Termografia Quantitativa como Ferramenta de Gestão de Ativos do Sistema Elétrico de Potência.

A aplicação da Metrologia é que permite abordar a termografia, não mais qualitativamente - onde os defeitos são detectados através de comparações entre objetos adjacentes -, mas quantitativamente, onde é o valor da temperatura medida, associado a um modelo matemático do componente, que constitui a variável de diagnóstico. Considerando a primeira figura, se a análise for simplesmente qualitativa, não será possível determinar se algum dos três transformadores estão defeituosos. Porém, se o modelo matemático me indicar uma temperatura esperada, nestas condições de operação, diferente da medida, tanto para cima quanto para baixo (considerando a faixa de incerteza), obtém-se fortes indicativos de problemas. Este foi o enfoque adotado neste trabalho.

O trabalho em questão foi desenvolvido no âmbito dos projetos de pesquisa e desenvolvimento fomentados pela CEMIG e ANEEL.

Será visto que esta dissertação é produto do P&D 235 – Metodologia para melhoria da confiabilidade metrológica da termografia, do qual sou gerente de projeto, e cuja coordenação científica está a cargo do Professor Roberto Márcio, do Departamento de Mecânica da UFMG, que também foi o orientador desta pesquisa.

O Objetivo Geral deste trabalho foi desenvolver um MÉTODO de determinação do

melhor momento para se intervir em uma CONEXÃO elétrica defeituosa, detectada

pela termografia, antes que a deterioração, causada pelas altas temperaturas, leve o

CONDUTOR associado a se romper, por perda de resistência mecânica, mantendo

níveis de risco, técnico e econômico, aceitáveis.

Assim, quando o título fala de ferramenta, a idéia é trabalhar com um método capaz

de agregar diversas informações e resultar numa decisão. Será baseado em análises

de termografia sobre componentes do sistema elétrico (como a Conexão e os

Condutores), abordando riscos técnicos e econômicos, como se preconiza na Gestão

de Ativos.

Aqui, tratou-se o risco como a associação entre a probabilidade e a consequência da

ocorrência de um estado futuro. Portanto, se o risco é técnico, significa que suas

consequências (ou impactos) foram medidas em termos de parâmetros técnicos; se é

econômico, os impactos foram medidos em termos monetários.

A escolha deste tema teve como motivação, principalmente, uma história em torno de 10 anos de desenvolvimento de pesquisas pela área de engenharia de manutenção da Cemig, começando em 2003 com o PeD 21, onde foram estudadas técnicas de diagnóstico de pára-raios. Nele, a termografia, de técnica promissora, foi confirmada como método bem sucedido.

Ao mesmo tempo, a Cemig estudava técnicas de monitoramento em Subestações. Em 2006, no PeD 169, através do estudo dos softwares dos fabricantes, a equipe conseguiu dominar a técnica de análise dos termogramas e evoluiu ainda mais no diagnóstico, demostrando que a Cemig estaria subestimando as temperaturas medidas, principalmente em conectores elétricos. No PeD 170, com um sistema de varredura e identificação, o processo de diagnóstico em Para-raios pôde ser automatizado. Então, em 2010, tem início o PeD 235, onde o objetivo era trazer maior RIGOR METROLÓGICO à tecnica ou, em outras palavras, queria-se trazer confiabilidade aos diagnósticos.

E é próximo a essa época que começa-se a falar em Gestão de Ativos na Cemig. Este assunto passou a fazer parte das pesquisas e discussões, e a pergunta de “o que fazer com o resultado de diagnósticos mais confiáveis?” motivou estudar como modelar o risco em decisões, e construir um software para gerir o processo.

Com o diagnóstico e o auxílio à decisão automatizados, faltava automatizar a inspeção termográfica segundo os novos critérios, o que deu origem ao PeD 426, que contemplará todos estes desenvolvimentos em um sistema de inspeção automatizada em SEs. E já foi dado início também aos PeDs 518 e 519, onde outras ferramentas estratégicas estão sendo pensadas para toda a cadeia do sistema elétrico. Há ainda as mudanças profundas sendo vivenciadas no setor, como a MP579 e o terceiro ciclo de revisões tarifárias, reforçando uma tendência, onde o sistema elétrico sempre cresce, mas a mão-de-obra se reduz, demandando maior produtividade, o que pode ser conseguido com a aplicação de tecnologia, como está sendo feito, conforme visto.

A estrutura da apresentação consiste numa breve discussão do que é gestão de ativos, dada uma maior curiosidade que este assunto desperta no momento; uma demonstração muito rápida sobre estes tópicos, e um foco um pouco maior na metodologia e principalmente nos resultados.

O que é a gestão de ativos? Gerir pode ser entendido como administrar, dirigir, controlar e, finalmente, DECIDIR. Ativo é algo que produz ou agrega valor. Então, Gestão de Ativos é “tomar decisões sobre aquilo que agrega valor”.

Porém, a gestão de ativos reforça que é preciso contemplar toda a vida do ativo, do “berço ao túmulo”. É decidir o que fazer com os ativos para que, destes, seja extraído o maior valor, segundo os objetivos da corporação, conforme destacado.

Isto permite entender que a Manutenção é uma fase (muitas vezes bastante longa) da vida do ativo, portanto se insere na Gestão de Ativos, mas não a define; a gestão de ativos tem um escopo mais amplo, originando-se dos objetivos empresariais e influenciando o planejamento, a especificação, a aquisição, a operação, a manutenção e o descarte dos ativos na busca por atingí-los, sustentávelmente, a um custo e risco ótimos.

De onde surgiu tais tratativas sobre ativos físicos? De indústrias altamente estruturadas e reguladas, como as Forças armadas, Companhias aéreas e o setor nuclear; posteriormente, concessionárias de serviço público.

Um bom exemplo é um grupo de combatentes que recebem uma missão e recursos, como equipamentos e armas, para cumprí-la. Por exemplo, o objetivo é capturar Bin-Laden. Se, no processo, for preciso sacrificar um helicóptero, mas isto pemitir que eu cumpra a missão sem violar requisitos (como p.ex. não deixar nenhum soldado ou informações vitais para trás), isto será feito, o helicóptero danificado vai ser abandonado e explodido.

Trazendo este raciocínio para a indústria, a manutenção deve garantir mais do que, simplesmente, a maior disponibilidade ao menor custo, mas procurar atender aos objetivos das partes interessadas, considerar como esta demanda se alterará no futuro e decidir o quanto gastar agora para antecipar as alterações. O “quanto gastar” evidencia um forte viés econômico e empresarial, e a consideração dos tempos atuais e futuros reforça a preocupação com o ciclo de vida.

E como fazer?

Alinhado a estudos publicados pelo Cigré, este autor entende que o “como fazer” passa por monitorar a condição dos ativos, como, por exemplo, executando inspeções periódicas, como a termografia; analisar os dados, tanto os últimos disponíveis como sua evolução histórica; diagnosticar a condição, ou as causas de falha; prognosticar, prever o que pode acontecer com base em métodos científicos; e avaliar e gerenciar os riscos inerentes a estas condições e previsões, sempre considerando tanto o aspecto técnico quanto o econômico, sendo esta a essência do que foi desenvolvido neste trabalho.

O primeiro passo na direção da Gestão de Ativos é compreender qual é o negócio da empresa e as regras que controlam o seu mercado.

Uma concessionária de distribuição atua em uma fase da cadeia produtiva do sistema elétrico. O sistema elétrico tem a função de gerar, transportar e distribuir energia elétrica para os consumidores. A distribuição está situada no ponto da cadeia mostrado. Do início ao fim (geração até utilização), condutores e conectores são vastamente utilizados, contados aos milhões. Ao focar especificamente na Subestação, mostrada em mais detalhes na figura inferior, vemos seus diversos equipamentos que possuem muitas e muitas conexões e condutores associados.

Ao contrário do senso comum, o negócio de uma distribuidora não é a venda de energia (como é o caso de uma geradora), mas sim a disponibilização de ativos para a conexão do consumidor ao sistema elétrico. Entretanto, seu resultado (remuneração pelo uso dos ativos disponibilizados) é retirado de uma parcela da tarifa cobrada do consumidor, significando que, apesar do seu negócio não ser a venda de energia, a distribuidora tem interesse em que todo o consumo previsto seja realizado (perdas ou interrupção zero).

Assim, a perda de produto pode ser entendida com a perda de energia por efeito Joule, dada pela expressão P=RI2, que diz que quanto maior a resistência elétrica R, ou maior a corrente circulante I, maior será a perda de energia P. Assim, é interessante para o sistema elétrico que a resistência R não se eleve e, quando isto ocorre, é importante tomar ações para mitigar essa “perda de produto”.

Em seguida, é preciso entender como o produto se transforma em receita. Nas regras de mercado do negócio DISTRIBUIÇÃO de energia elétrica, a receita máxima é limitada e pré-definida, dada pelo cálculo de duas parcelas, uma referente a energia comprada para revenda (VPA), outra referente aos custos de operação e remuneração do negócio (VPB). Estas parcelas são determinadas pelo órgão regulador em função de informações a respeito do ambiente técnico econômico no qual se insere a empresa e das metas de eficiência desejadas, a serem entregues pela concessionária.

Uma vez que a receita não pode ser elevada, para ampliar os lucros resta à empresa reduzir as despesas, no limite em que tal redução não comprometa o atingimento das metas. Portanto, é imperativo buscar formas de diminuir, substituir, eficientizar e melhorar ou até cortar tarefas, sem aumentar riscos.

Retomando a questão da resistência elétrica R, é importante relembrar que, quando se unem dois condutores, de resistencia elétrica R1 e R2, o resultado não é um condutor de resistencia R1+R2, pois há o aparecimento de uma resistência adicional devida ao contato entre os dois condutores.

Isto ocorre porque as superfícies não são completamente lisas, e a área real de contato é muito menor que a área aparente, impondo dificuldades à circulação de corrente, como vemos nos pontos destacados. Ainda, uma vez estabelecidos os pontos de contato, ao longo do tempo o oxigênio se difunde para dentro destes pontos, criando um óxido isolante, eliminado este contato e tendo, como efeito geral, o aumento de Rc, com consequente aumento do efeito Joule e da temperatura superficial dos componentes. Felizmente, esse aquecimento pode ser detectado pela termografia com segurança e rapidez e, principalmente, sem necessidade de desenergizar os circuitos.

Os conectores tipicamente utilizados no sistema elétrico são mostrados nesta figura: conectores de aperto (a parafuso), conectores mistos (a compressão e parafuso), conectores tipo H, de compressão, e conectores tipo Cunha, onde a pressão de aperto é dada pelo efeito mola da cunha.

Entre os diversos modos de falha de conectores, estão principalmente a corrosão do metal, o afrouxamento do aperto e a ruptura do condutor associado, ou seja, o condutor se parte nesses pontos. Neste trabalho, foi estudado apenas o modo de falha de ruptura, aplicando modelos desenvolvidos na literatura e dentro dos projetos de pesquisa anteriormente citados.

É importante destacar, em relação à termografia, que o sinal de interesse (temperatura do objeto) é um sinal de radiação eletromagnética infravermelha que atinge o termovisor ao mesmo tempo que a radiação refletida de diversas outras origens ao redor. Além disso, sofre atenuação ao viajar pelo meio.

Há também ruídos chegando dos objetos adjacentes e da própria atmosfera, somando-se ao sinal de interesse. Assim, para determinar a temperatura do objeto é preciso considerar a influência das características de sua superfície, da distância de medição, das temperaturas dos objetos no entorno, da própria temperatura ambiente e da conversão da radiação em sinal elétrico feita pelo instrumento, conforme explicitado na equação.

Em função dessas tantas fontes de ruído, daí a necessidade de se determinar a incerteza de medição para melhorar a confiabilidade dos resultados, e reduzir os eventos de falso-positivo e falso-negativo.

Toda e qualquer medição apresentará erros, ou uma dúvida quanto ao valor verdadeiro, simplesmente por ser impossível impedir que ruídos interfiram no sinal de medição, ou que não haja interação do sistema de medição com o mensurando. Para poder trabalhar com esses erros, o que se faz é quantificar a incerteza da medição.

A incerteza diz ser possível garantir que o valor verdadeiro da grandeza, ainda que sempre desconhecido, estará presente numa faixa de valores, com uma determinada probabilidade. Obviamente, se for exigido 100% de probabilidade, o resultado será uma faixa de largura infinita! Assim, trabalha-se com 95%, e o resultado de medição é expresso como um Resultado Base (ou Indicação, ou um valor que será convencionado como o verdadeiro) e uma faixa de valores de Incerteza (onde espera-se que, com 95% de chance, estará verdadeiramente o valor da grandeza, mas que continua impossível de ser determinada). A largura da faixa varia diretamente com a qualidade do método de medição e do instrumento utilizado, portanto, quanto menor a faixa desejada, mais será preciso despender recursos.

De forma geral, a metodologia empregada está esquematizada no mapa mostrado.

Dividiu-se em quatro grandes etapas, a saber, Coleta de Dados, Pré-análises, Cálculos e descrição de Resultados. A seguir serão abordados os modelos matemáticos adotados.

Baseado nos diversos sinais de radiação que atingem o termovisor, Texeira trabalhou para isolar o sinal do objeto (Sobj) e calcular a sua temperatura (Tobj), considerando a influência de todos os fatores para a incerteza, tanto intrínsecos (relativos ao instrumento) quanto extrínsecos (relativos ao ambiente externo e ao objeto).

Propriedades como emissividade e transmissividade, e propriedades dos elementos componentes do instrumento, foram devidamente modeladas e sistematizadas num software, e puderam ser utilizadas na determinação da incerteza de medição em cada termograma analisado.

O modelo de Ferreira parte de uma equação de balanço de energia, onde a energia armazenada num volume de controle é igual a energia que entra, menos a que sai, mais a energia gerada internamente.

No caso em análise, a energia que entra é considerada desprezível frente as demais. A energia que sai é dada pela dissipação de calor, conforme mostra a parcela negativa, e a eneriga gerada é dada pelo efeito Joule (já descrito).

O armazenamento de enegia é dada pela parcela à direita da igualdade. Assim, se for isolado R nessa expressão, pode-se utilizar o modelo de Ferreira para obter uma estimativa da resistência elétrica. E mais ainda, uma vez estimado R, pode-se voltar nessa equação e variar outros parâmetros, como a corrente I ou temperatura ambiente, e determinar todas as temperaturas atingidas pelo conector a cada instante de tempo.

A metodologia de Harvey foi usada para calcular a perda de resistência mecânica de um condutor submetido a altas temperaturas. A expressão do modelo está demostrada.

Para entendê-la, recorre-se ao exemplo: num caso onde o condutor ficou submetido a temperaturas entre 100 e 300 graus, primeiro calcula-se a resistência mecânica residual devido a uma solicitação de 100 graus durante o período assinalado (6 h).

Em seguida, determina-se a duração equivalente necessária para causar a mesma perda de vida calculada, agora na temperatura superior (150 graus); no caso, 0,7 horas.

Soma-se então esta duração ao período em que o condutor ficou realmente na temperatura superior, e determina-se então a nova resistência mecânica residual.

Procedendo-se desta forma, cehga-se ao valor final da resistência residual (RS), neste caso 46% do valor de novo.

O rompimento do condutor terá probabilidade máxima de acontecer quando a resistência mecânica residual for menor que as Forças Resultantes aplicadas ao mesmo, ou RS<Fr. A probabilidade vs. consequência (rompimento) constitui o risco técnico.

Como descrito pelo modelo de Harvey, o processo de perda de resistência mecânica é acumulativo, assim sendo, a partir da determinação (através de medições ou cálculos) do desgaste em instantes definidos, é possível, via regressão exponencial destes dados, obter uma expressão e utilizá-la para extrapolar a perda de resistência futura ao longo do tempo, em função de um coeficiente theta determinado pela regressão. Pode-se também, com isto, estimar o tempo que RS levará para atingir determinado nivel, bastando, para isso, isolar t da expressão.

Por conseguinte, pode-se traçar curvas, como a mostrada, para cada par Condutor/Conector, comparando com um limite de Resistência Mecânica Residual desejado e assim determinando o tempo de vida.

Para calcular o risco financeiro, foi utilizada a metodologia de Exposição Financeira, que considera um Impacto Financeiro e sua probabilidade de ocorrência. A soma de todos os impactos e probabilidades dá a exposição financeira a que se está sujeito.

No caso deste trabalho, está-se decidindo entre realizar a manutenção ou não, aceitando um risco de falha p. Se for possível ficar sem fazer manutenção, economiza-se Cman com uma probabilidade (1-p), pois esta é a probabilidade de NÃO FALHAR. Caso haja a falha, incorrere-se num custo Cf, negativo! As perdas são sempre negativas e com probabilidade 1. Além disso, foi considerado que as perdas aumentam a uma taxa m, referente ao crescimento de mercado. Foi também considerado o valor do dinheiro no tempo, através da taxa i = 7,5%, que é a taxa de remuneração do capital do setor elétrico.

O custo de falha compreende o Atendimento à ocorrência, os custos de Reparo, o Lucro Cessante e as Penalidades sendo que, dentro do custo de reparo, estão considerados os custos de Mão de Obra de manutenção e o Material. Há ainda os custos da não-remuneração do ativo, dos custos de gestão e engenharia (dedicação de executivos para analisar e contingenciar a falha, estudar arranjos de emergência, sobreavisos etc.), e custos à imagem da empresa, com perda de valor de mercado. Entretanto, a determinação do impacto financeiro da perda de remuneração de um conector individual não se justifica, por ser muito pequeno; já custos de gestão & engenharia e imagem são difíceis de serem apurados; portanto, neste trabalho não serão avaliados mas, se disponíveis, bastariam ser somados ao Impacto Financeiro calculado.

Dos treze componentes selecionados, a maioria está na Média Tensão, onde as correntes são mais altas, e todos foram inspecionados utilizando um valor de emissividade 0,75, conforme procedimento padrão Cemig.

Na análise realizada sobre os termogramas, utilizou-se uma emissividade de valor inferior, mais adequado em função das características superficiais de cada conector (metal polido).

Sobre os resultados de temperatura determinados, em quase todos os casos a temperatura do relatório da Cemig é subestimada, estando inclusive fora das faixas de incerteza.

Os resultados apenas coincidiram nos casos onde os valores mais adequados de emissividade eram elevados (como 0,90 que é próximo de 0,75).

O efeito de cada componente na incerteza da medição teve o comportamento geral demostrado nos gráficos, onde a emissividade é o fator mais importante. Porém, no caso BHAD-17, foi a Tamb a mais importante, devido ao fato da temperatura do conector estar mais próxima da temperatura ambiente.

Quando as emissividades eram elevadas, as influências intrínsecas passaram a ter maior importância, sendo que, no caso CEMT-12, as incertezas do instrumento em si foram mais importantes. Estes resultados mostram que é muito importante NÃO ERRAR na determinação da emissividade, ou trabalhar para elevar seus valores.

As resistências elétricas estimadas tiveram diversos valores, alguns bem elevados, próximos aos limites comumente aceitáveis. Mas alguns ainda estavam baixos.

O cálculo de perdas resultou em valores financeiros baixos, mesmo para um período de um ano. Somente BETIM 2, que tem uma carga média mais elevada, mais constante, resultou num valor um pouco maior mas, ainda assim, insignificante.

Em relação às temperaturas atingidas, foram compilados histogramas de temperaturas para os valores de resistência elétrica nos extremos da faixa e o seu valor médio. Como no caso mostrado, alguns conectores analisados nem chegaram a atingir temperaturas acima de 100 graus, onde o processo de degradação começa, evidenciando baixíssimo risco.

Em alguns conectores, somente quando se considerava o extremo máximo da faixa de resistência elétrica, observava-se alguma degradação por exposição a altas temperaturas, como no caso mostrado.

Porém houve casos de degradação mais severa devido a longos periodos em altas temperaturas, evidenciando maior risco de ruptura. O caso mais crítico foi BHGT-16.

O cálculo de resistência mecânica residual, após um ano de exposição, está mostrado neste gráfico. A grande maioria, após tal período, praticamente não perdeu vida, podendo ser enquadrados em falso-positivos. Apenas quatro casos (BHAT-11, BHBN-6K, BHBN-10BR e BHGT-16) resultaram em perdas de vida apreciáveis.

Para determinar o fim de vida, ou seja, quando o risco de ruptura é máximo, deve-se determinar quando a resistência residual é menor que as forças aplicadas. O resultado mostrou que é preciso perdas de vida em torno de 97% para atingir este estágio, pois a resistência mecânica à tração nominal dos condutores é realmente muito alta versus as forças aplicadas, num ambiente de subestação.

Considerando o tempo para a Resistênica Mecânica se reduzir aos valores mínimos (risco técnico máximo), utilizou-se da equação descrita anteriormente. O resultado mostra que, em muitos casos, o tempo para ruptura seria além de 100 anos (sem considerar crescimento de carga). Ocorreram quatro casos mais críticos que foram avaliados com mais critério.

Para os quatro casos selecionados, o resultado para o tempo de vida comparado com o limite de resistência, considerando o aumento do carregamento, resultaram em vidas de 9, 6, 5 e 4 anos aproximadamente.

O passo seguinte, a partir dos resultados, foi a sistematização de um processo de decisão. Para tanto, necessita-se tratar as grandezas em diferentes intervalos. Baseando-se em tabelas de confiabilidade, e em função da elevada resistência mecânica dos cabos em relação às solicitações, propõe-se considerar que a grandeza retrataria condição normal se estivesse entre 60 e 100% do valor de novo, alterada se entre 20% e 59%, degradada entre 10% e 19% e crítica entre 0% e 9%.

Desta forma, criam-se condições que absorvem as simplificações e estimativas assumidas, dado que o maior valor encontrado nos casos analisados foi de 3%.

Aos intervalos das grandezas, pode-se associar agora uma probabilidade de falha. Quando o equipamento é considerado novo, pode-se estipular que a probabilidade de falha é em torno de 5%, aumentado para 20% ao longo do envelhecimento normal. A ruptura será considerada provável, com p=50%, quando a condição for degradado, e evoluirá para p=95% quando a condição for crítica.

A proposta descrita nas duas tabelas podem ser ilustradas pelas faixas de probabilidades de falha desta figura.

Aplicando tais faixas aos resultados em estudo, obtém-se os seguintes gráficos, que indicam prazos de intervenção de: - 4 anos, - 2,5 anos, - 2 anos e - 1,5 anos aproximadamente. Este será o período em que será avaliado o risco econômico.

O resultado da determinação dos valores para o Custo da Falha estão demonstrados na tabela. Considerando-se um custo de Manutenção médio de R$ 2.245 por conexão, conforme apurado nas bases de dados mais recentes da Cemig, segundo seus critérios, nota-se que o impacto financeiro da falha atinge cerca de 2 a 3 vezes o de manutenção.

Aplicando o modelo descrito anteriomente, a exposição financeira sujeita ao se postergar ao máximo a manutenção (limitado a 40 anos) está demonstrada na tabela. O resultado médio foi de 6.600 reais por conexão, e uma postergação média de 21 anos. Vale destacar que, se o resultado da Exposição Financeira fosse negativo, significaria um risco de prejuízo, indicando que os custos de falha justificam uma intervenção antes do esgotamento da vida útil do condutor. Este momento pode ser encontrado pela manipulação da equação de cálculo de EF.

A partir dos resultados obtidos, procedeu-se à determinação de uma estratégia a ser aplicada em relação à gestão do ativo conectores.

Sugere-se manter as rotinas de inspeção termográfica, dado seus excelentes resultados. Maiores benefícios podem ser obtidos se a empresa procurar, através tanto de maior treinamento, quanto de aplicação das técnicas desenvolvidas nos P&Ds, reduzir a influência das fontes de incerteza.

Viu-se que os prazos de intervenção atualmente praticados possuem espaço para dilatação, pois a “capacidade” dos condutores é muito elevada frente à solicitação. E deve-se manter o procedimento de intervenção conjunta, otimizando assim os custos.

E a cada nova inspeção, proceder à atualização dos cálculos e previsões sobre a condição dos condutores, conforme fornecidos pela ferramenta.

Algumas das recomendações implicam em custos. Portanto, foi feita uma estimativa do potencial de economia com a eliminação de intervenções desnecessárias (pelo menos no ano corrente) segundo os resultados deste estudo. Dentre os 13 casos avaliados, seis não tiveram perda de vida ao longo do ano superior a 1%, podendo-se considerá-los falso-positivos, seguramente.

Assim, partindo-se de um número médio de 230 intervenções anuais, em uma das 7 regionais da empresa, ao custo médio de R$ 2.245, assume-se que a mesma proporção (50% das intervenções que seriam normalmente realizadas) de manutenções serão canceladas ou, no mínimo, postergadas para o ano seguinte. O resultado deste cálculo significa uma economia efetiva de R$ 258.175, aproximadamente 0,5% dos custos totais de manutenção em subestações.

O presente trabalho apresentou uma metodologia para definição de uma estratégia de gestão de ativos focada no desempenho de conexões elétricas.

Foi mostrado que as inspeções atualmente realizadas nas subestações carecem de uma maior consideração sobre os aspectos metrológicos da termografia, principalmente na melhor determinação da emissividade superficial real e que, quando se aplicam recursos para elevá-la (cobertura ou modificação da superfície), a incerteza se reduz bastante.

Pelo fato do aquecimento do componente ser função da corrente elétrica imposta (que varia ao longo do dia), nem sempre o inspetor é capaz de detectar o momento de ocorrência da maior temperatura. Assim, as temperaturas de operação previstas pelo modelo, em alguns casos, superaram os limites para início do processo de recozimento metalúrgico, evidenciando conectores em estágios de falha térmica.

As perdas de energia elétrica, devido à elevação da resistência de contato, se mostraram insignificantes frente aos custos de manutenção ou de falha.

Ao se considerar apenas o modo de falha rompimento do condutor e comparar as forças impostas com a sua perda de resistência mecânica, o que se encontrou foram resultados que indicam, de forma geral, um longo tempo até o limite crítico ser atingido. Isto leva à conclusão que este modo de falha não é o modo dominante no caso de Subestações.

Por fim, ao demonstrar como utilizar uma técnica relativamente barata e que não requer desligamentos (termografia), quantificando a incerteza dos dados através de métodos robustos, calculando a perda de vida útil de um componente elétrico e possibilitando que a definição do melhor momento para intervenção venha com antecedência, de forma preditiva e não mais corretiva, este estudo valoriza a aplicação da engenharia como ferramenta imprescindível à gestão de ativos, por conferir aos gestores nas empresas do setor a segurança necessária para que inovem e tomem melhores decisões.

[1] MARQUES, G. Estadão.com.br, Não se sabe causa do blecaute, diz deputado após ver Lobão. nov. 2009. website. Acesso em: 30 dez. 2012.

[2] ABRADEE - ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE DISTRIBUIDORES DE ENERGIA ELÉTRICA. Redes de Energia Elétrica. [S.l.], 2012. website. Acesso em: 26 dez. 2012.

[3] ANEEL. Nota Técnica n. 92/2008-SRE/ANEEL, Segunda Revisão Tarifária Periódica da CEMIG Distribuição S.A. 2008.

[4] CEMIG. Estudo de Distribuição - Conexões Elétricas. Belo Horizonte, BRA: CEMIG, 1985.

[5] BRYANT, M.; JIN, M. Timewise Increases in Contact Resistance due to Surface Roughness and Corrosion. In: Proceedings of the Thirty-Sixth IEEE Holm Conference on Electrical Contacts. [S.l.]: IEEE, 1991. p. 635–645.

[6] BURNDY. Bolted Connectors for Substations. [S.l.]: Burndy Industries LLC, 2010.

[7] FLIR. User’s Manual: FLIR SC6xx. Wilsonville, EUA, out. 2011.

[8] TEIXEIRA, G. G. D. Confiabilidade Metrológica em Termografia Aplicada em Sistemas Elé-tricos. Dissertação (Mestrado em Engenharia Mecânica) — UFMG, Belo Horizonte, fev. 2012.

[9] FERREIRA, R. A. M. Avaliação do Processo de Aquecimento de Conexões Elétri-cas Utilizadas em Redes de Distribuição. Monografia (Bacharelado em Engenharia Mecânica) — UFMG, Belo Horizonte, BRA, jan. 2013.

[10] HARVEY, J. Effect of Elevated Temperature Operation on the Strength of Aluminum Conductors. IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, PAS-91, n. 5, p. 1769–1772, set. 1972.