Projecto de Linhas Média Tensão, Baixa Tensão, Postos de ...paginas.fe.up.pt/~ee02070/PSTFC Carlos Oliveira 2007.pdf · 11.4.2 Cálculo luminotécnico..... 97 11.5 Dimensionamento

1

Mestrado Integrado em Engenharia Electrotécnica e de

Computadores Ramo de Sistemas de Energia

Projecto de Linhas Média Tensão, Baixa Tensão, Postos de

Transformação, Iluminação Pública e Exploração de Postos de

Transformação e Redes de Baixa Tensão

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso 2006/2007

Estágio Curricular – EDP Distribuição

Guimarães - Dezembro de 2007

Realizado por: Carlos Oliveira 020503070

Projecto, Seminário ou Trabalho Final de Curso 2007

Carlos Oliveira

2 EDP Distribuição [email protected]

Apresentação:

O estágio teve a duração de 3 meses, ocorrendo entre 1 de Outubro e 31 de Dezembro

de 2007, nas instalações da EDP em Guimarães, no departamento de Manutenção e Reposição

de Serviço e departamento de Obras.

Estagiário:

Nome: Carlos Manuel da Silva Oliveira

Número de aluno: 020503070

Estabelecimento de ensino: Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto

Curso: Mestrado Integrado em Engenharia Electrotécnica e de Computadores

Ramo: Sistemas de energia

Orientadores:

• Faculdade

Nome: Professor Doutor António Machado e Moura

Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto

• Empresa

Nome: Engenheiro Francisco Reis Moreira


Carlos Oliveira


Resumo

O presente relatório é relativo ao estágio curricular desenvolvido no âmbito da

disciplina de Projecto Seminário Trabalho Final de Curso.

Este estágio de 3 meses permitiu a aplicação de conceitos teóricos, adquiridos ao longo

da licenciatura, a situações práticas, o que possibilitou obter uma visão mais elucidativa destes.

Inicialmente o percurso passou pelo Departamento de Manutenção e Reposição de

Serviço, no qual se acompanhou o processo de gestão de avarias, inclusive no terreno.

Posteriormente, procedeu-se a um estudo no qual se analisou e avaliou a incidência de

descargas atmosféricas nas linhas de MT e AT. No seguimento deste estudo analisou-se a

viabilidade da inclusão de isoladores com maior capacidade de suporte ao choque atmosférico.

Findado o anterior, foi pedido para se proceder à análise e possível resolução das

constantes avarias na linhas de Urgeses / S.Torcato, apresentando-se as devidas soluções.

No seguimento desta análise e com vista à diminuição das consequências das avarias na

linha referida, foi realizado um estudo técnico e económico da inclusão de um IAT e da

viabilidade da interligação da linha S.Torcato, á linha Rei-Castelões.

Finalmente, neste departamento acompanhou-se equipas que procederam à manutenção

em Postos de Transformação, bem como equipas especializadas na detecção de avarias em

cabos subterrâneos.

No Departamento de Obras realizou-se diversos projectos de linhas Média Tensão,

acompanhando-se por diversas vezes obras no terreno.

Para além destes, foram realizadas análises a projectos de loteamentos para lhes conferir

viabilidade, caso estes cumprissem as normas regulamentares.

No âmbito da Iluminação Pública foram estudados e executados alguns projectos, no

qual se as condições técnicas a que estavam sujeitos, e procedeu-se ao cálculo luminotécnico,

verificando-se se características como uniformidade global e iluminância se encontram dentro

dos parâmetros legais. Para tal usou-se o software “Ulysse” da Schréder.

Relativamente aos Postos de Transformação foram verificados alguns projectos com

vista à sua possível viabilização, bem como idas ao terreno de forma a acompanhar a sua

construção.

Refere-se ainda, que foram realizados trabalhos, que não estão aqui descritos, pelo

pouco interesse que teriam para este relatório.


Carlos Oliveira


Agradecimentos

Gostaria de apresentar os meus sinceros agradecimentos a todos aqueles que me

acompanharam durante a realização deste estágio, nomeadamente:

Ao Professor Doutor António Machado e Moura por ter aceite ser meu orientador de

estágio;

Ao Engenheiro Francisco Reis Moreira, pela excelente oportunidade que me

proporcionou ao estagiar na EDP Distribuição;

Ao Engenheiro José Miguel Costa, Engenheiro Miguel Aguiar, Engenheiro Carlos

Aguiar, Engenheiro Armando Freitas pela orientação disponibilizada necessários para um bom

desempenho durante esta experiência;

Ao Sr. Pinto, Sr. Arnaldo, Sr. José Manuel, Sr. Barbosa e ao Sr. Orlando que me

transmitiram uma outra perspectiva dos conhecimentos já adquiridos durante a licenciatura;

A todos os outros Engenheiros e colaboradores;

À Andreia pelo apoio que sempre me deu;

À minha família especialmente, os meus pais, que sem eles não teria sido possível

realizar este curso;

Aos meus amigos e a todas as pessoas mais próximas.


Carlos Oliveira


ÍÍÍÍndicendicendicendice 1 INTRODUÇÃO ........................................................................................................ 10

2 DEPARTAMENTO DE MANUTENÇÃO E REPOSIÇÃO DE SERVIÇO ................ 11 2.1 Gestão de Avarias......................................................................................... 11

2.2 Projecto Workforce Management ............................................................... 12 2.2.1 Incidentes.................................................................................................. 13 2.2.2 Manutenção .............................................................................................. 13

2.2.3 Clientes ..................................................................................................... 14 3 AVALIAÇÃO DA INCIDÊNCIA DAS DESCARGAS ATMOSFÉRICAS NAS LINHAS

DE AT E MT ................................................................................................................. 14 3.1 Nível ceráunico .............................................................................................. 15

3.2 Regiões particularmente atingidas ............................................................. 15 3.2.1 Factores topológicos................................................................................. 15

3.2.2 Factores geológicos .................................................................................. 15

3.2.3 Concentração iónica do ar ........................................................................ 15

3.2.4 Conceitos importantes no estudo.............................................................. 15

3.2.5 Densidade de descargas ............................................................................ 16

3.2.6 Frequência de descargas ........................................................................... 17

3.2.7 Descargas directas sobre linhas ( AO-GMR) ........................................... 17

3.2.8 Descargas indirectas sobre linhas (AO-GMR) ......................................... 18

4 VIABILIDADE DA INCLUSÃO DE ISOLADORES NA REDE DE TENSÃO DE

SUPORTE AO CHOQUE SUPERIOR ............................................................................. 19 4.1 O que é um problema Multiatributo?.......................................................... 19 4.2 O problema…................................................................................................. 19

4.3 O Método Electré IV ..................................................................................... 20

4.4 A Entrevista… ................................................................................................ 21

4.5 Resultados Obtidos....................................................................................... 21

5 RESOLUÇÃO DE UM PROBLEMA NA LINHA DE URGESES/S.TORCATO ...... 23 5.1 Descrição do problema ................................................................................ 23

5.2 Considerações sobre a continuidade de serviço ..................................... 24

Tabela 6- Indicadores da continuidade de serviço por zonasError! Bookmark not defined.

5.3 Soluções propostas a adoptar .................................................................... 26 5.3.1 Dimensionamento da coordenação de isolamento.................................... 26

5.3.2 Aumento da secção dos condutores.......................................................... 27

5.3.3 Interligação ............................................................................................... 28 5.3.4 Inclusão de um IAT .................................................................................. 29

5.4 Confronto com as avarias ocorridas no Ramal estudado....................... 29 6 ESTUDO TÉCNICO E ECONÓMICO DA INCLUSÃO DE UM IAT E

INTERLIGAÇÃO NA LINHA DE URGESES/S.TORCATO ........................................... 29

6.1 Dispositivos de seccionamento automático e selectivo .......................... 29 6.1.1 IAR – Interruptor Auto-Religador............................................................ 30

6.1.2 IAT – Interruptor Aéreo Telecomandado................................................. 30

6.2 Heurística para localização de IAT em Redes de distribuição .............. 31 6.3 Análise de Resultados.................................................................................. 32

6.4 Análise da viabilidade das várias opções ................................................. 33


Carlos Oliveira


6.4.1 Factores considerados............................................................................... 34

6.4.2 Sem interligação e sem IAT ..................................................................... 35

6.4.3 Sem interligação e com IAT..................................................................... 36

6.4.4 Com interligação e sem IAT..................................................................... 36

6.4.5 Com interligação e com IAT .................................................................... 37

6.5 Análise de dados........................................................................................... 37

6.6 Estudo Económico ........................................................................................ 39

6.6.1 Valor Actualizado Líquido (VAL) ........................................................... 40

6.6.2 Índice de Rentabilidade (IR)..................................................................... 41

6.6.3 Conclusão ................................................................................................. 42

7 MANUTENÇÃO DE POSTOS DE TRANSFORMAÇÃO ........................................ 42

8 DETECÇÃO DE AVARIAS EM CABOS ELÉCTRICOS SUBTERRÂNEOS ............ 45 8.1 Análise geral .................................................................................................. 45

8.1.1 Pré-localização de defeito......................................................................... 45

8.1.2 Localização............................................................................................... 47

8.2 Avaria num cabo subterrâneo na Praça do Município (Vizela) ............. 48 9 PROJECTO E CONSTRUÇÃO DE LINHAS MT ...................................................49

9.1 Introdução....................................................................................................... 49

9.2 SIT/DM ............................................................................................................ 50 9.3 Apoios ............................................................................................................. 50

9.3.1 Tipos de esforços...................................................................................... 52

9.4 Armações ....................................................................................................... 52

9.5 Isoladores ....................................................................................................... 55

9.6 Condutores..................................................................................................... 56

9.7 Fundações......................................................................................................57

9.8 Regulamentação ........................................................................................... 57

9.8.1 Pressão dinâmica do vento ....................................................................... 57

9.8.2 Coeficiente de redução ............................................................................. 57

9.8.3 Coeficiente de forma ................................................................................ 57

9.8.4 Distâncias regulamentares ........................................................................ 58

9.9 Cálculo mecânico .......................................................................................... 59

9.10 Traçado da Linha....................................................................................... 59

9.11 Estados atmosféricos tipo ........................................................................ 60 9.12 Agentes atmosféricos ............................................................................... 61

9.12.1 Acção do Vento ........................................................................................61

9.12.2 Acção do gelo ........................................................................................... 61

9.12.3 Acção da Temperatura.............................................................................. 61

9.13 Coeficiente de sobrecarga ....................................................................... 62 9.14 Determinação do estado mais desfavorável ......................................... 62

9.14.1 Vão crítico ................................................................................................ 62 9.15 Determinação da tensão de montagem................................................. 63

9.16 Estabilidade de apoios.............................................................................. 63 9.17 Projectos realizados.................................................................................. 64

9.18 Projecto de alteração Rodrigues e Camacho ....................................... 64

9.18.1 Considerações........................................................................................... 64

9.18.2 Determinação da curva ............................................................................. 65

9.18.3 Escolha da altura dos apoios..................................................................... 66

9.18.4 Verificação da estabilidade dos apoios..................................................... 66

9.18.5 Apoios determinados ................................................................................ 77


Carlos Oliveira


9.18.6 Distância entre condutores........................................................................ 78

9.18.7 Isoladores.................................................................................................. 79 9.18.8 Armações .................................................................................................. 79

9.18.9 Estado montagem ..................................................................................... 80

10 ANÁLISE DE PROJECTOS DE LOTEAMENTOS............................................. 81

10.1 Considerações ........................................................................................... 81

10.2 Apreciação dos projectos ......................................................................... 81 10.3 Postos de transformação ......................................................................... 82 10.4 Armários de distribuição ........................................................................... 82 10.5 Tipo e secções de cabos.......................................................................... 83 10.6 Cálculos das potências............................................................................. 83 10.7 Corrente de serviço ................................................................................... 84

10.8 Protecção Contra Sobrecargas ............................................................... 85 10.9 Protecção Contra Curto-Circuitos ........................................................... 85 10.10 Quedas de Tensão.................................................................................... 87

10.11 Análise do loteamento IMOAVE.............................................................. 88 10.11.1 Considerações ....................................................................................... 88

10.11.2 Factores de simultaneidade................................................................... 88

10.11.3 Corrente de serviço ............................................................................... 89

10.11.4 Condição de Aquecimento.................................................................... 90

10.11.5 Protecção Contra Sobrecargas .............................................................. 90

10.11.6 Protecção Contra Curto-Circuitos......................................................... 91

10.11.7 Quedas de Tensão ................................................................................. 93

11 ILUMINAÇÃO PÚBLICA.................................................................................... 95

11.1 Introdução ................................................................................................... 95

11.2 Conceitos luminotécnicos ........................................................................ 95 11.3 Selecção de apoios ................................................................................... 95

11.4 Caso Iluminação Pública - Urbanização de Castelões Vila Nova de Famalicão.................................................................................................................. 96

11.4.1 Considerações........................................................................................... 96

11.4.2 Cálculo luminotécnico.............................................................................. 97

11.5 Dimensionamento da rede de iluminação pública ............................... 99

11.5.1 Corrente de Serviço .................................................................................. 99

11.5.2 Protecção contra sobrecargas ................................................................. 100

11.5.3 Protecção contra curto-circuitos ............................................................. 100

11.5.4 Quedas de tensão .................................................................................... 100

11.5.5 Comprimentos máximos admissíveis ..................................................... 100

12 POSTOS DE TRANSFORMAÇÃO ................................................................... 100

13 CONCLUSÃO ................................................................................................... 103

14 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS................................................................. 104

15 ANEXOS........................................................................................................... 105

ÌÌÌÌndicendicendicendice de figuras de figuras de figuras de figuras e tabelas e tabelas e tabelas e tabelas Figura 1 - Área Operacional Guimarães............................................................................................................................................. 11 Figura 2- Menu geral do Sistema de Gestão de Incidentes (SGI)....................................................................................................... 11 Figura 3 - Sistema de Gestão da Mobilidade de Equipas ................................................................................................................... 14 Figura 4- Isolador partido .................................................................................................................................................................. 14


Carlos Oliveira


Figura 5- Níveis ceráunicos em Portugal ........................................................................................................................................... 16 Figura 6- Limiares e zonas de indiferença e preferência .................................................................................................................... 21 Figura 7- Matriz de credibilidade....................................................................................................................................................... 22 Figura 8-Matriz de classificação final ................................................................................................................................................ 22 Figura 9- Gráfico Final ...................................................................................................................................................................... 23 Figura 10– Localização dos pontos fracos e nova numeração da rede ............................................................................................... 27 Figura 11- Interligação (Imagem-SIT) ............................................................................................................................................... 28 Figura 12- IAR................................................................................................................................................................................... 30 Figura 13- IAT................................................................................................................................................................................... 31 Figura 14- Representação de uma rede com n nós, cargas nodais P1…Pn, n ramos com naturezas e comprimentos distintos e com diferentes taxas de avarias.................................................................................................................................................................. 31 Figura 15- Divisão em zonas.............................................................................................................................................................. 34 Figura 16- Verificação de pontos quentes .......................................................................................................................................... 43 Figura 17- Verificação de terras......................................................................................................................................................... 44 Figura 18- Verificação de terras......................................................................................................................................................... 44 Figura 19- Aplicação do mega-ohmimetro......................................................................................................................................... 48 Figura 20- Detecção da avaria, usando o microfone .......................................................................................................................... 49 Figura 21- Localização exacta do defeito........................................................................................................................................... 49 Figura 22 - Apoio de alinhamento...................................................................................................................................................... 51 Figura 23- Apoio de ângulo ............................................................................................................................................................... 51 Figura 24- Apoio de derivação........................................................................................................................................................... 51 Figura 25- Apoio de fim de linha....................................................................................................................................................... 52 Figura 26- Armação em triângulo ...................................................................................................................................................... 53 Figura 27- Armação em galhardete.................................................................................................................................................... 53 Figura 28- Armação em esteira vertical ............................................................................................................................................. 53 Figura 29- Armação em esteira horizontal (HRFSC) ......................................................................................................................... 54 Figura 30- Armação em esteira horizontal (tipo “N”)........................................................................................................................ 54 Figura 31- Armação HPT4................................................................................................................................................................. 54 Figura 32- Cadeia de amarração descendente .................................................................................................................................... 55 Figura 33- Cadeia de amarração ascendente ...................................................................................................................................... 55 Figura 34- Isoladores com haste de descarga ..................................................................................................................................... 56 Figura 35- Árvore de decisão............................................................................................................................................................. 62 Figura 36- Vista de perfil e vista aérea com os apoios numerados..................................................................................................... 65 Figura 37– Apoio de ângulo com uma derivação............................................................................................................................... 67 Figura 38– Apoio de ângulo............................................................................................................................................................... 69 Figura 39– Apoio de ângulo............................................................................................................................................................... 70 Figura 40– Apoio de ângulo............................................................................................................................................................... 71 Figura 41– Apoio de ângulo com uma derivação............................................................................................................................... 72 Figura 42– Apoio de ângulo com uma derivação............................................................................................................................... 74 Figura 43– Apoio de ângulo............................................................................................................................................................... 76 Figura 44- Etapas de apreciação de um projecto de infra-estruturas eléctricas................................................................................... 81 Figura 45– Representação esquemática da protecção contra sobrecargas .......................................................................................... 85 Figura 46– Tempo de actuação das protecções .................................................................................................................................. 87 Figura 47– Características da via a iluminar ...................................................................................................................................... 97 Figura 48– Uniformidade global obtida ............................................................................................................................................. 97 Figura 49– Iluminância obtida ........................................................................................................................................................... 98 Figura 50– Escala de cinzentos .......................................................................................................................................................... 98 Figura 51– Curvas isolux ................................................................................................................................................................... 99

Tabela 1 – Índice ceráunico admitido para as diversas áreas de rede ................................................................................................. 17 Tabela 2– Número de descargas directas nos apoios por 100 km de linha e por ano..........................................................................18 Tabela 3– Número de descargas indirectas nos apoios por 1 km de linha e por ano, e preço estimado dos isoladores a montar num km de linha ........................................................................................................................................................................................ 18 Tabela 4 - Alternativas (isoladores) ................................................................................................................................................... 20 Tabela 5 - Limiares de indiferença e preferência do AD, thresholds.................................................................................................. 21 Tabela 6- Indicadores da continuidade de serviço por zonas.............................................................................................................. 25 Tabela 7- Resultados para a determinação do local a instalar o IAT.................................................................................................. 33 Tabela 8– Valores da pressão dinâmica do vento............................................................................................................................... 57 Tabela 9- Coeficiente de forma para os condutores ........................................................................................................................... 58 Tabela 10– Comprimentos, tensões de montagem e tipo de condutor de cada vão ............................................................................ 67 Tabela 11- Comprimentos, tensões de montagem e tipo de condutor de cada vão ............................................................................. 69 Tabela 12- Comprimentos, tensões de montagem e tipo de condutor de cada vão ............................................................................. 70 Tabela 13- Comprimentos, tensões de montagem e tipo de condutor de cada vão ............................................................................. 71 Tabela 14– Comprimentos, tensões de montagem e tipo de condutor de cada vão ............................................................................ 72 Tabela 15– Comprimentos, tensões de montagem e tipo de condutor de cada vão ............................................................................ 74 Tabela 16- Comprimentos, tensões de montagem e tipo de condutor de cada vão ............................................................................. 76 Tabela 17– Apoios a instalar.............................................................................................................................................................. 77 Tabela 18– Isoladores a instalar......................................................................................................................................................... 79 Tabela 19– Armações a instalar ......................................................................................................................................................... 80 Tabela 20– Tensões a adoptar na montagem...................................................................................................................................... 80 Tabela 21– Tipo de armários definidos no guia de loteamentos......................................................................................................... 82 Tabela 22– Tipo de cabos definidos no guia de loteamentos.............................................................................................................. 83 Tabela 23– Coeficiente de simultaneidade para instalações de entrada colectiva............................................................................... 84


Carlos Oliveira


Tabela 24– Comprimentos máximos admissíveis ............................................................................................................................ 100

Lista de Lista de Lista de Lista de AbreviaturasAbreviaturasAbreviaturasAbreviaturas AD Armário de Distribuição AD Agente de decisão AO-GMR Área Operacional - Guimarães AT Alta Tensão BT Baixa Tensão BTE Baixa Tensão Especial DAR Disjuntor Auto Religador DGE Direcção Geral de Energia DM Design Manager EDP Energias de Portugal IAR Interruptor Auto Religador IAT Interruptor aéreo Telecomandado IP Iluminação Pública MT Média Tensão OS Ordens de Serviço PSE Prestadores de Serviço PT Posto de Transformação PTD Posto de Transformação de Distribuição QGBT Quadro Geral de Baixa Tensão RSLEAT Regulamento de Segurança de Linhas Eléctricas de Alta Tensão RSRDEEBT Regulamento de Segurança de Redes de Distribuição de Energia Eléctrica em Baixa Tensão SE Subestação SGI Sistema de Gestão de Incidentes SIT Sistema de Informação Técnica TET Trabalhos em Tensão WFM Workforce Management


Carlos Oliveira


1 INTRODUÇÃO

No presente relatório é descrito o estágio final de curso, o qual foi realizado na empresa EDP

Distribuição na Área Operacional de Guimarães.

O estágio tem como objectivo a integração do estagiário no mundo do trabalho, baseando-se

essencialmente na componente prática, exigindo a aplicação dos conhecimentos adquiridos. Deste modo,

o estágio implica não só o uso de conhecimentos teóricos em situações práticas, mas também o

desenvolvimento de capacidades de decisão, superar desafios, bem como aprender a planear e coordenar

tarefas.

Para além dos objectivos mencionados, o estágio também permite um melhor conhecimento ao

nível dos trabalhos, métodos e regulamentação da empresa.

Relativamente ao estágio em questão o principal objectivo consistiu na aquisição de

competências profissionais na área de projecto e construção de linhas de Média Tensão, Baixa Tensão,

Postos de Transformação e Iluminação Pública.

O estágio não obedeceu a um programa de actividades específico. O Trabalho era realizado à

medida que as tarefas iam surgindo.

Ao longo do relatório de estágio, procurei realizar nos capítulos que o compõem, uma análise

crítica e rigorosa sobre o trabalho realizado.


Carlos Oliveira


2 DEPARTAMENTO DE MANUTENÇÃO E REPOSIÇÃO DE SERVIÇO

O Departamento de Manutenção e Reposição de Serviço, tem a seu encargo a manutenção da

rede de distribuição de baixa tensão, postos de transformação e iluminação pública, garantindo a

reposição de serviço em toda a rede MT e BT das áreas pertencentes aos concelhos de Guimarães,

Felgueiras, Famalicão, Vizela, Fafe, Cabeceiras de basto, Celorico de Basto e Mondim de Basto.

Figura 1 - Área Operacional Guimarães

Durante as primeiras quatro semanas, estagiei neste departamento, tendo a oportunidade de

contactar e acompanhar a gestão e resolução de avarias, obras de manutenção, consignações, alterações na

rede de baixa tensão, manobras na rede de média tensão e em subestações, bem como realizar

“percorridos” às linhas de MT; permitindo assim, familiarizar-me com os equipamentos e metodologia de

trabalho usados, bem como com a intervenção na rede de distribuição.

2.1 Gestão de Avarias

O processo de gestão de avarias é administrado através do Sistema de Gestão de Incidentes,

estando em fase de migração para o Sistema de Informação Técnica.

Figura 2- Menu geral do Sistema de Gestão de Incidentes (SGI)

Por sua vez, os problemas na rede de distribuição são comunicados pelo cliente através do

Contact Center ou detectados pelo centro de condução através do SCADA. Posteriormente ao

conhecimento de qualquer incidente, o centro de condução transmite indicações às respectivas equipas de


Carlos Oliveira


assistência à rede. Os dados migram para o SGI, levando a que todos os responsáveis pelas diferentes

áreas de rede tomem conhecimento das anomalias na rede. Cada área operacional tem um coordenador

que acede ao SGI e analisa as irregularidades na sua área de actuação, de forma a tomar as decisões

necessárias à resolução do problema e controlar os respectivos tempos de resolução.

O tipo e número de meios mobilizados, bem como o tempo de resposta dependem de vários

factores: tipo de cliente afectado (BT, BTE, MT), o local (rural, urbano), número de clientes afectados.

Após a resolução da anomalia, a equipa do piquete informa o centro de condução, onde é

contabilizado o tempo que decorreu desde a recepção até à resolução da avaria. Quando necessário, é

fornecida mais informação relativa ao estado actual da anomalia e sobre a necessidade de uma nova

intervenção após resolução provisória. O piquete informa o centro de condução do tempo previsto para a

reparação da avaria, ficando estes dados disponibilizados no Contact Center.

Se a avaria for causada por terceiros ou for considerada como causa fortuita ou de força maior, aí

são recolhidas outras informações como: qual o responsável pela avaria, preenchimento de uma ficha de

ocorrência e são ainda tiradas fotografias, etc. Por sua vez, o coordenador de avarias insere estas

informações na aplicação informática “Casos Fortuitos ou de Força Maior”, uma vez que estes incidentes

se caracterizam pela exterioridade. (Ver anexo 1)

De facto, o fornecimento de energia eléctrica deve ser permanente e contínuo, podendo ser

interrompido nas situações previstas no Regulamento de Relações Comerciais, designadamente por casos

fortuitos ou de força maior, por razões de interesse público, de serviço, se segurança, por acordo com o

cliente ou por facto que lhe seja imputável. São considerados casos fortuitos ou de força maior, os que

resultem da ocorrência de greve geral, alteração de ordem pública, incêndio, terramoto, inundação, vento

de intensidade excepcional, descarga atmosférica directa, sabotagem, malfeitoria e intervenção de

terceiros devidamente comprovada.

2.2 Projecto Workforce Management

O WFM é um projecto em fase de implementação que visa a gestão da mobilidade de equipas.

Os trabalhos concebidos nos sistemas corporativos serão agendados e despachados, de modo

optimizado para as equipas no terreno, através de terminais móveis.

Com este sistema existe a possibilidade de actualizar em tempo real os trabalhos realizados

devido ao apoio à execução e o retorno de informação.

De facto, a optimização do trabalho, o apoio à execução no terreno e captura de informação do

estado dos serviços em tempo real serão mais-valias que o WFM apresenta.

Para este projecto, serão esperados:

Melhor serviço ao Cliente

• Resolução à 1ª iteração: melhor informação, melhor actuação

• Rapidez na comunicação, deslocação e execução

• Antecipação de desvios no agendamento


Carlos Oliveira


Benefícios para o Regulador

• Melhores níveis de serviço

• Menores penalizações

• Qualidade da informação

• Redução de custos

Benefícios para os Colaboradores e Parceiros

• Disponibilização imediata de trabalhos e informação no terreno

• Diminuição de tempos de deslocação

• Apoio à deslocação (Tom Tom)

• Equipamento único (voz, dados e captura de fotografia)

Benefícios de Operação

• Agilização da relação com PSE’s

• Qualidade da informação

• Menor carga administrativa

• Sustentabilidade ambiental (eliminação de impressão em papel)

O WFM suportará as áreas de Incidentes, Manutenção e Clientes, com enfoque inicial em BT e

extensão progressiva a MT e AT.

2.2.1 Incidentes

Actualmente, os incidentes da rede BT são tratados e registados em tempo-real pelo SCI,

futuramente, serão tratados pelo WFM. O conhecimento sobre as anomalias da rede eléctrica (BT) chega

aos sistemas de gestão de incidentes através das comunicações de avaria enviadas do Contact Center, para

se proceder à respectiva abertura dos incidentes.

No que respeita às avarias na rede AT e MT, elas chegam ao conhecimento dos operadores dos

Centros de Condução a partir dos sistemas Scada/DMS. Com o WFM serão seleccionadas as equipas no

terreno (internas/externas) e atribuídas as tarefas. Estas equipas por sua vez, enviarão a respectiva

informação de retorno para o SGI.

2.2.2 Manutenção

Actualmente, em SAP-PM são geradas as notas e ordens de manutenção, sendo o seu

encaminhamento para o terreno efectuado via suporte papel. Com o WFM pretende-se automatizar a

atribuição dos trabalhos, bem como o retorno da informação gerada no terreno, simplificando os serviços,

apoiando a execução no terreno e reduzindo carga administrativa.


Carlos Oliveira


2.2.3 Clientes

O SAP gera Ordens de Serviços – processo que possibilita a realização no terreno de acções de

índole técnico comercial nas instalações dos Clientes e nos equipamentos de contagem e de controlo da

potência. As OS atribuídas a PSE’s são encaminhadas electronicamente para os respectivos Centros de

Despacho, através duma aplicação em ambiente Web (OS-Online). De seguida procede-se à edição em

papel dos serviços a executar. Após execução no terreno, a informação relativa aos serviços e tarefas

realizadas são carregadas em OS-Online, ou directamente em ISU, para actualização das respectivas bases

de dados. Com o WFM pretende-se melhorar a gestão das equipas no terreno, agilizar o processo de

agendamento e atribuição dos serviços às equipas, reduzir tempos na disponibilização dos serviços a

executar e ter informação de retorno acerca do estado de execução dos serviços.

Figura 3 - Sistema de Gestão da Mobilidade de Equipas

3 AVALIAÇÃO DA INCIDÊNCIA DAS DESCARGAS ATMOSFÉRICAS NAS LINHAS DE AT E MT

As sobretensões de origem externa, nomeadamente, as que são originadas por descargas

atmosféricas, têm sido na evolução temporal, dos fenómenos atmosféricos que mais preocupações têm

levantado relativamente ao projecto e exploração de redes aéreas. De facto, as sobretensões de origem

atmosférica são a causa de várias avarias na rede de distribuição causando, normalmente, prejuízos

consideráveis. Como tal será necessário um conhecimento pormenorizado destes fenómenos, pois tais

acontecimentos poderão originar encargos substanciais à empresa responsável pela distribuição e

transporte.

Figura 4- Isolador partido

Esta análise incidir-se-á na rede de distribuição, o que leva a uma análise algo diferente no caso

de um sistema de transporte. Seguidamente será realizada uma análise teórica deste fenómeno, fazendo-se


Carlos Oliveira


posteriormente um estudo teórico-prático no sentido de transpor na medida do possível, o conhecimento

adquirido a nível académico, para a empresa.

3.1 Nível ceráunico

Uma determinada região pode ser caracterizada pela maior ou menor intensidade de ocorrências

de trovoadas, associando-se a essa zona um nível ceráunico. Por definição o nível ceráunico será o

número de dias durante um ano que se ouve trovejar num determinado local. De facto, o conhecimento

deste factor será uma mais-valia para a implementação de determinadas instalações eléctricas. Porém, a

falta de indicação sobre a frequência das descargas no solo e a inexistência de zonas localizadas

particularmente atingidas, fará com que a informação fornecida por um nível ceráunico deixe algo a

desejar. Também o facto de estes valores dependerem do observador, da direcção do vento e de outros

factores que nada têm a ver com o que na verdade se quer medir, associarão ao nível ceráunico uma taxa

de incerteza considerável.

3.2 Regiões particularmente atingidas

Existem determinadas regiões que são particularmente atingidas pelas descargas atmosféricas

podendo estar na origem dessas ocorrências os seguintes factores:

3.2.1 Factores topológicos

Podem existir zonas que possuem pré-disposição para a formação de nuvens de tempestade sob o

efeito combinado da humidade do solo e de um aquecimento local, que poderá originar a ascensão de uma

massa de ar quente e húmida.

3.2.2 Factores geológicos

O ponto exacto de impacto de um raio, em princípio, apenas será determinado na parte inferior da

sua trajectória, sendo a parte superior (acima dos 100 metros do nível do solo) independente da estrutura

geométrica ou geológica do solo. Estudos revelam que não serão factores absolutamente locais que têm

acção decisiva sobre o impacto. Contudo, verificou-se experimentalmente que a condutividade do solo

poderá ser um factor importante; e resultados demonstram que as zonas possuidoras de tolhas de água ou

falhas húmidas são mais atractivas

3.2.3 Concentração iónica do ar

Este factor permitirá de maneira clara que a condutividade eléctrica seja mais elevada, razão pela

qual será associado este fenómeno ao conhecido ninho de trovoadas. Porém, este assunto carece ainda de

um maior número de dados experimentais

3.2.4 Conceitos importantes no estudo


Carlos Oliveira


Neste estudo, foi essencial conhecer os valores ceráunicos da área da rede em questão, referindo-

se ainda, que estes valores foram confirmados pelo instituto meteorológico, o que poderá colmatar

algumas limitações naturais do índice ceráunico. Por informação proveniente do Instituto de

Meteorologia, verificou-se que a área operacional de Guimarães está inserida num meio onde os índices

ceráunicos não são propriamente baixos, quando comparados com o panorama nacional, como se poderá

constatar de seguida.

Figura 5- Níveis ceráunicos em Portugal

Os valores referidos na figura 5 são valores médios, medidos durante um período de 30 anos. A

partir desta, pode-se determinar através de uma aproximação de médio rigor, que o nível ceráunico

admitido para a área operacional de Guimarães será de 16,5 dias de descargas anuais.

3.2.5 Densidade de descargas

A densidade de descargas no solo será um factor que poderá servir como complemento precioso

de informação. Este dá a conhecer o número de descargas por quilómetro quadrado e por ano. A partir de

indicações obtidas por meio de contadores de descarga, será possível estabelecer expressões que

relacionam o nível ceráunico Nc e a densidade de descargas no solo Ng. O nível ceráunico relaciona-se

com a densidade de descargas no solo da seguinte forma:

)2,04,0...).(35,01,0.( ±+= αcg NN , α - latitude da região a considerar

Em Portugal pode-se adoptar, por aproximação:

6i

g

NN =


Carlos Oliveira


3.2.5.1 Densidade de descargas -Área Operacional de Guimarães

Concretamente para a área operacional de Guimarães, e conhecendo aproximadamente o nível

ceráunico desta região, figura 5, pode-se afirmar que a densidade de descargas no solo terá um valor perto

de 2.75 descargas por ano e por quilometro quadrado, sendo um valor bastante apreciável.

Área de Rede Índice Ceráunico Admitido Área de Rede Índice Ceráunico Admitido

Ave Sousa 16,5 Litoral Centro 13

Grande Porto 18 Alentejo 13

Minho 19 Algarve 10

Trás-os-Montes 15 Grande Lisboa 7,5

Beira Interior 14 Oeste 7,5

Beira Litoral 17 Península de Setúbal 7,5

Coimbra/Lousa 17 Vale do Tejo 13

Tabela 1 – Índice ceráunico admitido para as diversas áreas de rede

3.2.6 Frequência de descargas

Para além destas informações, existe a possibilidade de relacionar a frequência das descargas Nt

e a altura de um determinado objecto pela seguinte equação:

2

10025,0

= HNt

o que terá algum interesse estatístico.

3.2.7 Descargas directas sobre linhas ( AO-GMR)

Neste estudo serão consideradas as alturas médias dos apoios fora do solo, 16 metros para linhas

MT e 22 metros para linhas AT.

O número de descargas directas por 100 km de linha e por ano pode ser estimado a partir da

altura média dos apoios da linha (h) e pela distancia horizontal entre os condutores exteriores da linha e

da densidade de descargas da região (definida anteriormente). Estão a seguir apresentadas duas

expressões que permitem determinar os valores em questão.

a) )28(10

6,0HbN

N gd +=

b) )5,10(10

75,00 HbNK

N gd +=

⇒ Nd número de descargas directas nos apoios por 100 km de linha e por ano

⇒ H Altura média dos apoios, em metros (fora do solo)

⇒ b distância horizontal entre os condutores exteriores da linha, em metros

MT - 2


Carlos Oliveira


AT - 3,5

⇒ K 0 coeficiente orográfico (valor recomendado 1,8)

Em folha de cálculo foi possível determinar os seguintes valores de Nd:

Expressão a)

MT

Expressão a)

AT

Expressão b)

MT

Expressão b)

AT

Diferença entre

MT-AT a)

Diferença entre

MT-AT b)

Ng 2,75 2,75 2,75 2,75 - -

Nd 41 50 43 55 1,22 1,28

H 16 22 16 22 - -

Nc 16,5 16,5 16,5 16,5 - -

b 2 3,5 2 3,5 - -

Ko - - 1,8 1,8 - -

Tabela 2– Número de descargas directas nos apoios por 100 km de linha e por ano

Pode-se verificar que a diferença de valores entre as expressões a e b, é reduzida, podendo-se

assumir que as mesmas são equivalentes. Uma conclusão imediata, e que era de esperar, é o facto do

número de descargas directas ser superior nas linhas de AT. Através da primeira expressão verifica-se que

a ocorrência de descargas em linhas MT será cerca de 22% menor que em AT e pela segunda expressão

aproximadamente 28%. Contudo, o que interessa realçar é que as descargas atmosféricas directas por 100

km de linhas e por ano, na AO-GMR terá um valor previsível de 43 em MT e 55 em AT.

3.2.8 Descargas indirectas sobre linhas (AO-GMR)

Estes tipos de fenómenos são também relativamente comuns no sistema eléctrico. Estudos

admitem que o número de descargas indirectas pode ser obtido por intermédio do valor de tensão

suportável ao choque (U), da densidade de descargas por quilómetro quadrado por ano e da altura média

dos apoios. A expressão seguinte permite determinar o número esperado de sobretensões induzidas Ni

(fase-terra) por ano por 100 Km de linha, superior à tensão suportável ao choque U (KV).

a) HNU

LogN gi75,3

10 )30

5,25,3(19,0 +=

Isolador 1

AAB 304 (1)

Isolador 2

AAB 1404 (1)

Isolador 3

ARD 70

Isolador 4

ARD 85

Isolador 5

AAB 1404 (3)

Ni (1 Km linha) 2,62 1,75 0,74 0,51 0,16

H 16 16 16 16,00 16,00

U suporte ao choque atmosférico 75 95 145 170 250

Ng 2,75 2,75 2,75 2,75 2,75

preço total isoladores c/ mão obra(1 km de linha) 780 975 1170 1365 2925

Tabela 3– Número de descargas indirectas nos apoios por 1 km de linha e por ano, e preço estimado dos isoladores a montar num km de linha


Carlos Oliveira


Na tabela anterior, estão definidos o número de descargas indirectas previstas num ano para a

AO-GMR num quilómetro de linha para cada tipo de isolador. Estão também estimados os valores totais

da colocação de isoladores de cada tipo para 1 quilómetro de linha.

Para uma futura construção de uma determinada linha na AO-GMR, efectuarei um estudo de

optimização/decisão para se determinar qual a melhor opção de isoladores (tensão máxima suportável) a

instalar na rede tendo em conta o preço dos mesmos e o número de descargas indirectas. Seria possível só

com estes 2 atributos, tomar uma decisão com base numa simples análise Trade-Off, contudo, e com vista

a colocação de outros possíveis atributos, num hipotético futuro estudo, optar-se-á por estudar esta

problemática com recurso da metodologia Electré IV.

Convém ainda realçar que neste estudo o agente de decisão será simulado, mas em qualquer

altura é possível a alteração da folha de cálculo, alteração/inclusão de atributos, para resultados mais de

acordo com o interesse da empresa. Salienta-se que no caso de remodelação de uma determinada linha

apenas se tem de substituir os novos valores relativos ao custo de instalação na tabela thresholds do

Electré.

4 VIABILIDADE DA INCLUSÃO DE ISOLADORES NA REDE DE TENSÃO DE SUPORTE AO CHOQUE SUPERIOR

4.1 O que é um problema Multiatributo?

“De um modo sintético pode afirmar-se que a Análise Multiatributo estuda como ordenar e/ou

seleccionar um conjunto finito de alternativas avaliadas segundo diferentes critérios. Este problema de

ordenação e/ou selecção é muito comum em concursos para aquisição de equipamentos ou para

contratação de serviços, uma vez que, em geral, tais equipamentos ou serviços apresentam várias

características competitivas entre si quando observadas segundo diferentes pontos de vista.”

4.2 O problema…

O problema abordado terá como objectivo ajudar um possível AD a optar por uma decisão que vá

de encontro aos seus interesses. Concretamente, o AD terá que optar por um de 5 tipos/configurações de

isoladores, estando as alternativas existentes presentes na seguinte tabela.

Cada um destes isoladores possui características (2 atributos) que os definem, nomeadamente o

preço e o número de descargas indirectas por ano, podendo ser incluídos outros.

Cada atributo deverá ser reduzido, visto que os critérios de avaliação visam a minimização dos

atributos já referidos.


Carlos Oliveira


Isolador Tensão suportável ao choque Preço (€)

(Para linha de 1 Km)

Número de descargas (por ano e quilómetro)

AAB 304 (1) 75 780 2,62

AAB 1404 (1) 95 975 1,75

ARD 70 145 1170 0,74

ARD 85 170 1365 0,51

AAB 1404 (3) 250 2925 0,16

Tabela 4 - Alternativas (isoladores)

4.3 O Método Electré IV

O método Electré IV compara diferentes alternativas duas a duas, confrontando os atributos de

cada. A este método está associada a noção de limiar de indiferença (q) e limiar de preferência (p), ambos

definidos pelo agente de decisão.

Nas relações seguintes pode ser verificada uma parte da modelização do Electré IV usando o

conceito de limiar de indiferença:

( ) ( ) ( ) qbgagbaaPb +>⇒ a preferido é

( ) ( ) ( ) qbgagbaaIb ≤−⇒ a eindiferent é

( )baaJb com comparavel é não

O AD, a determinado momento, passará de uma posição de indiferença para um estado de

preferência estrita. O método admite que entre estas duas situações exista uma zona intermédia, que será

uma zona de fraca preferência. Pode-se então introduzir o conceito de limiar de preferência (p) referindo-

se o modelo utilizado pelo método:

( ) ( ) ( ) pbgagbaaPb >−⇒ a preferida fortemente é

( ) ( ) ( ) pbgagbaaQb ≤−<⇒ q a preferida pouco é

( ) ( ) ( ) qbgagbaaIb ≤−⇒ versa- vicee a eindiferent é

Para clarificar um pouco mais estas noções, analisar-se-á a seguinte figura:


Carlos Oliveira


Figura 6- Limiares e zonas de indiferença e preferência

Se a diferença entre duas alternativas num determinado atributo estiver na:

⇒ Zona A O AD será indiferente a essa variação

⇒ Zona B O AD tem uma fraca preferência pela melhor alternativa

⇒ Zona C O AD tem preferência estrita pela alternativa mais favorável

4.4 A Entrevista…

Caso este estudo fosse levado em consideração, ter-se-ia de marcar uma entrevista com o AD,

para se determinar as preferências do mesmo em relação à compra de tais elementos. Como tal, foi

simulada a escolha feita, contudo partindo de valores considerados razoáveis para esta problemática.

Foi considerado que o preço dos isoladores será um aspecto relevante e a ter em clara

consideração. Por sua vez, o número de descargas indirectas, e consequentemente a saída de linhas de

serviço será um aspecto primordial a ser aplicado. Posteriormente, serão divulgados os limiares de

indiferença (q) e preferência (p) associados a cada um dos atributos. Como tal, e tendo em consideração

as aspectos referidos foi possível determinar os seguintes valores:

Isolador Preço Ni

Indiferença (q) 400 0,8

Preferência (p) 700 1,2

Tabela 5 - Limiares de indiferença e preferência do AD, thresholds

Salienta-se que durante um processo deste género serão feitos vários ajustes nos limiares de

preferência e indiferença. Desses ajustes resulta a ordenação final das alternativas.

4.5 Resultados Obtidos

Através então do software Electré IV da Escola Francesa, foi então possível inserir os valores

definidos pelo AD. Seguidamente mostrar-se-ão os aspectos mais relevantes que este software oferece,

com vista a análise do problema.


Carlos Oliveira


Matriz de credibilidade:

Figura 7- Matriz de credibilidade

A matriz de credibilidade é elaborada com base numa ordenação difusa de uma determinada

alternativa relativamente às outras. Assim sendo, cada uma destas, terá um grau de dominância relativa às

outras. Esse mesmo grau de dominância é considerado na base das seguintes relações:

⇒ Quasi dominance 1

⇒ Canonic dominance 0,8

⇒ Pseudo dominance 0,6

⇒ Sub dominance 0,4

⇒ Veto dominance 0,2

Matriz de classificação final

Figura 8-Matriz de classificação final

Esta matriz permite ao utilizador conhecer concretamente a ordenação final das alternativas em

questão. Porém, a nível de percepção o gráfico final facultará uma maior rapidez em relação à análise de

resultados, como se verá posteriormente.

Em cada elemento desta matriz está uma relação entre as alternativas, sendo:

⇒ P, Preferência Forte – M A (linha) é preferida a M B (coluna)

⇒ P-, Preferência Fraca – M A (linha) é tão boa como M B (coluna)

⇒ I, Equivalência – M A (linha) é equivalente a M B (coluna)

⇒ R, Incomparabilidade – MA (linha) não é comparável MB (coluna)


Carlos Oliveira


Ordenação gráfica

Figura 9- Gráfico Final

Pelo gráfico, pode-se observar que o isolador preferido é o 3 (ARD 70), sendo esta a decisão a

tomar pelo agente de decisão.

Verifica-se que a solução encontrada (isolador ARD 70) será uma opção que está de acordo com

estudos feitos pela EDP, pelo menos a nível técnico, indicando que pelo facto das redes MT terem um

nível isolamento relativamente baixo (60 KV a 95KV), poderão estar sujeitas a um elevado número de

interrupções. Reforçando as linhas com níveis de isolamento superiores e associando a esta medida,

descarregadores de sobretensões de maior capacidade (10KA), em vez dos mais comuns de (5KA), a

continuidade de serviço seria maior, bem como a preservação de equipamento. Contudo, a solução foi

determinada sem um real agente de decisão. Nesta abordagem o pseudo agente de decisão, tomou as

decisões tendo em consideração que existe uma maior exigência na qualidade de serviço, e já que a

tendência será aumenta-la, foram tomadas decisões nesse sentido, ou seja atribuir maior importância aos

factores que levam á ininterruptibilidade do sistema. Claro que optando por níveis de isolamento maiores,

obviamente os encargos financeiros iniciais serão mais elevados, mas tendo em vista um horizonte

temporal mais alargado, provavelmente uma solução desta natureza seria viável.

5 RESOLUÇÃO DE UM PROBLEMA NA LINHA DE URGESES/S.TORCATO

5.1 Descrição do problema

Depois de ter acedido à base de dados do SGI, verifiquei que existem determinadas linhas que

carecem de especial atenção. É o caso da linha S.Torcato, que é uma linha demasiado problemática,

ocorrendo diversas avarias na mesma. No sentido de colmatar esta situação, iniciei o estudo com o caso

da avaria decorrida no passado dia 4 do mês Outubro. Segundo o SGI, verifica-se que a origem da avaria

será a perfuração de isoladores.

Em tal acontecimento, podem estar envolvidos um acumular de situações propícias ao ocorrido,

nomeadamente o envelhecimento dos isoladores e perda de suas capacidades aquando de descargas

atmosféricas que os afectam.


Carlos Oliveira


Estes mesmos isoladores apesar de em algumas situações resistirem às descargas, verifica-se que

essas mazelas podem dar origem a avarias quando a humidade relativa do ar é maior.

Um outro problema será a coordenação de isolamentos. Verifica-se que a ausência de pontos

fracos em algumas zonas é uma constante, o que torna a rede mais problemática. Existem também ramais

que possuem secção reduzida, que especificarei de seguida.

Para além do referido, foi necessário conhecer os valores de determinados parâmetros relativos à

continuidade de serviço.

5.2 Considerações sobre a continuidade de serviço

Os indicadores mais importantes na continuidade de serviço são:

Tipo de interrupção Planeada ou não

Refere-se que as interrupções planeadas não contribuem para os valores mínimos a cumprir na

continuidade de serviço. Todas as interrupções planeadas e não avisadas correctamente serão

consideradas como não planeadas.

Duração das interrupções – longas ou curtas

Segundo o regulamento nacional, as durações superiores a 1 minuto serão consideradas longas.

Nível de tensão – baixa, média, alta e muito alta tensão

Existem padrões diferentes para cada nível de tensão, diferindo de país para país.

Indicadores de continuidade de serviço – número e duração das interrupções Zonas geográficas Zona A: capitais de distrito e localidade com mais de 25 mil clientes, correspondendo a 25,3% dos

clientes

Zona B: localidades com um número compreendido de clientes entre 2500 e 25 mil, correspondendo a

38,2% dos clientes

Zona A: restantes locais, correspondendo a 36,5% dos clientes

A entidade distribuidora deve caracterizar anualmente a continuidade de serviço, apresentando

indicadores gerais para a rede de média e baixa tensão. Para as redes de média tensão, agrupadas de

acordo com a classificação anterior, tem-se:

- Tempo de interrupção equivalente da potência instalada (TIEPI ), em horas por ano

- Frequência média de interrupções do sistema (SAIFI )

- Duração média das interrupções do sistema (SAIDI ), em minutos

- Energia não distribuída (END), em Mwh


Carlos Oliveira


Para as redes de baixa tensão, com discriminação dos índices por interrupções previstas e

acidentais tem-se:

• Frequência média de interrupções do sistema (SAIFI )

• Duração média das interrupções do sistema (SAIDI )

Em média e baixa tensão, os indicadores referentes a interrupções longas, com excepção do

indicador (END), não deverão ultrapassar os valores da tabela seguinte:

Indicadores Tensão Zonas Geográficas ValoresMáximos

TIEPI (horas) MT

A

B

C

2

4

12

MT

A

B

C

3

6

9 SAIFI (número)

BT

A

B

C

3

6

9

MT

A

B

C

3

5

12 SAIDI (horas)

BT

A

B

C

4

8

14

Tabela 6- Indicadores da continuidade de serviço por zonas

Para a determinação dos valores anteriores, só são consideradas as interrupções de fornecimento

com duração superior a 3 minutos e que não seja devida a:

• Casos fortuitos ou de força maior

• Razões de interesse público

• Razões de serviço

• Razões de segurança

• Acordo com o cliente

• Facto imputável ao cliente

Salienta-se que é feita diferenciação na EDP relativamente ao TIEPI, considerando-se:


Carlos Oliveira


TIEPI-Interno

Este índice terá interesse para a empresa e órgãos associados, estando directamente ligado a

causas próprias da empresa. O TIEPI-Interno está relacionado directamente com o estado das redes e da

oportunidade, rigor e qualidade das intervenções realizadas pelo distribuidor.

TIEPI-Total

Será o tempo de interrupção equivalente que o cliente sentirá quer por “imputabilidade” ou não,

do distribuidor. Este mesmo TIEPI, poderá ter origem em causas internas à empresa e logo de sua

responsabilidade, ou por causas externas à mesma, sendo para a empresa de distribuição impossível o seu

controlo, podendo apenas minimizar o seu impacto.

Para resolver este problema e para tornar a rede mais fiável pode-se tomar algumas decisões que

estão definidas no próximo capítulo.

5.3 Soluções propostas a adoptar

5.3.1 Dimensionamento da coordenação de isolamento

Colocar pontos fracos (hastes de descarga):

i) Apoio nº2 – Ramal do PT Rendufe-Igreja

ii) Apoio nº2 – Derivação para o PT S.Torcato-Segade

iii) Apoio nº9 – Ramal do PT Rendufe-Igreja

iv) Apoio nº1 – Derivação Atões-Qtª. Peixoto

v) Apoio nº2 – Derivação Atões-R.25 Abril


Carlos Oliveira


Figura 10– Localização dos pontos fracos e nova numeração da rede

Refere-se que todos os apoios mencionados estão em locais afastados de zonas habitacionais.

O planeamento da inserção das novas hastes de descarga foi realizado tendo em consideração, a

necessidade de pontos fracos na rede, sendo inseridos aproximadamente de 4 em cada 4 apoios.

5.3.2 Aumento da secção dos condutores

A secção dos condutores deveria ser aumentada pois, a rede já é antiga, o mesmo será dizer que

os materiais e equipamentos estão no limiar do seu tempo de vida útil. Por outro lado, este troço, já foi

fustigado por diversas intempéries atmosféricas o que acelera, de certa forma, o período útil da linha.

Assim sendo, esta remodelação enquadra-se num perfil, que vai de encontro ao aumento de vida

útil da linha, o que de facto a médio/longo prazo trará benefícios económicos para a empresa (estudo na

secção seguinte).


Carlos Oliveira


Por outro lado, caso se faça a interligação proposta, a secção estará adaptada às possibilidades

existentes quanto á exploração.

Mais especificamente:

⇒ Aumentar da secção dos condutores do ramal de Rendufe-Igreja que derivam do apoio 23 da

linha S.Torcato até ao seccionador 1. Alterar o cabo em cobre de 25mm2, para alumínio-aço

de 50 mm2 ;

⇒ Aumentar da secção dos condutores desde o apoio 7 do ramal Rendufe-Igreja, até ao

seccionador 11 do mesmo ramal. Alterar o cabo em alumínio de 20mm2, para alumínio-aço

de 50 mm2 ;

⇒ Aumentar da secção dos condutores desde o seccionador 11 do ramal Rendufe-Igreja, até ao

apoio 2 da derivação Rendufe-Quintas. Alterar o cabo em alumínio de 20mm2, para

alumínio-aço de 50 mm2;

5.3.3 Interligação

No decorrer desta análise consultei a cartas de rede e o programa S.I.T., surgindo a ideia de

interligar ao ramal em questão, á linha de Rei-Castelões, visto que a distância entre estes será cerca de

1150 metros.

Figura 11- Interligação (Imagem-SIT)

A interligação seria feita mais concretamente entre o PT FAF 272 (Travassós-Castanheira) e o

PT FAF 22 (Travassós-Samorinha). É importante referir que o PT FAF nº22 deriva directamente da linha

principal Moreira Rei-Castelões. Esta interligação seria uma maior valia, visto que em caso de avaria no

ramal, existe a possibilidade de alimentar um maior número de clientes, podendo em certas situações

(dependendo da localização da avaria) serem alimentados mais de 15 PT´s devidos à nova interligação.

Realça-se que a potência instalada em todo o ramal será superior a 3000 KVA.


Carlos Oliveira


A nível de exploração seria possível adoptar uma diferente configuração do sistema, sempre que

necessário.

5.3.4 Inclusão de um IAT

A possível inclusão de um IAT no início do ramal será uma maior valia no sistema, pois

permitiria tempos mais rápidos na reposição de serviço após avaria, traduzindo-se numa melhor qualidade

de serviço. Posteriormente será realizada uma análise aprofundada deste assunto.

5.4 Confronto com as avarias ocorridas no Ramal est udado

Novamente, através do SGI, foi levantado o histórico de incidentes da linha desde Janeiro de

2006, encontrando-se 11 incidentes. Uma avaria que no contexto de uma nova interligação merece uma

abordagem mais precisa, será a avaria ocorrida no vão compreendido entre o apoio 3 e 4 para o PTD

nº123 (Rendufe-Igreja), sendo o condutor de alumínio-aço de 20 mm2 de secção. Com esta avaria, houve

19 PT´s que ficaram fora de serviço durante mais de 8 horas. Refere-se ainda, que durante mais de duas

horas, mais de 1500 clientes de BT ficaram com serviço interrompido, bem como 11 clientes de MT.

Como era de se esperar, os indicadores de continuidade de serviço são bastante elevados,

nomeadamente o TIEMT (1,02) e TIEBT (1,71), visto que houve uma potência considerável cortada

durante bastante tempo. O elevado tempo de regularização da avaria originou que o indicador SAIDIMT

(1,91) e SAIDIBT (1,62) atingissem valores elevados. Caso haja uma avaria novamente nesse local,

existindo já a interligação proposta, pode-se em pouco tempo restabelecer o serviço aos clientes do ramal

especificado, e diminuir fortemente os tempo de interrupção equivalente, ou seja dos 19 PT´s do ramal,

poder-se-ia depois de detectada a avaria restabelecer o serviço a 18PT´s depois de abertos os arcos no

apoio 4 do ramal Rendufe-Igreja.

Relativamente à avaria do apoio 4 da derivação para o PT 250 (S. Torcato – S. João Segade),

bem como o incidente entre o apoio 1 e 2 da derivação para o PT 308 (Atães Moreira), a interligação não

iria certamente dar grandes benefícios, contudo a utilização de um IAT no inicio de todo o ramal faria

com que os indicadores da continuidade de serviço fossem melhores. Salienta-se que as restantes avarias

visionadas, não foram importantes ao nível dos tempos de interrupção equivalente, pois foram

rapidamente resolvidas.

6 ESTUDO TÉCNICO E ECONÓMICO DA INCLUSÃO DE UM IAT E INTERLIGAÇÃO NA LINHA DE URGESES/S.TORCATO

6.1 Dispositivos de seccionamento automático e sele ctivo

Com o objectivo de melhorar a qualidade de serviço na rede de média tensão, podem ser

instalados aparelhos de seccionamento automático e selectivo, localizados em pontos estratégicos,

permitindo diminuir o tempo de indisponibilidade de alimentação dos clientes em caso de defeito. Alguns

destes aparelhos são telecomandados o que permite alcançar uma maior flexibilidade de exploração e uma


Carlos Oliveira


maior eficiência de manobras quer em regime normal, quer na execução de trabalhos de manutenção ou

ainda no isolamento de defeitos.

Para reduzir as consequências da vulnerabilidade das linhas aéreas de média tensão devido aos

defeitos originados por causas externas podem ser utilizados disjuntores auto-religadores nas saídas das

subestações.

Os disjuntores auto-religadores tiram partido do carácter fugitivo ou semi-permanente da maior

parte dos defeitos em linhas aéreas, limitando desta forma a interrupção definitiva da linha no caso de

defeitos permanentes, com os quais é possível realizar uma religação rápida e até três religações lentas.

A existência dos DAR nas saídas das subestações é valorizada, se nas linhas a jusante, forem

instalados em pontos estrategicamente definidos aparelhos de seccionamento automático e selectivo em

caso de defeito. È assim possível limitar a uma zona mais restrita e de forma automática, os clientes

afectados por uma avaria. Consegue-se reduzir o número de clientes não alimentados e portanto a energia

não fornecida (ENF) global. Repare-se que desta forma, consegue-se igualmente reduzir a energia não

fornecida aos clientes afectados, uma vez que a localização do defeito é bastante mais rápida na medida

em que envolve um menor troço de rede. Os aparelhos utilizados são montados em apoios podendo ser

agrupados em duas classes, consoante o seu princípio de funcionamento. O seu efeito prático é o de isolar

a parte da rede afectada por curto-circuitos podendo ser restabelecido, caso seja possível, o fornecimento

de energia para a restante rede.

6.1.1 IAR – Interruptor Auto-Religador

Este aparelho tem como objectivo a redução do tempo de localização de avarias e do tempo de

intervenção para reparação, melhorando a continuidade de serviço prestado. Destinam-se à protecção de

alimentações radiais e/ou de malha aberta em redes de distribuição aéreas de média tensão. O princípio de

funcionamento dos Interruptores Auto-Religadores é baseado na detecção do desaparecimento e do

reaparecimento da tensão durante o período de religação automática do disjuntor de protecção da linha,

onde está inserido o IAR. Os tipos de comando mais usados nestes aparelhos são o comando V-T (tensão-

tempo) e o comando O-T (malha aberta).

Figura 12- IAR

6.1.2 IAT – Interruptor Aéreo Telecomandado

Um interruptor aéreo telecomandado é constituído por um órgão de corte (OCR) e por um

armário de comando. Esta unidade possibilita a supervisão e o controlo do OCR tanto localmente através


Carlos Oliveira


do painel de comando local como à distância via telecomando. A sua instalação na rede tem como

objectivo isolar um troço ou uma área de rede com avaria, apenas com uma ordem de abertura. Este

permite ainda, evitar a abertura do disjuntor da linha em que está inserido, ao retirar de serviço um troço

para efeitos de manutenção e possibilita a reconfiguração da rede. O armário de comando disponibiliza

assim, a interface local com o utilizador e possibilita a comunicação com o centro de comando. Permite

ainda, a implementação de automatismos locais com o objectivo de isolar rapidamente defeitos na rede,

sem que seja necessária a intervenção de um operador. Nestes aparelhos existe ainda a possibilidade de

serem manobrados através do uso de uma vara de comando. A operação consiste em manobrar uma

alavanca que permite a abertura ou fecho do interruptor.

Figura 13- IAT

6.2 Heurística para localização de IAT em Redes de distribuição

Seguidamente, será apresentado o modelo de decisão para uma rede radial com cargas nodais

distintas e ramos de diversos tipos e comprimentos, tal como representada na Figura 14.

Para facilitar a notação, será adaptada a seguinte notação para qualquer variável X (=λ, =P),

distribuída entre os pontos a e b (incluindo todas as derivações ou ramais):

ab

b

ajj XX∑

=

=

Figura 14- Representação de uma rede com n nós, cargas nodais P1…Pn, n ramos com naturezas e comprimentos distintos e com diferentes taxas de avarias

A energia média anual não fornecida Eo numa rede sem interruptor, é dada por:


Carlos Oliveira


nn Pr 110ENF ××= λ

e com um aparelho localizado entre o nó k-1e k ,é dada por

nk

nnnnk PrPSPr ××+××+××= −k1k1

11SENF λλλ

em que as parcelas representam, respectivamente:

• A energia não fornecida em resultado de avarias na rede entre a subestação e o interruptor,

cortando todos os consumidores durante a reparação da mesma

• A energia não fornecida em resultado de avarias na rede a jusante do interruptor, cortando todos

os consumidores durante o tempo de manobra daquele

• A energia não fornecida em resultado de avarias na rede a jusante do interruptor, cortando todos

os consumidores a jusante do interruptor durante a reparação da mesma

Portanto, a melhor localização para um interruptor será onde a diferença Es-E

o for maximizada,

dando

[ ]nknks PSPrEMaxE 1

110 ×−×=− −λ

Considerando S ≅ 0, correspondendo a desprezar os tempos de manobra face aos tempos de

reparação, a lógica de optimização é

11kMáx −×× kn Prλ

que corresponde ao ponto onde o produto da taxa total de avarias da rede após o interruptor pela carga

total antes do interruptor.

Se a rede tem características mais ou menos uniformes, pode admitir-se que a taxa de avarias por

km é constante e igual a λ . Nesse caso, este valor pode ser posto em evidência e as taxas de avaria de

cada troço podem ser substituídas pelos respectivos comprimentos Lk. Nesta situação, a busca resume-se

ao ponto onde é máximo o produto do comprimento da rede após o interruptor pela carga total antes do

interruptor.

6.3 Análise de Resultados

Antes de mais convém referir que foram definidos e numerados na carta de rede da figura 10, os

nós a ter em consideração, com vista a simplificação de todo este processo. Com o intuito de se verificar

que o nó 59 seria de facto uma boa opção para se colocar o IAT, recorreu-se ao método descriminado no


Carlos Oliveira


ponto anterior. Para tal. foi então necessário calcular para cada nó, o produto do comprimento da linha a

jusante pela carga a montante. Na tabela 7, estão apresentados os respectivos resultados para cada nó.

Analisando a seguinte tabela, constata-se que o local pretendido para a colocação do IAT, será

uma boa opção, contudo a inserção deste equipamento no ponto 53 será, segundo a heurística do método

apresentado, a opção que trará mais benefícios ao sistema.

Pontos na carta Potência-MNT

(KVA)

Potência-JST

(KVA)

L-MNT

(km)

L-JST

(km)

Pot-MNT x L-JST

(Kva x km)

3 250 10190 4,4 20,2 5056

5 9280 1160 24,1 0,5 4510

14 1760 8680 5,3 19,3 33963

18 1970 8470 5,6 19 37523

19 9740 700 23,5 1,1 11133

26 9830 610 23 1,6 15728

34 3530 6910 8,7 15,9 56095

36 8910 1530 24 0,6 5168

43 5410 5030 9,7 14,9 80831

44 9940 500 23,5 1,2 11630

44b 5910 4530 10,9 13,8 81387

48 9930 510 23,7 0,9 8977

53 6670 3770 12,3 12,3 82288

59 7280 3160 13,7 10,9 79621

65 9050 1390 19,3 5,4 48617

66 9070 1370 21,6 3 27038

Tabela 7- Resultados para a determinação do local a instalar o IAT

Refere-se que a localização que possui um maior produto LkPk, já possui um seccionador. Este

facto vem confirmar de certa forma o estudo realizado, levando a crer que a localização do seccionador,

seguiu em princípio, uma metodologia análoga à apresentada.

6.4 Análise da viabilidade das várias opções

Na continuação deste estudo, e para o sustentar de uma forma mais concisa, será analisada a

viabilidade da substituição do seccionador por um IAT, bem como a possibilidade da interligação já

referida.

Para tal será calculada a ENF das seguintes hipóteses:

• Sem interligação e sem IAT

• Sem interligação e com IAT

• Com interligação e sem IAT

• Com interligação e com IAT

De facto existe uma panóplia alargada de opções a tomar em caso de avarias e consequente

cálculo da ENF. Como tal um estudo pormenorizado e criterioso destas situações, levaria a um tempo de

estudo muito mais elevado.

Para se chegar a tais expressões (ENF), bem como para as outras opções do estudo, foram feitas

algumas simplificações, pelo carácter expansivo e de reconfiguração da rede em questão. Não se


Carlos Oliveira


considerou a possibilidade de ocorrência de avarias a jusante de alguns ramais que possuem

seccionadores, tendo potências instaladas reduzidas. Esta simplificação não terá um efeito muito

significativo neste estudo comparativo, visto que tais considerações serão feitas nas quatro hipóteses

referidas, ficando de certa maneira cada hipótese em igualdade de circunstâncias com as outras.

6.4.1 Factores considerados

O Ramal Rendufe-Igreja e sua derivação para Rendufe-Quintas estarão em destaque neste estudo,

uma vez que para além das potências totais em jogo poderá surgir uma nova interligação nesta zona.

Como tal, a existência de uma avaria neste ramal poderá reflectir uma diferente análise da sua ENF. Mais

concretamente, a ocorrência de uma avaria a jusante ou a montante do seccionador 11 deste ramal e a

existência ou não de uma nova interligação, leva de facto a diferentes análises. Decidiu-se atribuir

factores á parcela da ENF que engloba o ramal em questão. Neste ramal, não se cometerá grande erro ao

considerar que potência instalada a montante e a jusante do seccionador 11 serão sensivelmente

equivalentes, bem como o comprimento das linhas.

6.4.1.1 Cálculo dos factores

Figura 15- Divisão em zonas

Considerando a mesma probabilidade de ocorrência de avarias na zona A ou B, e tendo em

consideração as similaridades em termos de potências e distâncias destas zonas considerou-se os

seguintes factores:

i) Sem interligação

• Avaria a jusante do seccionador

⇒ Zona B fora de serviço

50% da carga fora de serviço

• Avaria a montante do seccionador

⇒ Zona A e B fora de serviço


Retirou-se desta informação o factor 0,75 por via de uma média.

F1=0,75

ii) Com interligação


Carlos Oliveira


• Avaria a jusante do seccionador

⇒ Zona B fora de serviço


• Avaria a montante do seccionador

⇒ Zona A fora de serviço


Desta informação retira-se o factor 0,5.

F2=0,5

6.4.2 Sem interligação e sem IAT

Para o cálculo da ENF nesta situação, assumir-se-á uma possível avaria a montante e a jusante do

ainda seccionador 19 (Parque) da carta de rede, nomeadamente na localização a) e b). Há que ter em

consideração as possibilidades de reconfiguração da rede. Esta linha tem um ponto de interligação

(seccionador 28 Boavista) com a linha São Torcato, proveniente da subestação de São João da Ponte que

em situação normal se encontra aberto. Desta forma, em caso de avaria em certas zonas do ramal

Rendufe-Igreja, será possível a alimentação da restante linha, depois de isolado o defeito. No caso de

avaria a montante do seccionador 19, todo o ramal Rendufe-Igreja, poderá ser alimentado pela

interligação referida.

A ENF anual média será fornecida neste primeiro caso pela seguinte expressão:

1k1111ENF FPrPrPS nk

nkknn ×××+××+××= λλλ

A expressão será constituída por três parcelas, podendo ser caracterizada respectivamente da

seguinte forma:

⇒ Caso a avaria seja em qualquer ponto da linha, toda a carga não será alimentada durante o tempo

de isolamento e reconfiguração da rede.

⇒ Caso a avaria seja a montante do seccionador (19), a carga a montante do mesmo não será

alimentada durante o período de reparação. A carga a jusante seria alimentada pela linha de S.

Torcato proveniente da subestação de São João da Ponte.

⇒ Sendo a avaria a jusante do seccionador, a carga a jusante não seria alimentada, durante o tempo

de reparação, dependendo claro do local concreto da avaria (por esta mesma razão, atribui-se os

ditos factores). Refere-se que na eventualidade da avaria ser entre o ponto 19 e 23 da rede, a

linha a jusante poderia ser toda alimentada abrindo arcos no apoio 23. A carga a montante deste

seria alimentada pela linha de S.TorcatoGMR/Urgeses.


Carlos Oliveira


6.4.3 Sem interligação e com IAT

A substituição do seccionador existente (19-Parque) pelo IAT, permite que na situação de defeito

a jusante deste, seja assegurada a alimentação das cargas a montante rapidamente, em questão de poucos

segundos o que pode diminuir fortemente a ENF.

A ENF média anual será definida pela expressão:

1k11k11ENF FPrPrPSPS nk

nkknk

nnk ×××+××+××+××= λλλλ

A expressão será constituída por quatro parcelas, referindo-se que o tempo de seccionamento do

IAT (S´) não ser considerado, visto ser muito inferior ao tempo S. Respectivamente, o significado de cada

parcela será:

1. Caso a avaria seja a montante do seccionador (19), a carga a montante não será alimentada,

durante o tempo de isolamento e reconfiguração da rede.

2. Caso a avaria seja a jusante do seccionador (19), a carga a jusante não será alimentada, durante o

tempo de isolamento e reconfiguração da rede.

3. Caso a avaria seja a montante do seccionador (19), para além do referido no ponto 1, a carga a

montante não será alimentada durante o período de reparação.

4. Caso a avaria seja a jusante do seccionador (19), para além do referido no ponto 2, a carga a

jusante não será alimentada durante o período de reparação.

6.4.4 Com interligação e sem IAT

Nesta situação será mantido o seccionador 19, considerando uma possível interligação, como já

foi referido detalhadamente.


2k1111ENF FPrPrPS nk

nkknn ×××+××+××= λλλ

A expressão será constituída por três parcelas, sendo apresentado o significado de cada uma de

seguida. Respectivamente:

⇒ Caso a avaria seja em qualquer ponto da linha, toda a carga não será alimentada durante o tempo

de isolamento e reconfiguração da rede


Carlos Oliveira




Torcato proveniente da subestação de São João da Ponte ou pela nova interligação.

⇒ Sendo a avaria a jusante do seccionador, a carga a jusante não seria alimentada, dependendo

claro do local, sendo atribuído o factor 2. A carga a montante deste seria alimentada pela linha

de S.TorcatoGMR/Urgeses.

6.4.5 Com interligação e com IAT

Esta última possibilidade muito provavelmente será, a opção que melhor se adapta ao ideal de

minimização de ENF. Esta hipótese agrega a substituição do seccionador existente (19-Parque) pelo IAT,

com a nova interligação.


2k11k11ENF FPrPrPSPS nk

nkknk

nnk ×××+××+××+××= λλλλ

A expressão será constituída por quatro parcelas, referindo-se que o tempo de seccionamento do

IAT (S´) não ser considerado, visto ser muito inferior ao tempo S. Respectivamente o significado de cada

parcela será:

⇒ Caso a avaria seja a montante do seccionador (19), a carga a montante não será alimentada,

durante o tempo de isolamento e reconfiguração da rede.

⇒ Caso a avaria seja a jusante do seccionador (19), a carga a jusante não será alimentada, durante o

tempo de isolamento e reconfiguração da rede.



Torcato proveniente da subestação de São João da Ponte ou pela nova interligação.

⇒ Sendo a avaria a jusante do seccionador, a carga a jusante não seria alimentada, dependendo,

claro, do local, sendo atribuído o factor 2, durante o tempo de reparação. A carga a montante

deste seria alimentada pela linha de S.TorcatoGMR/Urgeses.

6.5 Análise de dados

Considerando que a linha que actualmente alimenta o troço em questão é relativamente recente,

linha Urgeses proveniente da SE SJP, e visto que a informação relativa aos tempos de seccionamento e


Carlos Oliveira


reparação são escassos, optou-se por retirar também informação relativa da linha que anteriormente

alimentava o troço em questão em situação de normalidade, linha S.Torcato proveniente da SE GMR.

De facto através do SGI, verificou-se apenas informação relativa aos incidentes a partir de 2006 e

assim sendo, não seria boa política utilizar dados referentes a cerca de um ano para fundamentar um

estudo, razão pela qual analisou-se também a outra linha referida.

Uma consideração que não deve ser menosprezada será o facto de os PT não serem explorados

no seu limite de carga. O factor de carga pode ser estimado tendo em conta o tipo de clientes e

localização. Desta forma, foi utilizado nas expressões elaboradas um factor de carga estimado a 88%.

Numa primeira inspecção pode parecer que este valor é demasiadamente elevado, mas não será. Neste

factor englobei também a evolução temporal a nível de cargas, na zona em estudo, em 1% ao ano. Tendo-

se feito posteriormente uma média global para o período a estudar, aumentando assim o factor de carga.

Antes de se proceder ao cálculo propriamente dito, foi imprescindível recolher os dados

associados à linha em questão nomeadamente:

• Linha Urgeses

⇒ Taxa de avarias 0,24 avaria/ano/km;

⇒ Tempo de seccionamento 0,71 h;

⇒ Tempo de reparação 3,69 h;

• Linha S.Torcato

⇒ Taxa de avarias 0,32 avaria/ano/km;

⇒ Tempo de seccionamento 0,71 h;

⇒ Tempo de reparação 2,13 h;

Com o auxílio de uma folha de cálculo (anexo 2 e anexo 3) verificou-se que a ENF, em cada

situação, será respectivamente:

⇒ Sem interligação e sem IAT 132396 KWh

⇒ Sem interligação e com IAT 119773 KWh

⇒ Com interligação e sem IAT 123144 KWh

⇒ Com interligação e com IAT 110521 KWh

⇒ Sem interligação e sem IAT 122311 KWh

⇒ Sem interligação e com IAT 105745 KWh

⇒ Com interligação e sem IAT 115288 KWh

⇒ Com interligação e com IAT 98722 KWh


Carlos Oliveira


Apesar de o estudo estar a contemplar os dados das duas linhas, vai-se dar especial destaque aos

dados relativos á linha de S.Torcato, visto o longo histórico de avarias registadas acerca desta, o que leva

a uma maior exactidão do estudo.

Numa primeira análise (LN S.Torcato), verifica-se que a inclusão de um IAT pode reduzir a ENF

cerca de 16MWh anuais, o que parece ser um valor com bastante razoabilidade.

Caso se proceda apenas a uma interligação esse valor também assume alguma importância,

reduzindo cerca de 7MWh anuais. Se proceder-se à interligação associada à instalação do IAT, verifica-

se, e como esperado, que a maior poupança energética passaria por esta solução, reduzindo cerca de

23,5Mwh de ENF, próximo dos 20 %.

Traduzindo os valores anteriores em capital e considerando-se cerca de 0,11€/Kwh para primeiro

ano, pode-se verificar que a poupança média no primeiro ano para o caso da instalação do IAT associado

á nova interligação seria cerca de 2600€.

Refere-se que se inseriu um aumento estimado da tarifa energética, tendo-se em consideração a

variação nestes últimos 10 anos.

Claro que estes valores por si só, não contabilizam diversos factores económicos, como custos

inerentes á instalação, construção e manutenção, bem como taxas de actualização associadas, entre outros.

Assim sendo, proceder-se-á seguidamente a um estudo que contemple tais factores.

6.6 Estudo Económico

De um modo geral, um estudo económico de um determinado projecto resume-se essencialmente

ao investimento realizado, de forma pontual, e os proveitos obtidos ao longo do tempo de vida útil devido

a tal investimento. Os principais factos a considerar são:

⇒ O investimento a realizar

⇒ Datas previstas

⇒ Custos de manutenção

⇒ Custo de oportunidade

Os pontos de avaliação a considerar são:

⇒ Custo do IAT 7482 €

⇒ Custo da Interligação 15463 €

⇒ Manutenção-IAT 100 €

⇒ Manutenção-Interligação 100 €/Km

⇒ Taxa de actualização 10 %

⇒ Tempo de vida útil 20 anos

Para análise deste projecto de investimento serão utilizados dois métodos:


Carlos Oliveira


6.6.1 Valor Actualizado Líquido (VAL)

∑= +

=n

tt

t

i

CFVAL

0 )1(

O Valor Actual Líquido avalia a viabilidade de determinado investimento através do cálculo do

valor actual de todos os seus cash-flows. O VAL entende-se como o valor hoje de um determinado

montante a obter no futuro.

Como qualquer investimento, em princípio, apenas gerará cash-flow no futuro, sendo

necessário actualizar o valor de cada um desses cash-flows e compará-los com o valor do investimento

inicial.

No caso do valor do investimento ser inferior ao valor actual dos cash-flows, o VAL é positivo

VAL> 0 , o que significa que o projecto apresenta uma rentabilidade positiva, ou seja, o projecto será

economicamente viável, pois permite cobrir o investimento, gerar a remuneração exigida pelo

investidor e ainda excedentes financeiros.

No caso limite, em que VAL=0 , o investidor ainda recebe a remuneração exigida, mas já não

são gerados excedentes financeiros. Quando VAL <0 , o projecto e economicamente inviável.

Para actualizar os cash-flows futuros é utilizada uma taxa a que se chama taxa de actualização.

A determinação desta taxa constitui um factor crítico da política de uma empresa, já que poderá

condicionar a aceitação ou rejeição de intenções de investimento.

A Taxa de Actualização é também conhecida por custo de oportunidade do capital ou taxa

mínima de rendibilidade do projecto. Não é mais do que a rendibilidade que o investidor exige para

implementar um projecto de investimento e irá servir para actualizar os cash flows gerados pelo mesmo.

A Taxa de Actualização

deve reflectir:

⇒ T1 : [Rendimento real]

Corresponde à remuneração real desejada para os capitais próprios

⇒ T2: [Prémio de Risco]

Consiste no prémio anual de risco. Corresponde à taxa dependente da evolução económica,

financeira, global e sectorial do projecto, bem como ao montante total envolvido no projecto.

⇒ T3: [Inflação]

Taxa de inflação esperada

( ) ( ) ( )[ ] 1111 321 −+×+×+= TTTTA


Carlos Oliveira


6.6.2 Índice de Rentabilidade (IR)

O Índice de Rentabilidade, não será mais que a razão entre os benefícios e os custos do projecto,

estando estes actualizados. Um valor inferior a 1 deste índice, indica a inviabilidade do projecto. No caso

limite, em que IR=1, tal como no índice, o investidor recebe a remuneração exigida, mas não são gerados

excedentes financeiros. Finalmente, se o projecto possuir um IR superior a 1, o mesmo será rentável,

sendo obviamente mais aliciante para o investidor.

∑

∑

=

−

=

−

+

+= n

t

tt

n

t

tt

iCOF

iCIFIR

0

0

)1(

)1(

Depois de realizados os cálculos (folha de cálculo) pôde-se verificar:

• Linha Urgeses

⇒ Sem interligação e com IAT

o VAL 7317

o IR 1,87

⇒ Com interligação e sem IAT

o VAL -4866

o IR 0,70

⇒ Com interligação e com IAT

o VAL 1835

o IR 1,10

• Linha S.Torcato

⇒ Sem interligação e com IAT

o VAL 12232

o IR 2,45

⇒ Com interligação e sem IAT

o VAL -7645

o IR 0,53


Carlos Oliveira


⇒ Com interligação e com IAT

o VAL 3923

o IR 1,18

6.6.3 Conclusão

Constata-se que a implementação de um IAT será uma mais-valia para o sistema, verificando-se

que aquando do uso deste, os índices de rentabilidade são satisfatórios.

Segundo este estudo, a interligação por si só não será uma opção a considerar, contudo,

associando a esta, a implementação de um IAT, tal já se torna viável.

Com os fluxos financeiros actualizados para o presente, obtém-se um VAL=1835€ considerando

os dados da linha de Urgeses e um VAL de 3923€ considerando os da linha de S.Torcato. Estes valores,

apesar de não serem muito elevados, mostram que o investimento será economicamente viável para o

horizonte temporal definido.

Convém ainda referir que alguns dos dados incorporados no estudo foram estimados por defeito,

de forma a não descredibilizar o estudo. Um outro aspecto importante será o facto dos ganhos reais serem

provavelmente superiores ao calculado, pois serão evitados gastos com possíveis indemnizações aos

clientes afectados pelas interrupções.

Um outro aspecto positivo e que não foi tido em consideração, é a possibilidade de com a nova

interligação ser possível diminuir a ENF da linha Moreira Rei-Castelões, proveniente da SE de Fafe, caso

a avaria seja em determinadas zonas da mesma.

De um modo geral, pode-se dizer que a interligação com a inclusão do IAT melhorará o sistema,

possuindo viabilidade económica. Tendo em consideração que a qualidade de serviço tem sido e será ao

longo dos tempos alvo de especial atenção, devido ao pagamento de cada vez mais pesadas

indemnizações (ENF) e ao aumento constante do preço de fontes de energia primária, fará desta solução

encontrada, neste estudo, uma mais-valia não só a curto prazo, mas também para um horizonte temporal

elevado.

7 MANUTENÇÃO DE POSTOS DE TRANSFORMAÇÃO

A elevada importância que um posto de transformação assume numa rede de distribuição, origina

que estes sejam alvo regular de avaliação do estado, limpeza e manutenção, como indicam os Artigos

60.o e 103.o do Regulamento de Segurança de Subestações e Postos de Transformação e de

Seccionamento: “A limpeza das instalações deverá efectuar-se com a frequência necessária para impedir a

acumulação de poeiras e sujidades, especialmente sobre os isoladores e aparelhos.”

Durante o período de estágio no departamento de manutenção, constatou-se que existe uma certa

regularidade na manutenção realizada aos PT´s. Seguidamente farei uma abordagem deste tema, contudo

contemplo também medidas que em situação normal, não são verificadas. O motivo pelo qual faço uma


Carlos Oliveira


abordagem mais precisa será para ter uma visão global de todos os procedimentos a tomar em qualquer

situação de manutenção em PT´s.

Está regulamentado que os técnicos responsáveis pela exploração, devem examinar as instalações

eléctricas com a frequência exigida pelas características de exploração, no mínimo duas vezes por ano.

Dever-se-á proceder a inspecções, ensaios e medições regulamentares em alturas diferentes do

ano, uma no Verão e outra no Inverno, sendo depois elaborado um relatório anual, o qual será remetido

aos serviços externos da Direcção Geral de Energia.

Realça-se ainda, que devem ser tomadas em consideração as condições ambientais que envolvem

a instalação, designadamente as que conferem um maior grau de agressividade à instalação, devido aos

agentes de poluição local (salinos, químicos, entre outros) ou à zona de inserção dos mesmos.

De facto o técnico responsável deverá realizar uma averiguação do estado de conservação do PT

de acordo com o planeamento, de modo periódico, de forma a garantir o bom estado de conservação e

prevenir futuras avarias.

Salienta-se que devido às diferentes características de um PT (subterrâneo, Cabine ou aéreo)

estes estarão sujeitos a diferentes pontos de avaliação.

A Manutenção Preventiva Sistemática admite a realização de 2 tipos de Acções para os Postos de

Transformação:

• Inspecção

• Manutenção Integrada

Inspecção

A inspecção no âmbito da manutenção preventiva sistemática consiste resumidamente em:

• Observar o estado das instalações e equipamentos eléctricos com registo das anomalias

verificadas, bem como o seu grau de prioridade para sua resolução.

• Detecção de eventuais pontos quentes com recurso a equipamento adequado.

•

•

Figura 16- Verificação de pontos quentes

• Medição das resistências de terra do PT com recurso a processo hábil, ou seja, com o auxílio de

uma pinça para medição de terras sem necessidade de interrupção do circuito de terra e da

montagem de eléctrodos auxiliares


Carlos Oliveira


Figura 17- Verificação de terras

• Verificação dos sistemas de protecção

Figura 18- Verificação de terras

Manutenção Integrada

Neste contexto deverá ser realizada a limpeza geral do PT e a todos os equipamentos associados,

bem como a revisão dos dispositivos de manobra (afinação, lubrificação, ensaios de funcionamento). A

efectivação desta acção poderá ser realizada com recurso a corte de corrente (consignação do PT), ou em

tensão (TET).

Particularmente a Acção de Manutenção Integrada contempla:

• Limpeza geral do Posto de Transformação

• Limpeza geral do barramento MT e respectivos elementos de suporte e isolamento (PT’s com

barramento à vista)

• Limpeza de todos os órgãos de corte e / ou protecção

• Limpeza dos Transformadores de Potência

• Limpeza do Quadro Geral de Baixa Tensão

• Manutenção geral (afinações, lubrificações, etc.) dos órgãos de corte e respectivos comandos

• Verificação de ligações e apertos

• Verificação e lubrificação de dobradiças, fechaduras e fechos das portas de acesso à instalação

• Verificação do bom estado de funcionamento da iluminação do PT, com substituição do material

avariado ou danificado

• Medição das resistências dos eléctrodos de terra do PT

• Eventual substituição da sílicagel


Carlos Oliveira


• Análise físico/química do óleo do Transformador

• Eventual reposição do nível do óleo do TP

• Verificação e ensaios dos sistemas de protecção

Um outro aspecto importante será o facto das resistências de terra de todos os eléctrodos de terra

dos postos de transformação e subestações deverem ser analisadas uma vez por ano, durante os meses, de

Junho, Julho, Agosto e Setembro, pelos técnicos competentes. Os resultados por estes obtidos deverão ser

anotados num registo especial, para que em qualquer ocasião possa ser consultado pela fiscalização do

Governo.

Recomendações de exploração

⇒ Analisar se a ponta máxima (KW) atingida pelo Transformador de potência, se enquadra nos

parâmetros do seu dimensionamento (KVA);

⇒ Controlar a energia reactiva (cos φ);

⇒ Efectuar periodicamente a medição das tensões secundárias e se necessário adequar a respectiva

tomada, operação a ser executada sem tensão e por pessoal habilitado

Qualquer trabalho de análise, limpeza, conservação e reparação apenas poderá ser executado por

pessoas especialmente encarregado e conhecedoras desses serviços.

8 DETECÇÃO DE AVARIAS EM CABOS ELÉCTRICOS SUBTERRÂNEOS

8.1 Análise geral

A detecção de defeitos em cabos subterrâneos passa por duas fases:

8.1.1 Pré-localização de defeito

Com o auxílio de um ohmímetro pode ser realizado o ensaio do isolamento do cabo com defeito,

sendo aplicada uma tensão baixa de teste, não alterando as condições da avaria ou provocando a sua

instabilidade. Assim sendo, deve-se usar inicialmente o ohmímetro de modo a serem testados a

resistências entre todos os condutores e entre cada condutor e a terra ou blindagem.

Caso se verifique um valor ohmico infinito, ou seja, ausência do defeito no condutor, deve-se

ensaiar o cabo com um dispositivo que gere altas tensões ( megaohmimetro). Durante esta análise podem-

se verificar duas situações:


Carlos Oliveira


⇒ Resistência do defeito baixa (não superior a algumas centenas de ohm)

⇒ Resistência ohmica do defeito elevada

No primeiro caso, que será uma situação mais acessível, pode ser utilizado o ecómetro para se

proceder à pré-localização do defeito.

Caso a resistência ohmica do defeito seja elevada, a pré-localização será, com certeza, mais

problemática, caso não exista equipamento para utilizar os diferentes métodos actualmente usados nestas

situações. Esses mesmos equipamentos empregam o método da reflexão do arco, ou os métodos do

impulso de corrente, das tensões, consoante a natureza do defeito. Refere-se que os equipamentos

munidos do método da reflexão do arco serão uma mais-valia nas avarias de alta impedância, pela sua

precisão e rapidez.

No caso de o utilizador não possuir estes equipamentos como ferramenta, este pode fazer uso de

um queimador, com vista a diminuição da resistência do defeito. É importante referir que este método só

deve ser aplicado em último recurso, visto que este irá diminuir o tempo de vida útil do cabo, podendo

mesmo causar outras avarias em zonas do cabo que já não possuam as suas características iniciais.

8.1.1.1 Determinação do percurso do cabo

Para a detecção de avarias subterrâneas é essencial que seja conhecido o percurso do cabo. Na

eventualidade de tal não estar determinado, o técnico deverá fazer uso do traçador com vista a

determinação do percurso.

Para se proceder ao reconhecimento do percurso, será necessário produzir à volta do cabo um

campo magnético.

Este mesmo campo será descortinado à superfície através de uma bobina de pesquisa, que está

ligada a um receptor-amplificador, transmitindo ao operador um determinado som através do

auscultadores e/ou deflexão num ecrã LCD (em termos gerais).

O traçador é constituído essencialmente por um emissor, sendo este acoplado ao cabo. Existem

diversos tipos de acoplamento:

Tipos de acoplamento

Acoplamento directo

Este acoplamento pressupõe que o cabo deva estar sem tensão. Este género de acoplamento, será

o mais eficaz, pois devido às adaptações automáticas das impedâncias, quase toda a da energia emitida é

transferida para o cabo, resultando numa intensidade magnética mais elevada.

Deve existir o cuidado de proceder-se à ligação do condutor na extremidade à terra e não à

blindagem, para não se correr o risco da corrente de retorno criar um campo magnético no sentido

contrário.


Carlos Oliveira


Se assim fosse, o campo magnético seria garantidamente mais reduzido, visto que o campo

magnético resultante, seria composto pelos dois campos criados, estando estes em sentido contrário.

Acoplamento indutivo

O acoplamento neste caso, será feito através de uma pinça indutora, transferindo esta para o cabo

a energia produzida pelo emissor. Devido ao facto de existirem perdas consideráveis na pinça e atenuação

no sinal de audiofrequência, este método só deverá ser usado em cabos alimentados, ou quando não existe

a possibilidade de se proceder ao acoplamento directo.

Acoplamento com bobina aérea Este método será o menos usado, mas poderá ser vantajoso quando não existe a possibilidade de

aplicação dos métodos anteriores.

A localização do traçado do cabo será mais difícil, sobretudo em zonas congestionadas com

outros condutores metálicos, nomeadamente condutas de água, cabos telecomunicações, entre outros, nos

quais é também introduzido o sinal. Apesar de nesses condutores vizinhos, o campo electromagnético ser

inferior, poderá causar dúvidas ao operador.

Como tal, deve-se tomar em atenção o valor da corrente ao longo do condutor, pois a mesma

será praticamente constante ao longo do condutor.

Nos condutores vizinhos essa corrente é inferior, o que permite que se siga o condutor em análise

e não outro.

8.1.1.2 Ecometria

Na fase da pré-localização e quando a impedância de defeito é baixa, o ecómetro é um

equipamento extremamente útil, pois informa acerca da distancia á avaria.

O princípio de funcionamento do ecómetro baseia-se na reflexão. O equipamento injecta um sinal

na linha o qual sofrerá reflexão do sinal no local do defeito, devido à alteração de impedância do cabo.

Sabendo-se o tempo que demora o impulso até ao defeito e seu regresso, bem como a velocidade

de propagação do cabo usado, pode-se determinar o local de defeito, com uma pequena margem de erro.

Claro que a velocidade de propagação irá variar de condutor para condutor e assim sendo,

existem tabelas com a velocidade de propagação dos cabos mais utilizados.

8.1.2 Localização

8.1.2.1 Método acústico

O gerador de ondas de choque permite que sejam aplicados impulsos que originam ruído e

vibração, no local do defeito que serão detectados com o auxílio de um microfone de terra.

O princípio básico de um gerador de ondas de choque será essencialmente uma fonte de alta

tensão CC variável, ligada a um banco de condensadores que serão descarregados sobre a linha com uma

determinada sequência.


Carlos Oliveira


O utilizador deve inicialmente verificar qual a tensão de disrupção, com vista a poder optar pelo

valor da tensão dos impulsos a aplicar á linha. Esses mesmos impulsos provocam uma descarga no local

da avaria, que originado som característico será perceptível pelo microfone de terra, como já referido.

8.1.2.2 Localização com áudio frequência

Como já referido, nos casos em que a resistência de defeito é bastante baixa, a detecção do

defeito é mais complicada. De facto desta forma, aplicando-se o método acústico, não existe a

possibilidade de detecção, visto que não seria gerado arco no local do defeito.

Nestes métodos são utilizados geradores e receptores/amplificadores de radiofrequência, em que

estes últimos detectam o sinal, que será ouvido nos auscultadores ou apresentados no ecrã.

8.2 Avaria num cabo subterrâneo na Praça do Municíp io (Vizela)

Durante o estágio tive o privilégio de assistir à detecção de avarias em cabos subterrâneos. Uma

destas foi alvo de uma detecção relativamente mais complicada. Assim sendo, será feita uma abordagem

sucinta sobre o sucedido.

Esta mesma avaria teve origem num cabo que sairia do posto de transformação até ao armário de

distribuição, tendo a particularidade, de se verificar que a avaria originava a actuação das protecções

sempre á mesma hora, por volta das 18 horas.

Este facto pode ser justificado pelo facto na zona da avaria, existirem obras para construções

habitacionais, procedendo-se à lavagem do material por essa hora.

Inicialmente e depois de verificado que os cabos em dúvida de avaria estavam desligado dos

barramentos do PT, verificou-se qual dos cabos estariam sob defeito.

Para tal e como se verifica na figura, foram feitas medições entre cabos e entre cabos e terra. No

mega-ohmimetro colocou-se uma tensão de 1kv, visto ser um cabo de baixa tensão e verificou-se que

num dos cabos foi dada a indicação de uma impedância reduzida, verificando-se que este seria o cabo

com defeito.

O próximo passo foi proceder-se à pré-localização do defeito. Assim sendo, com o auxílio do

ecómetro, foi injectado um sinal no cabo do lado do PT e posteriormente do lado do armário, para se

possuir mais garantias da possível localização do defeito. De facto o equipamento, nas duas situações

indicava a mesma zona a cerca de 20 metros do PT.

Figura 19- Aplicação do mega-ohmimetro


Carlos Oliveira


Depois de averiguada a pré-localização do defeito, procedeu-se localização exacta do defeito. Como tal,

aplicou-se o gerador de ondas de choque que produzia um som característico no defeito. Sabendo-se a

zona provável da avaria e tendo-se uma noção do traçado dos cabos, de referir que era uma urbanização e

provavelmente os cabos seguiam paralelamente os passeios, utilizou-se o microfone terra nessa mesma

localização.

Figura 20- Detecção da avaria, usando o microfone

A localização da avaria foi demorada, na medida que o sinal detectado era bastante fraco. A

razão para tal, foi o facto de o cabo possuir apenas uma pequena camada de areia por cima que pelas suas

características dificultava a audição do dito sinal.

Depois de alguma insistência, finalmente determinou-se o local da avaria. Com alguma

estupefacção, verificou-se que o cabo estava praticamente a descoberto, devido provavelmente ao

descerramento que se elaborou durante as obras naquele local.

Figura 21- Localização exacta do defeito

Como a avaria estava visível, os técnicos induziram mais uma vez no cabo, os impulsos

provenientes do gerador de ondas de choque, para que pudesse ter uma noção real da disrupção eléctrica

no local exacto do defeito.

9 PROJECTO E CONSTRUÇÃO DE LINHAS MT

9.1 Introdução

No departamento de obras da EDP-Distribuição no âmbito de projectos de MT, são elaborados

frequentemente, estudos/projectos para se proceder ao fornecimento de energia a novos clientes MT ou

BT, interligações de linhas, modificações de traçados de linhas já existentes, para além de vistorias,

acompanhamento de obras, entre outros.

Para elaboração de um projecto de MT existe um útil sistema na EDP-Distribuição que é o

SIT/DM.


Carlos Oliveira


9.2 SIT/DM

O Design Manager (DM) constitui uma ferramenta para Gestão e Coordenação de Projectos ao

nível da Rede Eléctrica de Distribuição, permitindo a partilha de informação entre diferentes áreas e

departamentos.

Numa única ferramenta estão integradas as várias actividades necessárias ao desenvolvimento de

um projecto: concepção, projecto, execução e actualização da base de dados de cadastro.

Permite saber duma forma actualizada as obras planeadas, as obras a executar, as obras a ligar e

as obras que espacialmente interferem umas com as outras.

Por sua vez o SIT, será o módulo principal de carregamento de dados, onde será realizado todo o

carregamento inicial das infra-estruturas existentes.

9.3 Apoios

Numa linha aérea um apoio será constituído por um poste, para além de todos os constituintes

que suportam os condutores, nomeadamente isoladores e armação.

Para se proceder à escolha de um apoio, deve-se ter em consideração vários factores, tais como o

local onde se realizará a implantação, altura do apoio e esforços a que se encontrará sujeito, bem como

factores de ordem económica.

Nas linhas de MT a 15 KV a EDP Distribuição utiliza postes de dois tipos construtivos, sendo

eles de betão armado e metálicos.

Sempre que exista possibilidade, no projecto são incluídos apoios em betão, uma vez que estes

apresentam custos bastante inferiores aos apoios metálicos. Um apoio metálico de facto, carece de

maiores dimensões para os respectivos maciços, o que resulta também numa área superior de

expropriação. Refere-se ainda, que um maciço apresenta cerca 30% do custo total da obra, o que o torna

um factor a ter em consideração.

Um apoio em betão será em termos económicos a melhor solução a adoptar, contudo sempre que

não seja possível transportar o poste de betão ou colocá-lo no seu local de implantação tem-se que optar

pela montagem de um apoio metálico, visto que este pode ser montado por tramos no próprio local.

A partir de determinados esforços mecânicos e alturas, não é possível recorrer a apoios de betão,

sendo necessário usar apoios metálicos. Menciona-se ainda, que um apoio em betão a partir dos 22

metros, necessita de escolta policial, o que incrementa o custo total da obra.

Os apoios existentes poderão ser classificados da seguinte forma:

- Apoios de alinhamento

Apoios situados num troço rectilíneo da linha;


Carlos Oliveira


Figura 22 - Apoio de alinhamento

- Apoios de ângulo

Apoios situados num ângulo da linha;

Figura 23- Apoio de ângulo

- Apoios de derivação em alinhamento/ângulo

Apoios em alinhamento/ângulo onde se estabelecem uma ou mais derivações;

Figura 24- Apoio de derivação


Carlos Oliveira


- Apoios fim de linha

Apoios capazes de suportar a totalidade dos esforços que os condutores lhe transmitem de um só

lado da linha.

Figura 25- Apoio de fim de linha

9.3.1 Tipos de esforços

Os apoios de uma linha eléctrica estão sujeitos a diversas solicitações. São estes:

- Esforços transversais

Esforços mecânicos aplicados ao apoio resultam da acção do vento sobre os apoios, bem como

das tracções dos condutores quando estes formam ângulo;

- Esforços longitudinais

Esforços mecânicos induzidos no apoio se este suporta condutores apenas de um dos lados, ou se

os vãos adjacentes são desiguais;

- Esforços verticais

Esforços sentidos no apoio devido ao peso dos condutores e possíveis aglomerados de gelo sobre

estes;

9.4 Armações

As armações são estruturas metálicas, colocadas na parte superior dos postes, suportando assim

os condutores de uma linha aérea.

Na EDP Distribuição são utilizadas as seguintes armações normalizadas:

- Armação em Triângulo AL inhamento (TAL);


Carlos Oliveira


- Armação em Triângulo ÂNgulo (TAN);

Figura 26- Armação em triângulo

- Armação em Galhardete AL inhamento (GAL);

- Armação em Galhardete Ângulo (GAN);

Figura 27- Armação em galhardete

- Armação em esteira Vertical Al inhamento (VAL)

- Armação em esteira Vertical ÂNgulo (VAN)

Figura 28- Armação em esteira vertical


Carlos Oliveira


Armação em esteira Horizontal reforçada (HRFSC);

Figura 29- Armação em esteira horizontal (HRFSC)

Esteira Horizontal (HDR)

Derivações em apoios metálicos “N”

Figura 30- Armação em esteira horizontal (tipo “N”)

Esteira Horizontal usada em apoios de fim de linha incorporando PT aéreo (HPT4)

Figura 31- Armação HPT4

As armações mais vulgarmente utilizadas correspondem às armações em triângulo e em esteira

horizontal.

A disposição dos condutores em esteira horizontal é em situação normal utilizada em derivações

e finais de linha. Por sua vez, a disposição em triângulo é usada maioritariamente em percurso “normal”,

garantido uma boa distância entre condutores. Caso exista um vão de dimensões elevadas, pode ocorrer o


Carlos Oliveira


contacto entre os condutores a meio do vão, aquando da ocorrência de ventos forte. Considerando esta

situação pode-se usar armações em galhardete, o que garantirá uma maior distância entre os condutores.

9.5 Isoladores

Os isoladores são estruturas em vidro ou em cerâmica com uma função mecânica e eléctrica. Do

ponto de vista mecânico devem fixar os condutores às estruturas do apoio, enquanto como função

eléctrica devem fixar os condutores ao apoio.

Os isoladores poderão ser rígidos ou em cadeia. Os isoladores rígidos são actualmente pouco

utilizados em novas linhas, podem estes, ser orientados segundo um eixo vertical ou horizontal.

Por sua vez, os isoladores em cadeia, podem ser de amarração ou suspensão.

As cadeias de amarração devem ser usadas em diversas situações:

• No inicio e fim de linhas

• Quando se pretende variar a tensão

• Aquando da existência de ângulos não reduzidos

No projecto deverão ser indicados os sentidos destas, ou seja, mediante a situação as mesmas

poderão ser ascendentes ou descendeste. As cadeias deverão posicionar-se no sentido ascendente sempre

que os condutores se situem numa posição superior ao do topo do poste e na posição descendente, caso

seja a situação contrária. Estas disposições têm por finalidade garantir que não ocorre acumulação de

água na campânula

Figura 32- Cadeia de amarração descendente

Figura 33- Cadeia de amarração ascendente

Relativamente às cadeias de suspensão, estas podem ser usadas em:


Carlos Oliveira


• Apoios de alinhamento desde que a armação seja em galhardete

• Apoios em que a armação seja em triângulo

O uso de isoladores reforçados deverá ser usado quando existam

• Travessias de estradas

• Cursos de água

• Caminhos-de-ferro

• Habitações nas proximidades

O reforço de isolamento não deve ser usado em mais do que três apoios. Tal deve-se á

necessidade de escoamento de correntes aquando de sobretensões. Assim sendo, são inseridas reduções de

isolamento em determinados locais permitindo assim, que este escoamento seja realizado. Para tal, são

utilizados isoladores rígidos duplos ou cadeias de amarração com hastes de descarga. Esta técnica faculta

um reforço mecânico aos condutores, criando por outra forma, uma quebra de isolamento que conduz ao

escoamento da corrente. As cadeias devem ser aplicadas em locais de difícil acesso e o mais afastado

possível de habitações ou zonas densamente povoadas.

Figura 34- Isoladores com haste de descarga

9.6 Condutores

Actualmente, no projecto de linhas de média tensão são utilizados por defeito, condutores nus

multifilares de alumínio-aço em prejuízo dos condutores de cobre, que se encontram em desuso.

Este condutor é constituído por duas ou três camadas sucessivas de fios de alumínio, estando

enrolados em hélice, no qual envolvem uma alma de aço galvanizado constituída por um ou mais fios.

Devido ao facto do transporte, bem como a distribuição de energia eléctrica, serem feitos em

corrente alternada, assegurará que a corrente eléctrica circule apenas pelo alumínio, visto estar á

superfície do condutor. Assim sendo, a alma em aço estará apenas encarregue de conferir suporte

mecânico ao condutor.

O facto da EDP Distribuição usar nas suas redes MT, condutores em Alumínio-Aço prende-se a

vários factores. Por si só, o facto deste tipo de condutor ser multifilar constitui á partida logo a vantagem

destes serem mais flexíveis, implicando uma maior facilidade no manuseamento.


Carlos Oliveira


As vantagens económicas são evidentes pois o preço do cobre é substancialmente mais caro que

o alumínio. Não será apenas este aspecto que confere preferência económica sobre o cobre. Comparando

os dois condutores com a mesma resistência eléctrica e consequentemente com as mesmas perdas,

constata-se que o condutor Alumínio-Aço possui superior resistência mecânica e menor peso, permitindo

assim diminuir o valor das flechas, implicando que se possa reduzir a altura dos apoios e aumentar o

cumprimento dos vãos, possibilitando desta forma que se diminua o número de apoios e

materiais/equipamentos associados.

9.7 Fundações

Deverão ser convenientemente dimensionados os maciços de fundação de maneira que, sob os

efeitos de solicitações mais elevadas não se verifique o derrubamento dos apoios.

Na EDP em situação comum, este dimensionamento não será elaborado, pois o fabricante

apresenta em princípio as dimensões das fundações para cada tipo de apoio.

9.8 Regulamentação

9.8.1 Pressão dinâmica do vento

Na tabela 8 estão definidos os valores da pressão do vento, segundo o artigo 13º do RSLEAT.

Tabela 8– Valores da pressão dinâmica do vento

9.8.2 Coeficiente de redução

Os valores do coeficiente de forma a adoptar são segundo o artigo 14º do RSLEAT.:

• 0,6 Coeficiente de redução para os condutores

• 1 Apoios, travessas e isoladores

9.8.3 Coeficiente de forma

Os valores do coeficiente de forma serão para os condutores e isoladores segundo o artigo 15º

apresentados na tabela 9

Altura acima do solo

[m]

Pressão dinâmica q

[Pa]

Vento máximo habitual Vento reduzido

Até 30 750 300

De 30 a 50 900 360

Acima de 50 1050 420


Carlos Oliveira


Tabela 9- Coeficiente de forma para os condutores

9.8.4 Distâncias regulamentares

Os condutores serão estabelecidos de modo a não serem atingíveis, sem meios especiais, de

quaisquer lugares acessíveis a pessoas.

As distâncias obtidas vão condicionar a escolha da altura dos apoios da linha a implantar.

Ao solo: D ≥ 6 + 0,005 ⋅U (não inferior a 6; recomenda-se 7,0 metros)

Às árvores: D ≥ 2 + 0,0075⋅U (não inferior a 2,5; recomenda-se 3,0 metros)

Aos edifícios: D ≥ 3 + 0,0075 ⋅U (não inferior a 4,0 metros)

Aos obstáculos diversos: D ≥ 2 + 0,0075⋅U (não inferior a 3,0 metros)

Entre condutores:

Para linhas de 2ª classe

Entre condutores e apoios

D ≥ 0,1+ 0,0065⋅U (condutores nus em repouso, não inferior a 0,15 m)

D ≥ 0,0065 ⋅U (condutores nus desviados pelo vento, não inferior a 0,15 m)

Às outras linhas:

D ≥1,5 + 0,01⋅U + 0,005⋅ L *

Distâncias de acordo com os artigos 27º, 28º, 29º, 30º, 31º, 33º e 109º do RSLEAT, respectivamente.

Significado das variáveis:

D- distância, em metros

U - valor da tensão nominal da linha de maior tensão, em kV

f - flecha máxima dos condutores, em metros

d - comprimento das cadeias de isoladores

k - coeficiente dependente da natureza dos condutores, cujo valor é:

• 0,6 para condutores de cobre, bronze, aço e Alumínio-Aço

• 0,7 para condutores de alumínio e ligas de alumínio

L- distância entre o ponto de cruzamento e o apoio mais próximo da linha superior

diâmetro (mm) c

d ≤ 12,5 1,2

12,5 < d ≤ 15,8 1,1

d > 12,5 1

20075,0

UdfkD ++⋅⋅=


Carlos Oliveira


9.9 Cálculo mecânico

No âmbito das linhas aéreas de transmissão de energia eléctrica, o cálculo mecânico é

fundamental, pois a partir deste pode ser garantida a estabilidade da linha bem como as condições de

segurança associadas. O cálculo mecânico tem por finalidade o seguinte:

• Dimensionar e verificar a estabilidade dos apoios, determinando a sua resistência mecânica,

sustentada nas hipóteses de cálculo definidas para cada tipo de apoio;

• Verificar a estabilidade dos maciços de fundação;

• Determinar a altura dos postes de forma a assegurar as distâncias mínimas impostas pelo

RSLEAT em relação aos condutores, para que não se verifique uma aproximação elevada dos

condutores a objectos/meios próximos da linha;

• Garantir um afastamento mínimo entre condutores de modo a serem satisfeitas as distâncias

regulamentares em vigor já referidas;

• Estabelecer as tensões de montagem associadas aos condutores de acordo com as condições

atmosféricas aquando da sua colocação, de forma a evitar a ruptura dos condutores noutras

condições que se possam vir a verificar.

9.10 Traçado da Linha

Sendo dados os pontos que correspondem à extremidade emissão e recepção da linha a projectar,

podem considerar-se traçados muito variados para a mesma, referindo-se que cada um destes traçados terá

vantagens e inconvenientes. O ideal seria projectar um traçado totalmente rectilíneo, contudo tal não será

possível, pois surgem sempre razões que obrigam a abdicar desta hipótese nomeadamente, o

aparecimento de obstáculos físicos, bem como problemas de expropriação de terrenos, entre outros.

Para que a escolha do traçado seja viável será fundamental dispor-se de cartas da região que

forneçam informação adequada sobre vários aspectos para que não se implemente uma linha com

comprimento exagerado. Devem ser tidos em conta:

• Relevo

• Vias de comunicação existentes

• Cursos de água

• Florestas e plantações e natureza de suas culturas

• Aglomerados habitacionais


Carlos Oliveira


Depois de definida ao traçado inicial, deve ser realizada uma inspecção no próprio local de modo

a evitar possíveis erros ou pormenores menos claro nessas mesmas cartas. Deve ser levantados

determinados obstáculos no terreno, designadamente:

• Linhas de transporte/distribuição

• Parques e jardins

• Todo o tipo de construções que não venham contempladas nas cartas

Aquando da escolha definitiva do traçado deverá ser realizada de modo a prever quanto possível:

• Linhas em patamar e na proximidade de vias de comunicação

• Travessia em zonas pouco povoadas

• Afastamento de edifícios com valor histórico ou artístico

• Ausência sempre que possível de travessias com estradas, rios navegáveis, caminhos-de-ferro,

teleféricos e outras linhas de transmissão de energia

9.11 Estados atmosféricos tipo

Os vários elementos que constituem uma linha eléctrica e em particular os condutores, estão

sujeitos a solicitações elásticas pelas forças que sobre eles se exercem e solicitações térmicas originadas

pelas variações de temperatura, variando ao longo do ano, considerando a região onde a linha será

implementada.

Assim, os agentes atmosféricos (vento, gelo e temperatura), actuam de modo diferente nas linhas

de acordo com a região. Como tal, definem-se 3 estados atmosféricos tipo em que consideram as

situações menos favoráveis sob vários pontos de vista.

⇒ Estado de inverno

Estado caracterizado pela menor temperatura previsível para a região onde a linha se vai implantar,

pela possibilidade da existência de manga de gelo e pela existência de vento reduzido

⇒ Estado de primavera

Caracteriza-se pelo vento máximo, sendo caracterizado pela temperatura amena previsível para a

região onde a linha se vai implantar, pela existência de vento muito intensos não se considerando a

existência de manga de gelo.

⇒ Estado de verão

È também designado por estado de flecha máxima, estado atmosférico caracterizado pela

temperatura máxima previsível para a região onde a linha se vai implantar, pela ausência de vento e

mangas de gelo nos condutores.


Carlos Oliveira


9.12 Agentes atmosféricos

O vento, o gelo e a temperatura podem de facto comprometer a estabilidade de uma linha

eléctrica. Deste modo, deve ter tido em especial atenção tais factores. Seguidamente será abordado cada

um deles.

9.12.1 Acção do Vento

Supõe-se que o vento sopra horizontalmente e a força dele resultante e actuando sobre a unidade

de comprimento de cada um dos condutores da linha é paralela á direcção do vento. Pode ser determinada

por:

F = α ⋅ c ⋅ q ⋅ s

em que:

F-força proveniente da acção do vento, em newtons (N);

α,- coeficiente de redução que é igual a 1 nos apoios travessas e nos isoladores;

c,- coeficiente de forma que traduz a influencia geométrica do elemento exposto á accçao do vento

q, é a pressão dinâmica do vento em (Pa),;

s, é a área da superfície apresentado á acção do vento

9.12.2 Acção do gelo

De acordo com o artigo 16º do RSLEAT, a manga do gelo a considerar no cálculo dos

condutores e dos cabos de guarda das linhas aéreas deverá ter uma espessura uniforme, de pelo menos 10

mm e uma densidade de 0,9. No caso particular das linhas projectadas, este factor não foi considerado,

devido às zonas não serem consideradas zonas com susceptibilidade de ficarem com gelo.

9.12.3 Acção da Temperatura

Quanto à temperatura o R.S.L.E.A.T. indica os seguintes valores:

⇒ estado de inverno: 5ºC sem manga de gelo

10ºC com manga de gelo

⇒ estado de primavera: +15ºC

⇒ estado de verão: +50ºC para linhas de 2ª classe (até 40 kV)


Carlos Oliveira


9.13 Coeficiente de sobrecarga

No cálculo mecânico é necessário conhecer o valor do coeficiente de sobrecarga. Este valor será

como um agravamento ao próprio peso do condutor devido à acção do vento e do gelo.

O coeficiente de sobrecarga poderá ser determinado pela expressão:

σ secção do condutor d diâmetro do condutor e espessura da manga de gelo v w peso específico volumétrico do condutor (kg.mm-2) g w peso específico volumétrico do gelo (kg.mm-2)

9.14 Determinação do estado mais desfavorável

Será necessário determinar o estado atmosférico mais desfavorável para o cálculo da tensão de

montagem. Tal poderá ser realizado a partir da seguinte árvore de decisão.

Figura 35- Árvore de decisão

9.14.1 Vão crítico

O vão crítico será o vão que estará associado à tensão máxima, para o qual os condutores ficam

sujeitos nos estados de Inverno e Primavera a essa mesma tensão.

θ - Temperatura no estado atmosférico de inverno e de primavera respectivamente (ºC);

σ - Secção dos condutores (mm2);

α - Coeficiente de dilatação térmica (ºC-1);

21

22

12 )(24

mmw

tL máx

CR −−⋅⋅⋅⋅= θθασ

( )[ ]σ

πσ

v

gv

w

Fdedww

m

22224

+

−++

=


Carlos Oliveira


m1, m2 - Correspondem respectivamente aos coeficientes de sobrecarga dos estados atmosféricos de inverno e de primavera;

9.15 Determinação da tensão de montagem

A determinação da tensão de montagem a aplicar aos condutores de um determinado vão, faz-se

recorrendo à equação dos estados, relacionando o estado atmosférico mais desfavorável com o estado de

montagem.

A equação dos estados é dada pela expressão:

Em que:

θ - Temperatura no estado atmosférico 1 e 2 respectivamente (ºC)

t - Tensão de montagem aplicada aos condutores no estado atmosférico 1 e 2 respectivamente (daN.mm-2)

E - Módulo de elasticidade ou módulo de Young (kg.mm-2)

ω - Peso específico linear (kg.m-1)

α - Coeficiente de dilatação térmica (ºC-1)

σ - Secção dos condutores (mm2)

L - Comprimento do vão (m)

m - coeficiente sobrecarga

Através da equação dos estados e sabendo qual o estado atmosférico mais desfavorável, é

possível determinar a tensão de montagem a aplicar a diferentes temperaturas.

A partir desta, pode-se determinar as respectivas flechas dos condutores aquando da montagem.

A escolha da tensão mecânica de montagem máxima a ser aplicada aos condutores de uma linha no estado

atmosférico mais desfavorável será uma questão importante quer a nível económico quer a nível técnico,

pois esta escolha definirá as flechas nos condutores, distâncias entre condutores, bem como a estabilidade

ou não dos apoios.

9.16 Estabilidade de apoios

De um modo geral, a estabilidade de um apoio consiste no cálculo das solicitações mecânicas que

lhe são impostas, de forma a seleccionar o apoio que melhor se adequa.

As solicitações que são aplicadas podem ser de diversos tipos:

• Sobrecarga de vento sobre o apoio, travessas, isoladores, condutores e cabos de guarda;

• Tracções mecânicas exercidas pelos condutores das linhas principais e derivadas;

• Peso do próprio apoio, das travessas, isoladores, dos condutores das linhas principais e

derivadas.

22

2

2222

221

2

2211

12424 t

Lm

E

t

t

Lm

E

t

⋅⋅⋅⋅⋅−

⋅+=

⋅⋅⋅⋅⋅−

⋅+

σαω

αθ

σαω

αθ


Carlos Oliveira


As Recomendações para Linhas Aéreas de Alta Tensão Até 30kV em conjunto com o RSLEAT

estabelecem um conjunto de hipóteses de cálculo, mediante o tipo de apoio e as características dos vãos

adjacentes, que possibilitam a determinação dos esforços longitudinais, transversais e verticais aplicados

ao apoio.

9.17 Projectos realizados

Durante o período de estágio foram realizados diversos projectos no âmbito de linhas de MT,

salientando-se os mais importantes:

⇒ Linha Quinta de Covas III

⇒ Linha Loteamento J.Peixoto Machado

⇒ Linha Bordados Moringa

⇒ Projecto 002081-2007

⇒ Modificação da Linha Rodrigues & Camacho

⇒ Modificação/Interligação da Variante Arco de Baulhe

⇒ Modificação PT008 - Campo de Futebol do Arco de Baulhe - Cabeceiras de Basto

⇒ Modificação LI PT 007 - Cabeceiras de Basto

⇒ Outros não definidos

Com o intuito deste relatório não ficar demasiado extenso, o cálculo dos esforços, associado a

cada projecto, está apenas apresentado em formato digital. Apesar de existirem situações diferentes de

projecto para projecto, no geral o processo a descrever seria semelhante.

9.18 Projecto de alteração Rodrigues e Camacho

9.18.1 Considerações

O projecto de remodelação de um troço da linha do Barreiro, foi um dos vários projectos que

realizei. Este troço que passa nas imediações da urbanização Rodrigues e Camacho a 15 kV, localizado

em Selho (S. Jorge) no concelho de Guimarães, foi o primeiro projecto manual que realizei.

Apesar de ter efectuado todos os cálculos manualmente quer dos esforços aplicados no apoio

quer do valor das flechas, bem como o desenho das catenárias no perfil da planta, socorri-me

posteriormente de uma folha de cálculo como meio de confirmação dos resultados obtidos.

Foi feito um estudo no terreno para analisar qual o melhor traçado da linha de modo a evitar a

sua passagem por cima das casas da futura urbanização e causar o menor impacto possível nas áreas

próximas. Neste caso, visto que a área envolvente era do proprietário não fui necessário proceder-se a

negociações.

Seguiu-se um levantamento topográfico do traçado escolhido, tendo sido posteriormente enviado

em formato digital um ficheiro em Auto CAD, às instalações da EDP. Convém salientar que não foi


Carlos Oliveira


realizado o levantamento a todo o traçado, o que se traduz numa poupança financeira, mas foi possível

ultrapassar esta situação particular como se constatará a posteriormente.

Com vista a facilitar a abordagem neste relatório, a numeração dos apoios a implantar bem como

dos apoios já existentes foram (re-definidos), tomando a figura 38 o seguinte aspecto.

Figura 36- Vista de perfil e vista aérea com os apoios numerados

As condições particulares deste projecto associado ao facto de ser uma remodelação, originou

diversas possibilidades de configuração, nomeadamente:

• Retirar ou não apoios

• Substituir ou não apoios

• Ajustes nas tensões aplicadas

• Substituição ou não de condutores

• Possível alteração de traçados

Toda esta dinâmica de trabalho, associada às idas ao terreno, permitiu-me familiarizar com esta

metodologia de trabalho, o que foi bastante didáctico.

9.18.2 Determinação da curva

Nesta fase do projecto é necessário representar a linha em perfil, determinando a curva que

origina a situação de maior equilíbrio para cada vão. O estado de Verão devido ao facto de originar as

flechas mais elevadas, será o indicado para a verificação das distâncias mínimas regulamentares.

Para se determinar a curva que melhor representa a situação pretendida, consulta-se o mapa de

flechas e tensões de montagem do condutor a ser usado e consoante a tensão de montagem, o escalão, a

5

2

3 4

1

7

6


Carlos Oliveira


existência ou não de gelo e o comprimento do vão é determinada a catenária equivalente Cu a 50ºC

adequada.

Por experiência considera-se inicialmente uma tensão máxima de 7 ou 8 daN/mm2 para a

determinação desta curva, variando-a consoante a situação em causa. O vão a utilizar deverá ser o

imediatamente inferior ao real, de forma a ser considerado o pior caso. A curva a escolher será a que

possui um parâmetro inferior ao dado pelos livros.

Definidas as catenárias, e estando já definido o traçado da linha, bem como a localização exacta

dos apoios, é estipulada a altura dos apoios cumprindo as alturas regulamentares do RSLEAT.

9.18.3 Escolha da altura dos apoios

A escolha da altura dos apoios deverá respeitar restrições de índole técnico ou regulamentar,

satisfazendo as distâncias mínimas regulamentares ao solo ou objectos por um lado.

Por sua vez, a altura de um poste deverá ser tal, que permita respeitar o anteriormente referido,

devendo possuir a menor altura possível, bem como o modelo menos resistente que verifique as

condições de estabilidade dos apoios.

9.18.4 Verificação da estabilidade dos apoios

Num projecto desta natureza é primordial, averiguar a estabilidade dos apoios com vista a

garantir a segurança de pessoas e bens. Deste modo, são introduzidas margens de segurança nas

expressões usadas, bem como na escolha dos apoios no que respeita ao seu diagrama de esforços.

Simbologia

Linhas Regulamentação

Vão, S, em m Coeficiente de Redução, α Tracção Máxima, T, em daN Coeficiente de Forma, c Pressão Dinâmica do Vento, q, em Pa

Condutores Cálculo

Secção, A, em mm2 Metade do esforço unitário ao vento, w, em daN/m Diâmetro, d, em mm Metade do peso unitário, w´, emdaN/m Peso Unitário,W0, em daN/m

Verificação de estabilidade do apoio n.º 1

O apoio já existente no local onde será inserido o apoio nº1 será substituído, visto que as forças a

que está sujeito estão no limite que o apoio suporta. Para além do referido, apresenta um grau elevado de

deteorição, verificando-se por todo o apoio um elevado grau de oxidação. O apoio que o substituirá terá

uma altura mais elevada, com vista a aumentar a distância entre a linha e o solo, sem alterar

consideravelmente as tensões que estaria sujeito antes da remodelação.

Refere-se ainda que o apoio a montante (situado entre o apoio 1 e apoio 2) será retirado por

razões de ordem estética.


Carlos Oliveira


Apoio de ângulo com derivação

Figura 37– Apoio de ângulo com uma derivação

S1 S2 Sd

Comprimento (m) 85 97 80

Condutor (mm2) AA-50 AA-50 CU-16

T. de montagem daN/mm2 8 7 12

Tabela 10– Comprimentos, tensões de montagem e tipo de condutor de cada vão

Sendo os condutores nos dois vãos S1 e S2 iguais, o valor de w será o mesmo. Para o condutor do

vão Sd, o valor de w será diferente, visto o condutor ser em CU 16mm2.

O valor de T1 T2 e Td serão respectivamente:

Hipótese 1 (Vento paralelo à bissectriz do ângulo da linha principal)

⇒ Esforço no sentido da bissectriz do ângulo da linha principal (eixo yy’)

mdaNdqc

w /238,02

981,0109752,16,02

981,010 33

=×××××=×××××=−−α

mdaNdqc

wd /135,02

981,0101,5752,16,02

981,010 33

=×××××=×××××=−−α

daNATmáxT 34648,4972 =×=×=

daNATmáxTd 7,19089,1512 =×=×=

+= ∑∑

==

n

iii

n

iiiiy senTSwF

11

2cos3 ββ

daNATmáxT 39648,4981 =×=×=


Carlos Oliveira


⇒ Esforço no sentido normal á bissectriz do ângulo da linha principal (eixo xx’)

Hipótese 2 (Vento perpendicular á bissectriz do ângulo da linha principal)



( ) ( )( )

( ) ( ) ( )

××+×+×

+×××

+×××+×××

=

9,075,2587,1909,055,1473469,055,52396

809,075,258cos135,0

979,045,147cos238,0859,055,52cos238,0

3 2

22

sensensen

daN1251=

∑=

=n

iiix TF

1

cos3 β

( ) ( ) ( )9,075,2587,1909,045,1473469,055,523963 ××+××+××= sensensen

daN244=

i

n

iiy senTF β∑

=

=1

3

daN1180=

( ) ( ) ( )9,075,258cos7,1909,045,147cos3469,055,52cos3963 ××+××+××=

+= ∑∑

==

n

iii

n

iiiix TSsenwF

11

2 cos3 ββ

( ) ( )( )

( ) ( ) ( )

××+×+×

+×××

+×××+×××

=

9,075,258cos7,1909,055,147cos3469,055,52cos396

809,075,258135,0

979,045,147238,0859,055,52238,0

3 2

22

sen

sensen

daN336=


Carlos Oliveira



Apoio de ângulo

Figura 38– Apoio de ângulo

S1 S2

Comprimento (m) 85 168

Condutor (mm2) AA-50 AA-50

T. de montagem daN/mm2 8 8

Tabela 11- Comprimentos, tensões de montagem e tipo de condutor de cada vão

O valor de w será:

Relativamente ao valor de T:

Hipótese 1 (Vento paralelo à bissectriz do ângulo)


mdaNdqc

w /238,02

981,0109752,16,0

2

981,010 33

=×××××=×××××=−−α

daNATmáxT 39648,498 =×=×=

( )[ ]ββ senTSSwFy 2cos3 212 +=

( ) ( ) ( )[ ]2039621688520cos238,03 2 sen××++××=

daN972=


Carlos Oliveira



Apoio de ângulo


S1 S2





O valor de w será:




mdaNdqc

w /238,02

981,0109752,16,0

2

981,010 33

=×××××=×××××=−−α

daNATmáxT 39648,498 =×=×=


( ) ( ) ( )[ ]11,4539626616811,45cos238,03 2 sen××++××=

daN1767=


Carlos Oliveira



Apoio de ângulo


S1 S2





O valor de w será:




mdaNdqc

w /238,02

981,0109752,16,0

2

981,010 33

=×××××=×××××=−−α

daNATmáxT 39648,498 =×=×=


( ) ( ) ( )[ ]58,03962736658,0cos238,03 2 sen××++××=


Carlos Oliveira





S1 S2 Sd


Condutor (mm2) AA-50 AA-50 AA-50



O valor de w será:

O valor de T1 e T2 e Td será:

mdaNdqc

w /238,02

981,0109752,16,0

2

981,010 33

=×××××=×××××=−−α

daNATmáxT 39648,4981 =×=×=

daN123=

daNATmáxT 39648,4982 =×=×=

daNATmáxTd 34648,497 =×=×=


Carlos Oliveira








daN461=

+= ∑∑

==

n

iii

n

iiiiy senTSwF

11

2cos3 ββ

( ) ( )( )

( ) ( ) ( )

××+×+×

+×××+

×××+×××

=

9,07,2923469,09,1803969,01,19396

2059,07,292cos238,0

1279,09,180cos238,0739,01,19cos238,0

3 2

22

sensensen

∑=

=n

iiix TF

1

cos3 β

( ) ( ) ( )9,07,292cos3469,09,180cos3969,01,19cos3963 ××+××+××=

daN119=

i

n

iiy senTF β∑

=

=1

3

( ) ( ) ( )9,07,2923469,09,1803969,01,193963 ××+××+××= sensensen

daN329=

+= ∑∑

==

n

iii

n

iiiix TSsenwF

11

2 cos3 ββ


Carlos Oliveira





S1 S2 Sd


Condutor (mm2) AA-50 AA-50 AA-50



O valor de w será:

O valor de T e Td será:


mdaNdqc

w /238,02

981,0109752,16,0

2

981,010 33

=×××××=×××××=−−α

daNATmáxTT d 39648,498 =×=×==

( ) ( )( )

( ) ( ) ( )

××+×+×

+×××

+×××+×××

=

9,07,292cos2059,09,180cos3969,01,19cos396

2059,07,292238,0

1279,09,180238,0739,01,19238,0

3 2

22

sen

sensen

daN276=


Carlos Oliveira







Verifica-se que o apoio RS-15 satisfaz as condições de estabilidade, não sendo portanto

necessário proceder á substituição do mesmo.

( )[ ]dddddy senTTsenSwSSwF ββββ ++++= 2coscos3 221

2

( ) ( ) ( )( ) ( )

××+××+

×××++×××=

9,017,3193969,063,93962

649,017,319cos238,01271449,063,9cos238,03

22

sensen

daN970=

ddx TF βcos3=

( )9,017,319cos3963 ××=

daN352=

ddy senTTsenF ββ += 23

( ) ( )9,047,3193969,063,939623 ××+××= sensen

daN775=

( )[ ]dddddx TSsenwSSsenwF βββ cos3 221

2 +++=

( ) ( ) ( )( )

××+

×××++×××=

9,017,319cos396

649,017,319238,01271449,063,9238,03

22 sensen

daN398=


Carlos Oliveira



Apoio de ângulo


S1 S2



T. de montagem daN/mm2 7 T.R.


O valor de w será:




mdaNdqc

w /238,02

981,0109752,16,0

2

981,010 33

=×××××=×××××=−−α

daNATmáxT 34648,497 =×=×=

+= ∑∑==

2

1

22

1

cos3i

iiiiii

y senTSwF ββ


Carlos Oliveira


⇒ Esforço no sentido normal á bissectriz do ângulo (eixo xx’)

daN

Verifica-se que o apoio RS-15 satisfaz as condições de estabilidade, não sendo portanto

necessário proceder á substituição do mesmo. Assim, o motivo do uso das expressões gerais para o

cálculo dos esforços no apoio, deve-se á diferença das tensões nos condutores do vão S1 e S2.

9.18.5 Apoios determinados

Apoio nº Função Hipótese 1 Hipótese 2 Apoio

Fy (daN) Fx (daN) Fy (daN) Fx (daN)

1 Ângulo com derivação 1251 244 1180 336 MM06-2750/960

(18m)

2 Ângulo 972 0 - - MP04-1600/540

(22m)

3 Ângulo 1767 0 - - MM04-2250/740

(18m)

4 Ângulo 123 0 - - MP02-1200/410

(18m)

5 Ângulo com derivação 461 119 329 276 P1000 (24m)

6 Ângulo com derivação 970 352 775 398 RS15 (23m)

7 Ângulo 1017 434 - - RS15

(15,4m)

Tabela 17– Apoios a instalar

Refere-se que em:

• Apoios de derivação (ângulo)

È desnecessário o cálculo do esforço vertical em apoios de betão

• Apoios de ângulo

È desnecessário o cálculo do esforço vertical em apoios de betão

( ) ( ) ( )[ ]5,72346139,05,127cos238,02059,05,72cos238,03 22 sen×+×××+×××=

daN1017=

∑=

×=2

1

cos3i

iix TF β

( )9,05,72cos3463 ×=

daN434=


Carlos Oliveira


È desnecessária a verificação da hipótese 2 em apoios de betão e em apoios metálicos

de base quadrada

Com recurso a software da empresa, foi possível confirmar todos os valores relativos aos

esforços mecânicos, verificando-se concordância entre eles.

O apoio 1 será substituído por um apoio que suporte os novos esforços aplicados, onde se

considerou uma tensão máxima de 7 daN/mm2 para não sobrelevar o esforço sentido pelo apoio.

Em termos regulamentares, o apoio 2 poderia ser um MP02-1000/370, contudo optou-se por

colocar um apoio mais resistente, visto que o apoio referido suportaria os esforços, mas muito no limite.

O apoio 4 estará sujeito a esforços muito reduzidos, contudo projectou-se um apoio,

sobredimensionado, devido à possibilidade de uma futura interligação nessa mesma zona.

Foi possível manter o apoio 6.

Relativamente ao apoio 7 pode-se dizer que nesta fase será mantido, contudo ainda será

verificada a distância entre condutores a meio do vão.

9.18.6 Distância entre condutores

Uma vez que se estão a utilizar condutores nus, é extremamente importante que estes não se

toquem quando submetidos à acção do vento. Para tal é necessário garantir uma distância mínima de

segurança. A expressão que determina tal margem, é apresentada no art.º31 do RSLEAT (Ver 9.8.4.).

Inspeccionando-se o projecto verifica-se que o vão compreendido entre a apoio 5 e 7 poderá ser

problemático, visto os 205 metros de extensão.

A flecha máxima dos condutores é dada por:

em que:

S é o vão, em m;

W0 é o peso próprio do condutor, em daN/m;

t é a tracção do condutor a 50ºC sem vento, em daN/mm2,

A é a secção do condutor, em mm2.

At

wSf

×××=

80

2

At

wSf

×××=

80

2

48,4932,28173,02052

×××=f

mf 9,7=


Carlos Oliveira


Substituindo na expressão da distância entre condutores, verifica-se:

Esta conduz a uma distância mínima entre condutores ligeiramente superior à que é indicada

pelas travessas TAN que é de 1,29m. Uma diferença de 5 cm não será muito relevante, contudo a tensão

de montagem será ligeiramente mais elevada. Nesta situação a parte inferior da travessa será descida

ligeiramente, o que resolverá este pequeno problema

9.18.7 Isoladores

Tabela 18– Isoladores a instalar

Nos postes n.º 1, 2 e 3, foram utilizadas cadeias de amarração. Quanto aos restantes postes foram

projectadas cadeias de amarração reforçadas, uma vez que a linha atravessará zonas habitacionais, bem

como uma estrada.

Esta medida permite aumentar o coeficiente de segurança da linha.

9.18.8 Armações

Das armações já referidas em 9.4, serão usadas as armações em triângulo e em esteira vertical.

Estas armações justificam-se pela maior distância entre condutores. Assim sendo, para além deste

tipo de travessas cumprir uma grande parte das distâncias mínimas entre condutores, o uso destas

armações facilita os trabalhos em tensão.

Apoio nº Apoio Fixação dos condutores

1 MM06-2750/960 (18m)

Amarração

2 MP04-1600/540 (22m)

Amarração

3 MM04-2250/740 (18m)

Amarração

4 MP02-1200/410 (18m)

Amarração Reforçada

5 P1000 (24m)

Amarração

Reforçada

6 RS15 (23m)

Amarração

Reforçada

7 RS15 (15,4m)

Amarração

Reforçada

mD 34,1200

159,76,075,0min =+⋅⋅=


Carlos Oliveira


Poder-se-ia usar armações em galhardete o que ainda melhorava o afastamento entre condutores.

Porém, a utilização desta armação pode levar a uma diminuição da altura da linha em relação ao solo,

quando comparada com a armação em triângulo. Neste projecto tal não se justificaria.

Tabela 19– Armações a instalar

9.18.9 Estado montagem

Com o auxílio dos livros existentes no departamento de Obras foi possível retirar os valores da

tensão de montagem a usar mediante a temperatura aquando da própria montagem. Os valores existentes

no livro foram determinados através da equação dos estados já referida.

Mediante estes valores, é possível proceder á montagem adequada mediante a temperatura

ambiente.

Na tabela 20 mostra-se os valores das tensões a adoptar na montagem, bem como as flechas

inerentes para as temperaturas prevista, aquando da realização da obra.

Temperatura (ºC)

Vão (m) 5 10 15

1 Tensão de montagem 4,3 3,9 3,6

Flecha 1,0 1,1 1,2


Flecha 0,8 0,8 0,9


Flecha 0,5 0,6 0,6


Flecha 3,6 3,8 3,9


Flecha 0,3 0,3 0,4


Flecha 0,4 0,4 0,5


Flecha 7,0 7,1 7,2


Flecha 1,7 1,8 1,9

Tabela 20– Tensões a adoptar na montagem

Apoio nº Apoio Fixação dos condutores

1 MM06-2750/960 (18m)

TAN

2 MP04-1600/540 (22m)

TAN

3 MM04-2250/740 (18m)

VAN

4 MP02-1200/410 (18m)

TAN

5 P1000 (24m)

T1

6 RS15 (23m)

N

7 RS15 (15,4m)

TAN


Carlos Oliveira


10 ANÁLISE DE PROJECTOS DE LOTEAMENTOS

10.1 Considerações

Durante o período de estágio foram realizadas diversas análises a projectos de loteamentos, bem

como idas ao terreno, identificando-se o grau de conformidade dos projectos recebidos e a lei em vigor,

para além da correcta execução das obras associadas.

Os projectos de loteamentos/urbanizações são entregues pelo responsável da construção a cada

uma das entidades responsáveis por cada tipo de infra-estrutura.

A análise destes projectos é elaborada em conformidade com documentos da EDP Distribuição

que apresentam as normas para apreciação de projectos.

Este documento apresenta as características dos variados elementos constituintes das redes de

baixa e media tensão e rede de iluminação pública de modo a que se façam cumprir os requisitos

regulamentares, que neste caso constituem normas internas da EDP, bem como documentação que o

projecto deverá incluir.

10.2 Apreciação dos projectos

De um modo geral, esta definido na figura seguinte as principais etapas de apreciação de um

projecto de infra-estruturas eléctricas:

Figura 44- Etapas de apreciação de um projecto de infra-estruturas eléctricas

O Guia Técnico de Urbanizações é um documento essencial para a apreciação de projectos. Estão

disponibilizadas neste, regras para a concepção, aprovação e ligação à rede dos projectos de

loteamentos/urbanizações de iniciativa privada ou promovidos pela administração pública.

Ao analisar o projecto, ter-se-á em consideração os seguintes aspectos:

• Constituição do processo (termo de responsabilidade, entidade que enviou os projectos…);


Carlos Oliveira


• Memoria Descritiva (constituição do loteamento/urbanização, orçamento e mapa de

medições…);

• Cálculos (potencia total do loteamento/urbanização, potencia atribuída a cada lote, coeficientes

de simultaneidade aplicados, calculo de protecção de canalizações contra quedas de tensão,

sobrecargas, curto-circuitos, calculo luminotécnico …);

• Peças desenhadas (legendas e escalas claras e inequívocas, …);

• Características dos equipamentos, condutores e condições de estabelecimento).

No departamento destinado à análise de projectos, tive a oportunidade de verificar a viabilidade

dos mesmos. Apesar da análise a vários projectos, apenas farei referência a um deles, visto o carácter

sistemático desta metodologia.

10.3 Postos de transformação

Relativamente aos PT´s , estes terão de ser adequados aos locais a inserir. Os materiais usados

devem ser homologados e respectivos projectos devem estar correctamente elaborados.

10.4 Armários de distribuição

Nas ligações entre armários de distribuição, a saída de um armário deve ser equipada com

triblocos e a entrada no armário seguinte será feita segundo uma das seguintes alternativas:

- Ligação a triblocos equipados com barras condutoras em vez de fusíveis

- Ligação a triblocos equipados com fusíveis.

A EDP Distribuição especificará para cada caso qual das alternativas se aplica.

No entanto, estão normalizados os seguintes modelos/tipo:

Tipo Constituição Tipo X 5 circuitos c/ 5 triblocos tam.2*

Tipo Y 6 circuitos c/ 2 triblocos tam.2* e 4 triblocos tam. 00

Tipo T 6 circuitos c/ 4 triblocos tam.00** e 2 ligados directamente ao barramento Tabela 21– Tipo de armários definidos no guia de loteamentos

* T2 suportam fusíveis até 400 A

** T 00 suportam fusíveis até 160 A

É necessário verificar se os armários são apropriados, tendo em consideração o número e tipo de

saídas. As saídas com T00 são de forma geral usadas para locais em que a potência instalada é baixa. Por

sua vez, as saídas com T2 são usadas para alimentar os armários seguintes, quadros de colunas e outros

locais de elevado consumo.


Carlos Oliveira


10.5 Tipo e secções de cabos

Os tipos e as secções dos cabos devem ser escolhidos de acordo com as indicações a fornecer

pela EDP Distribuição. Presentemente, encontra-se a seguinte gama de condutores:

Utilização Tipo LVAV 3x185+95 Rede subterrânea de BT:

Canalizações principais LSVAV 4x95 LSVAV 2x16 LSVAV 4x16 LSVAV 4x35 LSVAV 4x95

Rede subterrânea de BT: Ramais

LVAV 3x185+95 LSVAV 2x16

Rede subterrânea de IP LSVAV 4x16 LXS 4x25+16 LXS 4x50+16 LXS 4x70+16

Rede aérea de BT: Canalizações Principais

LXS 4x95+16 LXS 2x16 LXS 4x16 Rede aérea de BT: Ramais

LXS 4x25+16 Tabela 22– Tipo de cabos definidos no guia de loteamentos

10.6 Cálculos das potências

Mediante a observação do traçado da rede de distribuição de Baixa Tensão do

loteamento/urbanização, deve ser confirmado o número e potência das instalações com os que estão

descritos na memória descritiva.

Deve-se verificar que a potência atribuída a esses locais seja adequada. O número de instalações

por entrada colectiva deve ser verificado. O cálculo das potências totais será realizado com base em

factores de simultaneidade.

Sendo “n” o número total de instalações a jusante, os factores de simultaneidade são

determinados pelas seguintes expressões:

Para edifícios de habitação:

Para estabelecimentos comerciais, industriais, etc.:

Para instalações com entrada colectiva:

( )n

nf s

8,02,0 +=

( )n

nf s

5,05,0 +=


Carlos Oliveira


( )( )A

U

nsfSI

c

n

j j

Si

3

).(.1

×

×=∑ =

Instalações Coeficiente 2 a 4 1 5 a 9 0,75

10 a 14 0,56 15 a 19 0,48 20 a 24 0,43 25 a 29 0,40 30 a 34 0,38 35 a 39 0,37 40 a 49 0,36 ≥ 50 0,34

Tabela 23– Coeficiente de simultaneidade para instalações de entrada colectiva

10.7 Corrente de serviço

Metodologia de cálculo

A corrente de serviço que circula em cada canalização é calculada pela seguinte fórmula:

Onde:

( )∑ =

n

j jS1

- Soma das potências contratadas pelas n habitações / estabelecimentos comerciais

alimentadas pela canalização i, considerando os serviços comuns quando necessário;

n

nsf8,0

2,0).(. += - Factor de simultaneidade. Calculado para as n habitações alimentadas

pela canalização i;

n

nsf5,0

5,0).(. += - Factor de simultaneidade. Calculado para as n estabelecimentos

comerciais alimentados pela canalização i;

cU = 400 V (tensão composta da rede de baixa tensão)

Condição de Aquecimento

A secção que verifica a condição de aquecimento corresponde a uma canalização que tem um

valor de Intensidade de corrente máxima admissível (IZ), obtido através dos catálogos dos fabricantes de

cabos eléctricos, e que verifica a seguinte inequação:

ZS II ≤


Carlos Oliveira


O valor de Iz deve ser afectado por um factor de correcção, perante situações em que os cabos

estão enterrados em grupo, factor esse, fornecido pelos fabricantes.

10.8 Protecção Contra Sobrecargas

De acordo com o art. 128º do RSRDEEBT, as características de funcionamento dos aparelhos de

protecção em causa deverão satisfazer simultaneamente as seguintes condições:

Em que:

SI - Intensidade de corrente de serviço da canalização;

nI - Intensidade estipulada do aparelho de protecção (calibre);

ZI - Intensidade de corrente máxima admissível na canalização (no máximo até ao tempo

convencional);

fI - Intensidade de corrente convencional de funcionamento do aparelho de protecção;

fc - é o factor de correcção de Iz de cabos enterrados em grupo.

Figura 45– Representação esquemática da protecção contra sobrecargas

10.9 Protecção Contra Curto-Circuitos

Metodologia de Cálculo

A verificação desta protecção envolve dois aspectos:

⇒ Poder de corte adequado do aparelho que interrompe a corrente – envolve o cálculo da corrente

de curto-circuito presumida no ponto onde é instalado o aparelho de corte - Iccmáx.

Considera-se a instalação de fusíveis gG, com poder de corte de 100 kA, para a protecção dos

cabos contra sobreintensidades nas saídas dos PT’s e em todas as saídas dos AD’s, estando de

fcII

III

Zf

ZnS

⋅⋅≤≤≤

45,1


Carlos Oliveira


acordo com os art. 127º, 129º e 131º do RSRDEEBT. Este poder de corte será suficiente no

QGBT dos PT’s, o que significa que também o será nos AD’s, onde a corrente máxima de curto-

circuito é menor;

⇒ Garantia de que o corte é realizado antes da canalização poder atingir a sua temperatura limite

admissível – toma especial interesse a corrente de curto-circuito mínima - Iccmin. De acordo

com o artigo 130º do RSRDEEBT, a expressão utilizada para o cálculo aproximado do curto-

circuito fase-neutro, no ponto mais afastado do cabo é:

Em que:

SU - Tensão Simples (230 V);

CifaseR º20

_ - Resistência de fase por unidade de comprimento do cabo i a 20ºC;

CineutroR º20

_ - Resistência de neutro por unidade de comprimento do cabo i a 20ºC;

il - Comprimento do cabo i, em km;

n - Número de troços envolvidos entre o QGBT do PT e a saída que se está a proteger, incluindo

esta;

5,1 - Factor de correcção das resistências dos cabos para a temperatura média de curto-circuito.

O tempo de fadiga térmica para o cabo que se deseja proteger obtém-se a partir da expressão:

nS - Secção do condutor neutro do cabo;

K - Constante que toma os valores de 74 e 115 para cabos de alma condutora de alumínio e

cobre isolados a PVC, respectivamente;

minccI - Corrente de curto-circuito mínima, calculada pela expressão anterior.

É necessário garantir que o tempo de actuação das protecções do cabo, apresentam valores, que

têm que satisfazer simultaneamente duas condições:

( )[ ]∑ =⋅+×

×=

n

i iC

ineutroC

ifase

Scc

lRR

UI

1

º20_

º20_

min5,1

95,0

( )sI

SKt

cc

nft

2

min

⋅=


Carlos Oliveira


• Tempo de actuação das protecções inferior ao tempo de fadiga térmica do cabo - ta<tft;

• Tempo de actuação das protecções inferior a 5 segundos - ta<5 segundos.

Estas condições estão esquematizadas na figura seguinte:

Figura 46– Tempo de actuação das protecções

O tempo de actuação (ta) dos vários fusíveis , em função da corrente de curto-circuito, é obtido a

partir das suas curvas características.

10.10 Quedas de Tensão

Metodologia de Cálculo

A EDP exige que a queda de tensão máxima admissível na rede de distribuição seja de 5%. Para

os ramais considera-se 2,5%, sendo a queda de tensão total máxima admitida 7,5%.

Para o cálculo da queda de tensão, utilizou-se a seguinte expressão aproximada (uma vez que

desprezamos a indutância, que para a rede BT é muito baixa):

CfaseR º70

- Resistência de fase por unidade de comprimento a 70ºC (Ω/km);

SI - Corrente de serviço (A);

l - Comprimento do cabo (km).

Note-se que os valores das resistências apresentados nos catálogos se referem a temperaturas de

20ºc, desta forma tem que fazer uma correcção de temperatura, a qual permitirá determinar o valor da

resistência do cabo à temperatura normal de funcionamento.

)(º70 VlIRU SC

fase ⋅⋅≅∆


Carlos Oliveira


45,010

8,02,0 =+=sf

Onde α é o coeficiente de termoresistividade.

10.11 Análise do loteamento IMOAVE


Foi solicitado à EDP Distribuição um pedido para viabilizar o loteamento IMOAVE (saída 2 do

PT 559/VNF) através das infra-estruturas existentes.

Para tal foi enviado para a EDP-Distribuição, o projecto tipo C do edifício.

No projecto em estudo, a rede é constituída por condutores em alma de alumínio, de diferentes

secções, e é alimentada por um posto de transformação, de 250 kVA de potência.

Do PT saem três cabos, estado apenas em análise a saída 3. O cabo desta mesma saída é do tipo

LVAV 3 X 185+ 95mm2, possuindo uma extensão de 111 metros até ao armário de distribuição (A.D.2).

Do A.D.2 saem 5 ramais, em que um deles irá para um quadro de colunas, com 8 habitações

(LSVAV 4 X 70 mm2), e os restantes vão para estabelecimentos comerciais, sendo usado o cabo LSVAV

4 X 16 mm2 para todos esses ramais.

A alimentação do A.D.2.1, será feita por um cabo LSVAV 4 X 95 mm2 com uma extensão de

114 metros. Deste derivarão 6 ramais, em que um deles irá para um quadro de colunas, com 8 habitações

(LSVAV 4 X 70 mm2). Para os restantes ramais serão usados os cabos LSVAV 4 X 16 mm2, excepto num

desses que será usado um cabo LSVAV 2 X 16 mm2.

Toda a verificação foi elaborada em folha de cálculo, contudo será feita uma análise detalhada

das canalizações mais relevantes.

10.11.2 Factores de simultaneidade

Ramal A.D.2.1-Q.C.2

• Da tabela 23, e visto que a entrada colectiva possui 8 H.U. e 1 S.C., o factor de simultaneidade é

0,75

Ramal A.D.2.-Q.C.1

• Igual ao anterior

Canalização A.D.2.-A.D.2.1

( )[ ]º20º701º20º70 −⋅+⋅= αCfase

Cfase RR

00403,0

00393,0

==

Al

Cu

αα


Carlos Oliveira


75,04

5,05,0 =+=sf

38,019

8,02,0 =+=sf

68,08

5,05,0 =+=sf

( ) 82

4003

75,010007,209,68AI S =

×××+×=

( ) 82

4003

75,010007,209,68AI S =

×××+×=

( ) 114

4003

100075,02,5545,08,82AI S =

×××+×=

• Habitações

• Estabelecimentos comerciais

Canalização PT-A.D.2.

• Habitações

• Estabelecimentos comerciais

10.11.3 Corrente de serviço

Ramal A.D.2.1-Q.C.2

Ramal A.D.2.-Q.C.1




Carlos Oliveira


( ) 209

4003

100068,02,12438,07,158AI S =

×××+×=

19582≤

19582≤

235114≤

355209≤

10.11.4 Condição de Aquecimento

Ramal A.D.2.1-Q.C.2

Ramal A.D.2.-Q.C.1



A condição de aquecimento é verificada em todas as situações

10.11.5 Protecção Contra Sobrecargas

Terá de ser verificado:

Ramal A.D.2.1-Q.C.2

ZS II ≤

fcII

III

Zf

ZnS

⋅⋅≤≤≤

45,1


Carlos Oliveira


Ramal A.D.2.-Q.C.1



10.11.6 Protecção Contra Curto-Circuitos

A corrente de Curto-Circuito mínima será

Refere-se que seguidamente os valores de Rfase e Rneutro nas expressões, já estão associados ao

comprimento total para montante. Para se verificar pormenorizadamente os cálculos, consultar anexo 4,

ou verificar folha de cálculo.

Ramal A.D.2.1-Q.C.2

O tempo de fadiga térmica do cabo será:

283160

19510082

≤≤≤

283160

19510082

≤≤≤

341200

235125114

≤≤≤

515400

355250209

≤

≤≤

( )[ ]∑ =⋅+×

×=

n

i iC

ineutroC

ifase

Scc

lRR

UI

1

º20_

º20_

min5,1

95,0

( ) AI cc 190104697,00297,05,1

23095,0min =

+××

=


Carlos Oliveira


O tempo de actuação das protecções (ta) será 0,03s.

ta <5 seg.

0,03<7,4seg.

Ramal A.D.2.-Q.C.1



ta <5 seg.

0,004<3,9seg.




( ) AI cc 19460460,00288,05,1

23095,0min =

+××

=

( ) AI cc 26250364,00191,05,1

23095,0min =

+××

=

4,7 190170

742

st ft =

⋅=

9,3 262570

742

st ft =

⋅=

13 194695

742

st ft =

⋅=


Carlos Oliveira


ta <5 seg.

0,07<13,8seg.




ta <5 seg.

0,6<6,7seg.

10.11.7 Quedas de Tensão

As quedas de tensão são calculadas através da expressão seguinte.


• 4,6V <Queda máxima admissível

Ramal A.D.2.-Q.C.1

( ) AI cc 27110355,00182,05,1

23095,0min =

+××

=

7,6 271195

742

st ft =

⋅=

)(º70 VlIRU SC

fase ⋅⋅≅∆

VU 6,42090219,0 =×≅∆

VUadmissivelmáx

5,11230%5_

=×≅∆


Carlos Oliveira


• 4,7V < Queda máxima admissível


• 6V < Queda máxima admissível

Ramal A.D.2.1-Q.C.2

• 6,1V < Queda máxima admissível

VU 7,46,4820010,0 =+×≅∆

VUadmissivelmáx

5,11230%5_

=×≅∆

VU 66,41140127,0 =+×≅∆

VUadmissivelmáx

5,11230%5_

=×≅∆

VU 1,682010,0 =+×≅∆

VUadmissivelmáx

5,11230%5_

=×≅∆


Carlos Oliveira


11 ILUMINAÇÃO PÚBLICA

11.1 Introdução

A iluminação pública deverá ser projectada de modo a garantir condições para a circulação

nocturna com conforto e segurança, resguardando o aspecto estético do local. No entanto não deverão ser

passados os limites aceitáveis para os custos de investimento inicial e de exploração.

A EDP Distribuição, no âmbito da concepção de projectos de baixa tensão, actualmente, não são

realizados, tantos como no passado, visto que a construção de rede de BT, é feita aquando de loteamentos.

Assim, o projectista do loteamento faz o projecto de rede subterrânea de BT, bem como o projecto de IP.

Noutros casos são feitos pedidos, quer para iluminação pública, alimentação de habitações, ou

modificações por razoes variadas e nesses casos são feito estudos de forma a dar seguimento a esses

pedidos.

11.2 Conceitos luminotécnicos

Segundo a portaria n.º 454 de 2001, os níveis de iluminação a respeitar prendem-se com a

iluminância e a uniformidade.

• Luminância, L

Intensidade luminosa emitida por uma fonte de luz ou uma superfície reflectora na direcção de

observação, por unidade da superfície aparente, em cd/m2

• Uniformidade global, U0

Razão entre a luminância mínima e a luminância média.

• Iluminância, E

Fluxo luminoso recebido por unidade de superfície, em lux.

11.3 Selecção de apoios

Para se proceder á escolha de um apoio existem aspectos que determinam o tipo de apoio a usar,

nomeadamente:

• Altura necessária

• Orientação do apoio

• Local a ser implantado


Carlos Oliveira


Para rede aérea como apoios de alinhamento ou de ângulo (reduzido) são usados postes que

garantam 200 daN de esforço à cabeça. Em situações de ângulos mais pronunciados, são usados postes

que suportam uma tensão de 400 daN. De um modo geral, o cabo a usar-se será o LXS 4x70+16mm2,

podendo ser usados cabos LXS 4x50+16mm2 e LXS 4x50+16mm2 . Por norma a altura destes postes será

de 9 metros.

Em redes subterrâneas usam-se colunas octogonais com alturas compreendidas entre os 8,10 e

por vezes 12 metros.

Por norma os cabos usados em IP subterrânea são os LSVAV 4x16mm2.

Normalmente os apoios são distanciados de cerca de 3 vezes a altura do apoio sendo colocados

de 30 em 30 metros dependendo da altura do apoio e de situações que são definidas com um parecer no

terreno do local em estudo.

A resolução da maior parte dos casos estudados foi feita de um modo bastante prático,

nomeadamente as modificações da BT devido à passagem de uma variante em arco de Baulhe e outros

casos isolados, contudo foram verificadas todas as condições de estabelecimento.

Das verificações feitas a projectos de loteamentos, alterações de rede BT e IP, selecionar-se-á um

destes para se mostrar a metodologia a seguir no dimensionamento de rede de IP.

11.4 Caso Iluminação Pública - Urbanização de Caste lões Vila Nova de Famalicão


Nesta urbanização apesar de ter sido verificado todo o processo, apenas se fará referência à rede

de IP.

As redes de Iluminação Pública deverão seguir, na parte aplicável, o disposto no

R.S.R.D.E.E.B.T.; como tal a queda de tensão máxima nas canalizações não pode ultrapassar os limites

regulamentares. As protecções contra curto-circuitos e sobrecargas deverão ser aspectos tidos em

consideração conforme o regulamento, tal como nas redes de distribuição em Baixa Tensão.

De acordo com a Portaria 454/2001 de 05/01 deverão ser garantidos, consoante a zona de

implantação, os seguintes níveis de iluminância e de uniformidades globais. Neste caso particular, o local

em estudo é considerado uma área periférica de uma zona urbana, devendo-se garantir uma iluminância

de 20 lux e uma uniformidade global de 0,40.

Convém referir que o cálculo luminotécnico foi realizado pelo programa “Ulysse” da Schréder.

A luminária escolhida foi a “Sintra 1”, da Schréder, equipada com lâmpadas de 150W de vapor

de sódio de alta pressão, dado que a portaria n.º 454 de 2001 aconselha a utilização de lâmpadas desta

gama de potências nos arruamentos.

A electrificação das luminárias será feita em condutores do tipo VV-U3G1,5mm2 , protegido por

fusível cilíndrico tamanho 10x38, apc, In=6A.


Carlos Oliveira


A ligação das luminárias será feita com cabo do tipo A05VV-3G1,5mm2 instalado no interior da

coluna e ligado ao quadro de coluna com a protecção por seccionador fusível classe gl e fusível cilíndrico

com as dimensões 10x38,e de calibre de 6A.

As colunas serão metálicas octogonais de 10 m de altura e espaçadas por 30 m, possuindo um

braço de 1,25.

As mesmas serão dotadas de uma abertura com tampa, destinado ao quadro eléctrico, localizado

na sua parte inferior, na qual serão alojados os seccionadores com fusíveis de protecção do cabo de

alimentação da luminária e ligador de terra, conforme o artº. 67 do D.L 90/84.

11.4.2 Cálculo luminotécnico

Fornecidas as características da via a iluminar, inseriu-se os valores no software referido:

Figura 47– Características da via a iluminar

Resultados obtidos

⇒ Uniformidade global, U0:

Figura 48– Uniformidade global obtida

Verifica-se que a exigência relativa à uniformidade é cumprida, pois este é superior em relação

aos valores regulamentares.


Carlos Oliveira


⇒ Iluminância, E:

Figura 49– Iluminância obtida

Os valores associados à iluminância estão dentro dos parâmetros regulamentares, sendo que a

iluminância média é superior em 5 lux em relação ao recomendado para o tipo de zona em estudo.

⇒ Escala de cinzentos:

Figura 50– Escala de cinzentos


Carlos Oliveira


⇒ Curvas Isolux:

Figura 51– Curvas isolux

11.5 Dimensionamento da rede de iluminação pública

O dimensionamento de rede de IP, será pelo seu todo semelhante ao já referido em X, como tal e

devido ao seu carácter repetitivo, não será descriminado todo o processo de cálculo associado.

11.5.1 Corrente de Serviço

Sendo monofásicas as cargas da rede de Iluminação Pública, a sua análise será feita por fase.

A corrente de serviço será determinada através da expressão:

em que:

Is é a corrente de serviço, em A;

PT é a potência total das lâmpadas, em W;

Us é a tensão simples, 230V;

cos ϕ é o factor de potência.

Refere-se que para o dimensionamento das canalizações deve ser considerado um factor que

contemple a corrente de arranque. Foi definido um factor de 1,5.

cosUP

Is

Ts ϕ

=


Carlos Oliveira


11.5.2 Protecção contra sobrecargas

A protecção contra sobrecargas deverá cumprir as normas referidas anteriormente nas redes de

baixa tensão.

11.5.3 Protecção contra curto-circuitos

Também a protecção contra curto-circuitos deverá cumprir as normas do RSRDEEBT. O cálculo

da protecção contra curto-circuitos por vezes poderá ser problemático, dado que em algumas situações os

comprimentos das vias a iluminar são de dimensão apreciável.

11.5.4 Quedas de tensão

Para o calculo das quedas de tensão foi usada a expressão de 10.11.7.. Foram verificadas as

disposições regulamentares impostas pelo R.S.R.D.E.E.B.T.

11.5.5 Comprimentos máximos admissíveis

Para os cabos do tipo LSVAV 4x16 mm2, os comprimentos máximos admissíveis, em função do

fusível usado serão:

I n I f I cc L máx 16 28 85 479 25 44 100 407 32 51 125 326 40 64 170 239 50 80 220 185

Tabela 24– Comprimentos máximos admissíveis

12 POSTOS DE TRANSFORMAÇÃO

Os postos de transformação são instalações onde se procede à transformação da energia eléctrica

de média tensão para baixa tensão, alimentando a rede de distribuição de baixa tensão.

Um posto de transformação é constituído essencialmente por três componentes:

⇒ Equipamentos de interrupção/seccionamento e protecção;

⇒ Um ou mais transformadores, responsáveis pela transformação da tensão média tensão para

baixa tensão;

⇒ Quadro geral de baixa tensão, de onde partem os diversos ramais da rede baixa tensão.

Os postos de transformação, podem ser basicamente de dois tipos:


Carlos Oliveira


Aéreos: no caso dos postos de transformação ligados na rede aérea em média tensão, sendo o

transformador instalado num apoio da linha de distribuição média tensão e o quadro geral de baixa tensão

na base desse apoio, num armário dimensionado para o efeito.

Em cabine: no caso de todo o equipamento estar instalado dentro de uma cabine que pode

assumir uma das seguintes variantes:

• cabine alta (torre);

• cabine baixa em edifício próprio;

• cabine baixa integrada em edifício;

• cabine metálica (monobloco);

• cabine pré-fabricada;

• cabine subterrânea.

Os postos de transformação no que respeita ao seu dimensionamento por parte da EDP

Distribuição é um assunto que não despende muito tempo para o efeito, uma vez que, os PT´s a usar,

serão os normalizados pela empresa.

Noutras situações, em que são feitos pedidos de viabilidade à EDP-distribuição, têm de ser

verificadas se estão reunidas as condições técnicas e regulamentares para estabelecimento dos PT´s.

Refere-se que os equipamentos utilizados nos postos de transformação têm estar normalizados.

Como tal é imposto pela empresa que se utilizem determinados equipamentos/materiais,

nomeadamente:

⇒ As ligações do secundário do transformador ao interruptor geral serem executadas por

condutores do tipo LSVV, com as seguintes secções:

Condutor de fase 3 (2x380mm2)

Condutor de neutro 1 (1x380mm2)

⇒ A ligação ao primário do transformador deverá ser feita por três cabos do tipo LXHIOV

1x120mm² -17,5KV;

⇒ O condutor utilizado para fazer terra de protecção será do tipo H1VV-R1G35, por sua vez o

condutor de terra de serviço será determinado consoante a potência e tensão do transformador;

⇒ O QGBT deverá ser do tipo CA1 ou CA2 de acordo com o projecto tipo da D.G.E.;

⇒ Os fusíveis existentes no Q.G.B.T. devem possuir os calibres pretendidos para a protecção das

novas redes a implementar.

O Posto de Transformação deverá estar provido de equipamentos que lhe confiram segurança de

acordo com os regulamentos e recomendações em Decreto de Lei. Para além do anteriormente referido,


Carlos Oliveira


existem outros factores a considerar, que podem ser consultados no Regulamento de segurança de

subestações e postos de transformação e de seccionamento.

Para além disso, podem ser consultados os projectos tipo da D.G.E., nomeadamente:

• Projecto-Tipo dos Postos de Transformação Aéreos (A-AS)

• Projecto-Tipo dos Postos de Transformação Aéreos (AI1-AI2)

• Projecto-Tipo dos Postos de Transformação em Cabina Baixa


Carlos Oliveira


13 CONCLUSÃO

O trabalho realizado ao longo do estágio possibilitou a assimilação e consolidação de conceitos e

conhecimentos, constituindo ao mesmo tempo um desafio, não só pela responsabilidade que exigiu, mas

também por todas as possibilidades que ofereceu.

Este estágio permitiu-me alargar os meus horizontes, testar as minhas limitações e dificuldades

em aplicar a teoria adquirida aos casos reais que iam surgindo.

O contacto com situações reais, a necessidade de tomar decisões, de ponderar alternativas, de

ultrapassar dificuldades, tornou o estágio que realizei um momento fundamental, no processo da minha

aprendizagem como profissional, mas também como pessoa.

Devido aos ensinamentos e experiências que me foram transmitidas pelos vários profissionais

que comigo contactaram, e também, devido ao facto de trabalhar e aprender com pessoas de diferentes

funções, fez-me evoluir não só, em termos de conhecimentos e capacidades, mas também exigiu maior

responsabilidade em todo o trabalho.

O estágio foi a primeira experiência a nível de trabalho no ramo da engenharia electrotécnica, o

qual se revelou de superior importância, sobretudo porque me trouxe a percepção daquilo que é, de facto,

o dia-a-dia de trabalho de um Engenheiro Electrotécnico.

Deste modo, posso dizer que o objectivo principal do estágio, onde se pretendia adquirir

experiência profissional na área de projecto e construção de linhas de Média Tensão, Baixa Tensão,

Postos de Transformação e Iluminação Pública, foi atingido através do todo o trabalho realizado tendo

sempre o apoio dos profissionais com quem trabalhei a longo do meu estágio.


Carlos Oliveira


14 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

Catálogo de Iluminação Pública da Schréder

Guia Técnico de Redes Aéreas em condutores em Torçada, DGE, Lisboa,Março 1991

Guia Técnico de Terras, EDP Distribuição, Coimbra, Julho 2005

Guia Técnico de Urbanizações, EDP, Coimbra, Maio 2006

MACHADO E MOURA, António - Apontamentos de Produção e Transporte de Energia 1,

Porto, FEUP, 2006

Portaria n.º 454/2001 de 5 de Maio

PEREIRA DA SILVA, José Luís – Apontamentos de Concepção de Instalações Eléctricas,

Porto, FEUP, 2007

Recomendações para Linhas Aéreas de Alta Tensão, até 30kV (M.T.), DGE,1986

Regulamento de Segurança de Linhas Eléctricas de Alta Tensão, DGE, Lisboa, Abril 1993

Regulamento de Segurança de Redes de Distribuição de Energia Eléctrica em

Baixa Tensão, DGE, Lisboa, Junho 1993

Regulamento de Segurança de Subestações e Postos de Transformação e de Seccionamento,

Imprensa Nacional Casa da Moeda, Lisboa, 1985

TEIXEIRA, Armínio – Apontamentos de Técnicas de Iluminação, Porto, FEUP, 2006

VALE, A. Almeida – Linhas Aéreas de Transmissão de Energia, Porto, FEUP, 1992

VASCONCELOS, Maria Helena – Apontamentos de Distribuição de Energia 1- Conceitos

Básicos de Matemática Financeira, Porto, FEUP, 2006

Manuel Matos, “Multiattribute problems”, FEUP, 2005;

Manuel Matos, “Ajuda à decisão Multicritério: novas contribuções”, Instituto Nacional de

Investigação Cientifica, Porto, 1988;

Ajuda do Software ELECTRE III/IV, Lamsade softwares, Universidade de Paris-Dauphine

Gil Marques, Vila Fernandes, Lídia Tavares, Narciso André, António Cunha, Jorge Gome,

Coordenação de isolamentos: Avaliação das incidências das descargas atmosféricas nas linhas

aéreas de AT e MT

URL

Rede Interna EDP

www.edp.pt

www.erse.pt

www.cabelte.pt

www.cavan.pt

www.dgge.p


Carlos Oliveira


15 ANEXOS

Anexo 1


Carlos Oliveira


Anexo 2

Pontos na carta Potência-MNT (KVA)

Potência-JST (KVA)

L-MNT (km)

L-JST (km)

Pot-MNT x L-JST (Kva x km)

53 6670 3770 12,3 12,3 82288

Sem Interligação e Sem IAT

Sem

Interligação

e com IAT

Com

Interligação

e sem IAT

Com

Interligação

e com IAT

Taxa de Avarias (avaria/ano/km) 0,24

Tempo de Reparação (h) 3,7

Tempo de Seccionamento (h) 0,71

Factor de Carga 0,88

Potência a Montante com factor de carga (KVA) 5875

Potência a Jusante com factor de carga (KVA) 3320

Linha a Montante (km) 12,29

Linha a Jusante (km) 12,34

Avarias no Troço Montante

3

Avarias no Troço Jusante

3,02

ENF 132,4 119,7 123,1 110,5


Carlos Oliveira


Anexo 3

Pontos na carta Potência-MNT (KVA)

Potência-JST (KVA)

L-MNT (km)

L-JST (km)

Pot-MNT x L-JST (Kva x km)

53 6670 3770 12,3 12,3 82288

Sem Interligação e Sem IAT

Sem

Interligação

e com IAT

Com

Interligação

e sem IAT

Com

Interligação

e com IAT

Taxa de Avarias (avaria/ano/km) 0,32

Tempo de Reparação (h) 2,13

Tempo de Seccionamento (h) 0,71

Factor de Carga 0,88

Potência a Montante com factor de carga (KVA) 5875

Potência a Jusante com factor de carga (KVA) 3320

Linha a Montante (km) 12,29

Linha a Jusante (km) 12,34

Avarias no Troço Montante

3,95

Avarias no Troço Jusante

3,97

ENF 122,31 105,75 115,29 98,72


Carlos Oliveira


Anexo 4

Saída PT Armário Saída Armário Destino In Cabo

1 E11 63 LSVAV 2 x 16 mm2

2 E10 63 LSVAV 4 x 16 mm2

3 E9 63 LSVAV 4 x 16 mm2

4 E8 100 LSVAV 4 x 70 mm2

5 E7 63 LSVAV 4 x 16 mm2

6 E6 63 LSVAV 4 x 16 mm2

A.D.2.1

7 A.D.2 200 LSVAV 4 x 95 mm2

1 E5 63 LSVAV 4 x 16 mm2

2 E4 63 LSVAV 4 x 16 mm2

3 E3 100 LSVAV 4 x 70 mm2

4 E2 63 LSVAV 4 x 16 mm2

5 E1 63 LSVAV 4 x 16 mm2

A

A.D.2

6 PT 250 LVAV 4 x 185+ 95 mm2

Documents

Projecto de Linhas Média Tensão, Baixa Tensão, Postos de ...paginas.fe.up.pt/~ee02070/PSTFC Carlos Oliveira 2007.pdf · 11.4.2 Cálculo luminotécnico..... 97 11.5 Dimensionamento