Manutenção preditiva

Manutenção preditiva

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• Subestações a) Barramentos; b) Transformadores de potência; c) Disjuntores; d) Seccionadoras; e) TC e TP; f) Pára-raios; g) Filtros de onda; h) Fusíveis; i) Terminais de cabos de potência; j) Bancos de capacitores; k) Conjuntos blindados.

• Linhas de distribuição aéreas a) Conexões e emendas de cabos e fios elétricos; b) Transformadores de distribuição; c) Pára-raios; d) Capacitores e reguladores de tensão; e) Chaves fusíveis e seccionadoras; f) Religadores e seccionalizadores;

• Linhas de distribuição subterrâneas a) Conexões e emendas de cabos de energia isolados; b) Conexões de barramentos; c) Chaves a óleo e protetores de rede; d) Transformadores; e) Bases fusíveis.

3.3.1. Critérios de avaliação dos resultados das inspeções

A avaliação dos resultados das inspeções compreende uma interpretação dos valores de temperatura medidos para cada ponto e a definição da ação necessária para sua correção por parte da manutenção.

A Light adota os seguintes critérios conforme a diferença encontrada entre a temperatura do ponto do objeto medido e o ambiente.

A ação a ser tomada pela manutenção, é baseada nas recomendações abaixo descritas tomando como base a diferença de temperatura entre o meio ambiente e a temperatura do equipamento sob inspeção.

Essas faixas são apenas indicativas, e são baseadas em levantamentos de alguns equipamentos elétricos de potência, as mesmas podem ser corrigidas de acordo com a experiência ou informações do fabricante.

a) 0 – 5 °C Não determina intervenção da manutenção; b) 5 – 15 °C Intervenção dentro do programa normal de manutenção; c) 15 – 35 °C Intervenção na primeira oportunidade, ou no prazo máximo de 60 dias; d) > 35 °C Intervenção imediata, observando as restrições operativas do sistema.

Algumas observações sobre as diferenças registradas acima:

1 - As faixas de temperatura foram consideradas para uma corrente de 100% da corrente nominal ou da máxima de um período; 2 - A intervenção da manutenção é especifica considerando-se pontos quentes em conexões, isto é, conectores e regiões de contatos externos; 3 - Quando os pontos quentes estiverem localizados na parte interna do equipamento, através de indicação indireta, a intervenção deve ser imediata, observando-se as restrições operativas do sistema. 4 - Após cada reparo proceder a uma inspeção para verificar se o defeito foi eliminado.

3.3.2. Periodicidade da inspeção

Tabela 14: Periodicidade da inspeção[9] ELEMENTO ELÉTRICO INSPECIONADO PERIODICIDADE

Usinas a) Campo de excitação das maquinas (escovas), reostato de campo e conexões de cabos de potência e barramentos.

b) Ranhuras e pacotes de lâminas do estator.

Semestral

Ranhuras e pacotes de lâminas do estator.

Linhas de transmissão aéreas Anual e sempre que houver alterações no sistema transmissor

Cabos de transmissão subterrâneos Anual e sempre que houver alterações no sistema transmissor

Subestações Anual Linhas de distribuição aéreas Semestral Linhas de transmissão Subterrâneas Semestral

OBS.: Proceder a inspeção nas novas instalações logo após a sua entrada em operação.

3.4. A termografia infravermelha

Com a técnica tradicional de “limpar e apertar” se efetua procedimentos para corrigir conexões frouxas e contatos pobres, desta forma todas as conexões, pontos e junções de contato, recebem fisicamente manutenção, necessitando ou não. Geralmente esse procedimento não permite determinar se a falha foi corrigida.

A inspeção termográfica é genericamente definida como a técnica de inspeção não destrutiva, que se baseia na detecção de radiação infravermelha naturalmente emitida pelos corpos, permitindo assim a medição de temperaturas sem contato físico com os mesmos.

Através da utilização de sistemas infravermelhos torna-se possível a observação de padrões diferenciais de distribuição de calor num componente, com o objetivo de proporcionar informações relativas à condição operacional deste. As variações térmicas sofridas pelos elementos elétricos podem ser:

1. Diferenças na Temperatura Real

Temperaturas originadas pela energia infravermelha existente na superfície do elemento. Elas podem ser causadas por: incremento da resistência, uma vez que a energia térmica gerada por um componente elétrico é diretamente proporcional ao quadrado da corrente multiplicado pela resistência, flutuação da carga, harmônicos, aquecimento indutivo, convecção, capacitância térmica e evaporação.

2. Diferenças na Temperatura Aparente

Temperaturas criadas por fatores diferentes das variações da superfície. Podem ter as seguintes causas: Emitância, refletância, transmitância e variações geométricas.

Em relação as causas relacionadas com as “Diferenças na Temperatura

Real” apenas três indicam problemas em um sistema elétrico: Incremento da resistência, harmônicos e aquecimento por indução. As restantes farão mudanças reais de temperatura na superfície do componente, mas não indicam falhas elétricas.

Com a termografia se focalizam os problemas que devem ser corrigidos utilizando as técnicas convencionais e podendo encontrar outros problemas que em circunstancias normais não seriam detectados. Dado que a termografia infravermelha é um meio que permite identificar, sem contato algum, componentes elétricos e mecânicos mais quentes do que deveriam estar, constituindo provavelmente uma área de falha e indicando também perdas excessivas de calor, provavelmente uma falha de um defeito isolado.

Entre as vantagens desta técnica, nós podemos mencionar:

• A inspeção é realizada a distância, sem contato físico com o elemento em condições normais de funcionamento. Não necessitando dessa forma a retirada de fora de serviço;

• Trata-se de uma técnica que permite a identificação precisa do elemento defeituoso, ao contrario do pirômetro que é a medida da temperatura de um ponto;

• Ele é aplicável a diferentes equipamentos elétricos: bornes de transformadores, transformadores de potência, seccionadoras, cabos e partes de conexões, etc;

• É utilizável para o acompanhamento de defeitos em tempo “quase real”, o que permite quantificar a gravidade do defeito e a extensão das variações de carga sobre o mesmo, possibilitando assim programação da manutenção necessária e o momento mais oportuno para executála ( que pode representar uma simples limitação de carga ou uma intervenção imediata antes que o defeito possa produzir um colapso da instalação).

• Em relação a manutenção tradicional, o uso da inspeção termográfica propicia uma redução dos riscos para as pessoas, a redução de indisponibilidades para manutenção e um menor custo.

• Realiza a inspeção de muitos itens em pouco tempo.

Entre as desvantagens ou inconvenientes, temos:

• Capacidade limitada para a identificação de defeitos internos na medida que o mesmo não pode ser exteriorizado pelo aumento de temperatura.

• A contaminação da atmosfera através de poluentes e/ou outras fontes de irradiação pode confundir a análise do defeito.

• O estado de carga do elemento sob análise pode influir na determinação de anomalias.

3.5. Processo de Inspeção termográfica

No processo de inspeção termográfica é possível definir, de forma geral, os seguintes estágios:

1. Planejamento da inspeção nos períodos de demanda máxima. 2. Avaliação e classificação dos pontos quentes detectados. 3. Emissão de relatório, com a identificação das falhas e o nível de urgência para o seu reparo. 4. Revisão termográfica para avaliar a eficácia da manutenção realizada para a correção da falha.

Figura 19: Elementos básicos da estrutura de um termovisor

Objeto sob inspeção Emite radiação infravermelha

Campo de visão

Óptica Coleta a radiação

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