Apresentação Dissertação Mestrado. A não consideração de aspectos metrológicos e o tratamento meramente qualitativo das inspeções termográficas no sistema elétrico têm levado a tomadas de decisão conservadoras ou ineficazes, em desacordo com os princípios pregados pela Gestão de Ativos. Com a finalidade de aplicar tais princípios, neste trabalho foi desenvolvido um método para estimar, sem desligamentos, a partir da termografia, o momento em que uma união elétrica poderá se romper em função da perda de resistência mecânica à tração do condutor associado. Para tanto, baseou-se na determinação da resistência elétrica de contato a partir do resultado de inspeções realizadas e, utilizando estimativas do carregamento elétrico que ocorrerá no futuro, modelos específicos de avaliação do efeito danoso da operação em altas temperaturas e considerações de incerteza, essa informação pode ser transformada em uma estratégia de gestão de ativos que contemple o risco técnico e o risco econômico de ocorrer a ruptura (falha) da conexão. Os resultados mostraram que o modo de falha estudado, “ruptura do condutor”, só tende a ocorrer após longo tempo de recozimento devido às altas temperaturas, indicando ser dominado frente a outros modos como, por exemplo, o afrouxamento do conector. Não obstante, as tratativas para cálculo do risco técnico e econômico se mantém válidas para auxílio à tomada da melhor decisão quanto ao momento da intervenção, bastando, para refinálas, inserir diferentes modelos (por exemplo, que descrevam os mecanismos de afrouxamento). Ao demonstrar como utilizar uma técnica relativamente barata (termografia), quantificar a incerteza dos dados através de métodos robustos, calcular a perda de vida útil de um componente elétrico e possibilitar que a definição do melhor momento para intervenção venha com antecedência, de forma preditiva, este estudo valoriza a aplicação da engenharia como ferramenta imprescindível à gestão de ativos, por conferir, aos gestores, a segurança necessária para que tomem melhores decisões, baseadas em evidências.

1. 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.

2. 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.

3. 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.

4. 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.

5. 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.

6. 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.

7. 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.

8. 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”.

9. 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.

10. 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.

11. 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.

12. 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.

13. 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.

14. 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.

15. 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.

16. 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.

17. 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.

18. 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.

19. 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.

20. 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).

21. 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).

22. 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.

23. 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.

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

25. 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.

26. 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.

27. 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.

28. 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.

29. 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.

30. 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.

31. 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.

32. 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.

33. 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%.

34. 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.

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

36. 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.

37. 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.

38. 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.

39. 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.

40. 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.

41. 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.

42. [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.