimos anos. A aplicação de novos materiais propiciou a otimização dos projetos e consequentemente a redução dos coeficientes de segurança dos equipamentos produzidos, isto é, os novos equipamentos possuem projetos mais enxutos resultando em uma redução de custos. Após a implantação do novo modelo do setor elétrico, os leilões para concessões de novas instalações de energia são focados na diminuição dos custos de construção (incluindo os equipamentos) em função da busca por competitividade pelas empresas reforçando a necessidade pela otimização dos projetos. Além disso, a expansão do sistema elétrico interligado, que devido à sua dimensão, exige a concepção e implementação de grandes circuitos em extra alta tensão, interligados através de instalações de várias concessões, aliada a necessidade de rígido controle através dos procedimentos operativos aplicados pelo ONS elevaram substancialmente a exposição de reatores, capacitores e transformadores a transitórios diversos, devido a chaveamentos exigidos pelo sistema. Baseada em dados concretos de seu parque de ativos de transmissão, a CEMIG concluiu que:

• Do total dos equipamentos Cromatográfica, constataequipamentos com menos de 30 anos de operação, conforme

• Grande parte dos defeitos apresentados pelos equipamentos não evoluíram para sinistros em função da aplicação sistemática de MonitoramentoCromatográfica, porém, tal constatação permite avaliar o grau de exposição ao risco a que estão sujeitos os equipamentos e por conseqüência, as instalações.

Figura 10: Distribuição de defeitos e falhas em transformadores e reator

Complementando a análise anterior, a CEMIGtransformadores de força em subestações de distribuição conforme Tabela 06.

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Do total dos equipamentos retirados de serviço pelo Monitoramento Preditivo por Análise constata-se que 70% dos defeitos ou falhas foram apresentados por

equipamentos com menos de 30 anos de operação, conforme Figura

Grande parte dos defeitos apresentados pelos equipamentos não evoluíram para sinistros em função da aplicação sistemática de Monitoramento

porém, tal constatação permite avaliar o grau de exposição ao risco a que estão sujeitos os equipamentos e por conseqüência, as instalações.

: Distribuição de defeitos e falhas em transformadores e reator

Complementando a análise anterior, a CEMIG realizou um diagnóstico do desempenho dos em subestações de distribuição entre os anos de 2003 a 2008,

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retirados de serviço pelo Monitoramento Preditivo por Análise 70% dos defeitos ou falhas foram apresentados por

Figura 10;

Grande parte dos defeitos apresentados pelos equipamentos não evoluíram para sinistros em função da aplicação sistemática de Monitoramento Preditivo por Análise

porém, tal constatação permite avaliar o grau de exposição ao risco a que estão sujeitos os equipamentos e por conseqüência, as instalações.

: Distribuição de defeitos e falhas em transformadores e reatores

realizou um diagnóstico do desempenho dos entre os anos de 2003 a 2008,

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Tabela 06: Diagnóstico de falhas de transformadores de força de distribuição

Observa-se que em média, os transformadores atingiram 25,97 anos de vida útil no ano em que sinistraram (valor que está abaixo da proposta de depreciação ANEEL igual a 35 anos), com um desvio padrão de 11,78 anos. Entretanto, 50% destes completaram 26 anos no ano da falha, sendo que a maior parte dos transformadores analisados sinistrou com 20 anos.

A Figura 12 e Tabela 07 apresentam a distribuição dos tempos de vida útil dos transformadores que falharam entre os anos de 2003 e 2008.

Figura 12: Diagnóstico dos tempos de vida útil

Idade dos transformadores

Média 25,970588

Erro padrão 2,0201681

Mediana 26

Modo 20

Desvio padrão 11,779503

Variância da amostra 138,75668

Mínimo 4

Máximo 48

Soma 883

Quantidade 34

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Tabela 07: Freqüência de falha por idade

Nota-se por meio das freqüências calculadas, que 55,88% dos transformadores falharam com tempo de vida útil inferior ou igual a 26 anos (média da idade de ocorrência da falha) e cerca de 70% com 30 anos.

Fazendo uma projeção através da norma NBR5416, que descreve a perda de vida dos transformadores em função do carregamento (Teoria de Arrhenius), os transformadores de força das subestações da CEMIG deveriam ter uma vida útil bem superior à média observada de 26 anos.

A despeito da teoria apresentada, os transformadores de potência das subestações de distribuição são freqüentemente afetados pelas faltas nas redes de distribuição. Apesar do tempo ser limitado pela atuação das proteções, a freqüência dessas ocorrências é muito grande. O fato da rede de distribuição ser essencialmente aérea ocasiona uma freqüência superior de faltas provocadas por queda de árvores, abalroamentos, objetos que tocam a rede, descargas atmosféricas, etc. Não há números de referência em normas/fabricantes sobre a suportabilidade dos transformadores a essas faltas. Percebe-se que esses eventos têm impacto relevante ao longo do ciclo de vida dos transformadores de força de distribuição, reduzindo de forma relevante a perda de vida útil teórica estimada.

Diante da análise apresentada, considerando a convergência da idade das falhas dos transformadores de força/autotransformadores de força de subestações de distribuição e transmissão, a CEMIG propõe que a vida útil dos transformadores de força seja de 30 anos.

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Considerando que o desempenho e características técnicas dos reatores são similares à dos transformadores, a CEMIG propõe que a vida útil destes equipamentos também seja de 30 anos.

A. BUCHAS DE TRANSFORMADORES DE FORÇA ≥ 69 kV

A experiência da CEMIG também mostra que as buchas dos transformadores de força com nível de tensão ≥ 69 kV ou reatores devem ser avaliadas separadamente, por terem uma expectativa de vida inferior à do transformador.

Dessa forma, a CEMIG propõe os seguintes valores de vida útil:

• 20 anos para buchas condensivas ≥ 69 kV;

• 30 anos para buchas < 69 kV.

A Figura 13 apresenta falha ocorrida apenas na bucha do transformador.

Figura 13: detalhe da bucha danificada

3- VALORES DE VIDA ÚTIL PROPOSTOS PELA CEMIG

A CEMIG propõe novos valores de vida útil para os bens e instalações listados na Tabela 08, conforme embasamento técnico apresentado no item 2.

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Tabela 08 - Proposta CEMIG para Vida Útil de Bens e Instalações

UC Cod A1

TÍTULO DOS TIPOS DE UNIDADES DE CADASTRO

Proposta CEMIG

Depreciação (%)

Expectativa de Vida (anos)

125

- BANCO DE CAPACITORES PARALELOS

125.01 BANCO DE CAPACITORES PARALELO IGUAL OU SUPERIOR A 69 kV 6,67% 15,0

125.02 BANCO DE CAPACITORES PARARELO INFERIOR A 69 kV 6,67% 15,0

160

- CHAVE

160.01 SECCIONADORA ≥ 69 kV 4,00% 25,0

CEMIG SECCIONADORA < 69 kV - TIPO FACA Conforme

Item 2.2.a da contribuição

Conforme Item 2.2.a da

contribuição

CEMIG SECCIONADORA < 69 kV - TIPO ISOLADA A SF6 REDE AEREA Conforme

Item 2.2.a da contribuição

Conforme Item 2.2.a da

contribuição

CEMIG SECCIONADORA < 69 kV - TIPO ISOLADA A SF6 REDE SUBTERRÂNEA

Conforme Item 2.2.a da contribuição

Conforme Item 2.2.a da

contribuição

160.02 SECCIONADORA COM LÂMINA DE TERRA ≥ 69 kV 4,00% 25,0

CEMIG SECCIONALIZADOR < 69 kV - ELETRÔNICO 6,67% 15,0

CEMIG SECCIONALIZADOR < 69 kV - HIDRÁULICO 5,26% 19,0

165 - COMPENSADOR DE REATIVOS

165.01 COMPENSADOR DE REATIVOS ESTÁTICO 5,00% 20,0

190 - CONDUTOR IGUAL OU SUPERIOR A 69 kV

190.01 NU INSTALADO ≥ 69 kV 2,86% 35,0

210

- DISJUNTOR

CEMIG DISJUNTOR EM QUALQUER NIVEL DE TENSÃO APLICADO EM REDES, LINHAS DE TRANSMISSÃO E TRANSFORMADORES

5,00% 20,0

CEMIG DISJUNTOR GERADOR 6,67% 15,0

CEMIG DISJUNTOR PARA APLICAÇÃO EM BANCO DE CAPACITORES E REATORES COM CHAVEAMENTO CONTROLADO

10,00% 10,0

CEMIG DISJUNTOR PARA APLICAÇÃO EM BANCO DE CAPACITORES E REATORES SEM CHAVEAMENTO CONTROLADO

20,00% 5,0

215

- EDIFICAÇÃO

215.01 EDIFICAÇÃO - CASA DE FORÇA 2,50% 40,0

215.09 EDIFICAÇÃO - OUTRAS 4,00% 25,0

250 - ESTRADA DE ACESSO

250.01 ESTRADA DE ACESSO 5,00% 20,0

255 - ESTRUTURA (POSTE, TORRE) IGUAL OU SUPERIOR A 69 kV

255.02 TORRE METÁLICA ≥ 69 kV 2,86% 35,0

265

- ESTRUTURA SUPORTE DE EQUIPAMENTO E DE BARRAMENTO

265.01 ESTRUTURA DE SUPORTE PARA EQUIPAMENTO 2,50% 40,0

265.02 ESTRUTURA DE SUPORTE PARA BARRAMENTO 2,50% 40,0

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295 - MEDIDOR

295.18 MEDIDOR COMPARADOR/ FISCAL 7,70% 13,0

310

- PÁRA-RAIOS

CEMIG PÁRA-RAIOS ≥ 230 kV 4,00% 25,0

CEMIG PÁRA-RAIOS < 230 kV 4,50% 22,2

330 - REATOR (OU RESISTOR)

330.01 REATOR 3,33% 30,0

340

- REGULADOR DE TENSÃO

340.01 REGULADOR DE TENSÃO IGUAL OU SUPERIOR A 69 kV 5,00% 20,0

340.01 REGULADOR DE TENSÃO INFERIOR A 69 kV 5,00% 20,0

345 - RELIGADOR

345.01 RELIGADOR 6,67% 15,0

395 - SISTEMA DE ATERRAMENTO

395.15 SISTEMA DE ATERRAMENTO EM LINHA DE TRANSMISSÃO 3,03% 33,0

485

- SISTEMA DE PROTEÇÃO, MEDIÇÃO E AUTOMAÇÃO

CEMIG Sistema de Teleproteção (microondas ou fibra ótica) 5,56% 18,0

CEMIG Sistema de Telecontrole, Transmissor ou Receptor ou Rransceptor de dados

5,00% 20,0

CEMIG Sistema de Telemedição, Transmissor de Telemedição, Receptor de Telemedição

5,00% 20,0

CEMIG Sistema de Aquisição de Dados e Monitoramento 5,56% 18,0

CEMIG Detector de Falta (Proteção) 5,00% 20,0

CEMIG Oscilógrafo, Registrador 5,00% 20,0

CEMIG Unidade Supervisora (alarme, controle ou aquisição) 5,56% 18,0

CEMIG Microcomputador 5,56% 18,0

CEMIG Impressora 6,67% 15,0

CEMIG Modem 5,00% 20,0

CEMIG Inversor de tensão 5,56% 18,0

CEMIG Painel exclusivo, quadro exclusivo, cubículo exclusivo 2,87% 34,8

CEMIG Mesa de comando exclusiva 3,33% 30,0

565 - TRANSFORMADOR DE DISTRIBUIÇÃO

565.01 TRANSFORMADOR DE DISTRIBUIÇÃO AÉREO 5,00% 20,0

570

- TRANSFORMADOR DE FORÇA

570.01 TRANSFORMADOR DE FORÇA 3,33% 30,0

570.02 AUTOTRANSFORMADOR DE FORÇA 3,33% 30,0

CEMIG

- BUCHAS

CEMIG BUCHAS CONDENSIVAS ≥ 69 KV 4,00% 25,0

CEMIG BUCHAS < 69 KV 3,33% 30,0

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4- CONCLUSÃO

Os valores propostos pela CEMIG para a vida útil dos equipamentos são baseados na experiência, no desempenho e em estudos de engenharia de manutenção dos equipamentos do sistema de suas concessões.

O tratamento deste tema exige enorme cuidado por parte do Regulador, pois é notória a indisponibilidade de histórico de vida útil no país, principalmente aquele que comprove de maneira adequada o tempo de vida útil da nova geração de equipamentos, onde a evolução tecnológica faz surgir a cada instante novos tipos e concepção de equipamentos.

Diante de tal constatação da complexidade e abrangência do tema, é fundamental que o Regulador tenha o cuidado devido quando da homologação das novas vidas úteis, sob pena dos impactos advindos serem prejudiciais à regulação da matéria e conseqüentemente aos concessionários. Dessa forma, a CEMIG, além das contribuições oferecidas, propõe que seja criado um ambiente propício para discussão mais aprofundada da matéria, utilizando, por exemplo, recursos do Programa de Pesquisa e Desenvolvimento – P&D ou outra forma de atuação, que o regulador considerar conveniente e adequado. Tal projeto poderá ser coordenado por associações de classe setorial, com a participação ativa dos agentes concessionários do setor elétrico nacional.