Manutenção elétrica naval

APOSTILA DE INSPEÇAO E
MANUTENÇAO DOS 2012
SISTEMAS ELETRICOS EM 1º Edição

UNIDADES MARITIMAS

Esta apostila apresentará conceitos básicos necessários para formação de
profissionais especializados em supervisão de manutenção em navios.
Os conceitos que serão aqui demonstrados foram redigidos segundo a
recomendação da Diretoria de Portos e Costas da Marinha do Brasil.

ENG. DIEGO DIAS DE SOUZA

APOSTILA DE INSPEÇÃO E MANUTENÇÃO DOS SISTEMAS ELÉTRICOS EM UNIDADES MARÍTIMAS

Eng. Diego Dias de Souza

Sumário
1 - Introdução. 4
1.1 – Conceito de eletrotécnica. 4
1.1.1 – Tensão elétrica. 4
1.1.2 – Corrente. 4
1.1.3 – Potência. 5
1.1.4 – Lei de Ohm. 5
1.1.5 – Impedância, admitância, condutância e susceptância. 5
1.1.6 – Circuito trifásico. 6
2 - Características dos sistemas elétricos em unidades marítimas. 9
2.1 – Sistema de geração principal. 9
2.2 – Sistema de geração de emergência. 9
2.3 – Sistemas de distribuição. 9
2.4 – Sistema de iluminação. 10
2.5 – Sistema de supervisão, operação e controle de processos. 11
2.6 – Sistemas de distribuição de energia em corrente contínua e UPS. 12
3 - Componentes do sistema elétrico em unidades marítimas. 13
3.1 – Painéis elétricos. 13
3.1.1 – Componentes dos painéis. 13
3.2 – Conversores de frequência (VSD). 15
3.3 – Soft-starter. 16
3.4 – Circuitos com retificador ou carregador de baterias. 17
3.5 – Circuitos com UPS. 17
4 - Especificação de geradores. 18
4.1 – Características do ambiente. 18
4.1.1 – Altitude. 18
4.1.2 – Temperatura. 18
4.1.3 – Ambientes agressivos. 18
4.2 – Graus de proteção. 19
4.2.1 – Código de identificação. 19
4.2 – Limites de ruído. 21
4.3 – Vibração. 21
4.4 – Ventilação. 22

1



4.5 – Equipamentos acessórios e especialidades. 23
4.5.1 – Resistor de aquecimento. 23
4.5.2 – Proteção térmica de geradores elétricos. 23
4.5.3 – Termoresistores (RTD). 23
4.5.4 – Termistores (PTC e NTC). 23
4.6 – Classes de isolamento. 24
4.6.1 – Temperatura externa da máquina. 24
4.7 – Sobrecarga. 24
5 - Especificação de baterias. 26
5.1 – Vida útil. 26
5.1.1 – Temperatura. 27
5.1.2 – Tipo de utilização. 27
5.1.3 – Capacidade. 27
6 – Simbologia em eletricidade. 29
6.1 – Diagrama unifilar. 38
6.2 – Diagrama multifilar. 38
6.3 – Diagrama funcional (elementar). 39
6.4 – Layout de montagem. 39
7 - Introdução à manutenção elétrica a bordo. 41
7.1 – Definições. 42
7.2 – Tipos de manutenção. 42
7.2.1 – Manutenção corretiva. 42
7.2.2 – Manutenção preventiva. 43
7.2.3 – Manutenção preditiva. 44
7.2.4 – Manutenção detectiva. 45
7.3 – Avaliação da manutenção de um sistema. 45
8 - Avarias em equipamentos elétricos e suas causas. 50
8.1 – Defeitos em motores. 50
8.1.1 – Corrente alta em carga. 50
8.1.2 – Resistência de isolamento baixa. 50
8.1.3 – Aquecimento dos mancais. 50
8.1.3 – Sobreaquecimento do motor. 50
8.1.4 – Alto nível de ruído. 51

2



8.1.5 – Vibração excessiva. 51
8.2 – Defeitos em Geradores. 51
8.2.1 – O gerador não excita ou não escorva. 51
8.2.2 – Gerador não excita, até a tensão nominal. 52
8.2.3 – Em vazio, o gerador excita até a tensão nominal, porém entra em colapso com a
carga. 52
8.2.3 – O gerador, em vazio, excita-se através de sobretensão. 52
8.2.4 – Oscilações nas tensões do gerador. 52
9 - Manutenção de geradores. 53
9.1 – Manutenção corretiva não planejada. 53
9.2 – Manutenção corretiva planejada. 53
9.3 – Manutenção preventiva. 53
9.4 – Manutenção preditiva. 53
9.5 – Manutenção detectiva. 54
10 - Manutenção em baterias. 57
10.1 – Manutenção corretiva não planejada. 57
10.2 – Manutenção corretiva planejada. 57
10.3 – Manutenção preventiva. 57
10.4 – Manutenção preditiva. 57
10.5 – Manutenção detectiva. 58
11 - Equipamentos de medição. 59
11.1 – Amperímetro. 59
11.2 – Voltímetro. 60
11.3 – Ohmímetro. 61
12 - Técnicas de desmontagem de conjuntos mecânicos. 62
13 - Equipamentos de proteção pessoal para serviços em eletricidade. 65

3



CURSO DE SUPERVISOR DE MANUTENÇÃO

1 - Introdução.
1.1 – Conceito de eletrotécnica.

Grandeza Abreviatura Unidades de Medidas Símbolos
Corrente I Ampére A
Tensão V, U ou E Volt V
Impedância Z Ohm Ω
Potência Ativa P Watts W
Potência Aparente S Volt-Ampére VA
Potência Reativa Q Volt-Ampére reativo VAr
Admitância Y Siemens S

1.1.1 – Tensão elétrica.

Força que impulsiona os elétrons em um circuito fechado e também chamado de DDP
(diferença de potencial), pois é consequência de um desequilíbrio entre partículas
atômicas de cargas negativas ou positivas.

A tensão elétrica é CC (corrente contínua) quando permanece constante sem variar no
tempo. Sua unidade é o Volt (V).

A tensão elétrica é CA (corrente alternada) quando varia em intensidade ou polaridade
no tempo.

Veff = Vmax /√2

Veff – Corrente eficaz.

Vmax – Valor de pico da corrente.

1.1.2 – Corrente.

É o fluxo orientado dos elétrons num circuito fechado. A corrente é chamada contínua
(CC) quando gerada por uma tensão contínua (pilhas, baterias) e é alternada quando
gerada por uma tensão alternada (gerador, rede comercial). Sua unidade é o ampère
(A) a grandeza é representada pela letra I.

O valor eficaz de uma corrente ou tensão alternada é equivalente a uma tensão ou
corrente contínua positiva que produz a mesma perda de potência média em uma
carga resistiva.

4



Para a forma de onda senoidal temos:

Ieff= Imax /√2

Ieff – Corrente eficaz.

Imax – Valor de pico da corrente.

1.1.3 – Potência.

Unidade de medida de conversão da eletricidade em trabalho. Podem ser de três tipos:

 Potência Ativa: P = V x I (em cc) e P= V x I x cos Ө (em ca) – É a potência que
realiza trabalho útil.

 Fator de Potência: fp = cos Ө – É a defasagem entre os ciclos da tensão
alternada em relação aos ciclos corrente alternada.
 Potência Reativa: Q = V x I x sen Ө – É a medida da energia armazenada que é
devolvida para a fonte durante cada ciclo de corrente alternada. É a energia
que é utilizada para produzir os campos elétrico e magnético. Esta potência não
produz trabalho útil.
 Potência Aparente: S = V x I – É a potência total fornecida pela fonte a carga.

1.1.4 – Lei de Ohm.

A lei OHM determina a seguinte relação: a corrente elétrica num circuito é
diretamente proporcional à tensão aplicada e inversamente proporcional à impedância
do circuito. Dado pela seguinte fórmula:

V=ZxI

1.1.5 – Impedância, admitância, condutância e susceptância.

A impedância é a impedância composta de resistência e reatância, podendo, portanto
ser expressa por uma quantidade complexa da forma R+jX, ou R-jX. A relação entre
impedância, resistência e reatância é dada por:

Z=R+jX

Z é a impedância em ohms; R é a resistência em ohms; X é a reatância em ohms.

A Reatância é indicada pelo símbolo X, sendo:

 X < 0 - A reatância é capacitiva (Xc) e o seu valor em ohms é dado por:

5



 X > 0 - A reatância é indutiva (XL) e o seu valor em ohms é dado por:

 X = 0 - A impedância é igual à resistência ôhmica e o circuito é dito como
puramente resistivo.

L é a Indutância dada em Henrys, C é a capacitância e f é a frequência dada em Hertz.

A admitância é o inverso da impedância, sua unidade de medida é Siemens ou MHO (S
ou Ω ).

A condutância é o inverso da resistência, sua unidade de medida é Siemens ou MHO (S
ou Ω ).

A susceptância é o inverso da reatância, sua unidade de medida é Siemens ou MHO (S
ou Ω ).

1.1.6 – Circuito trifásico.

É constituído por três fontes com tensões iguais em módulo defasadas 120° uma da
outra.

Para estudos em circuitos trifásicos devemos ter os conhecimentos dos seguintes
conceitos:

 Tensão de linha: é a tensão entre duas linhas.
 Tensão de fase: é a tensão no enrolamento ou na impedância de cada ramo.

6



 Corrente de linha: é a corrente na linha que sai do gerador ou a corrente
solicitada pela carga.
 Corrente de fase: é a corrente no enrolamento do gerador, ou na impedância
de cada ramo.

1.1.6.1 – Ligação em delta ou triangulo.

As figuras abaixo apresentam o esquema de ligações que deve ser realizado com os
três enrolamentos do gerador para que se obtenha uma conexão em ∆.

Quando um gerador tem seus enrolamentos ligados em Δ, as tensões de linha ( Ea, Eb,
Ec ) são iguais as tensões de fase (Eab, Eac, Ebc) e as correntes de linha (Ia, Ib, Ic ) são
diferentes das correntes de fase ( Iab, Iac, Ibc ). Em circuitos em Δ as correntes de linha
são iguais as correntes de fase multiplicadas por raiz de três.

Ea = Eab , Iab = Ia x √3

1.1.6.2 – Ligação em Y ou estrela.

As figuras abaixo apresentam o esquema de ligações que deve ser realizado com os
três enrolamentos do gerador para que se obtenha uma conexão em Y.

7



Sendo que a corrente de neutro é dada por: In = Ia + Ib + Ic. Para circuitos equilibrados
ou sem o fio de neutro In=0, ficando a relação das correntes igual a: Ia + Ib + Ic = 0.

Quando um gerador tem seus enrolamentos ligados em Y, as tensões de linha (Ean,
Ebn, Ecn) são diferentes das tensões de fase (Eab, Eac, Ebc) e as correntes de linha (Ia,
Ib, Ic) são iguais as correntes de fase (Iab, Iac, Ibc). Em circuitos em Y as tensões de
linha são iguais as tensões de fase multiplicadas por raiz de três.

8



2 - Características dos sistemas elétricos em unidades marítimas.

2.1 – Sistema de geração principal.

Este sistema é constituído por dois ou mais geradores acionados por turbinas a gás
e/ou diesel como combustível. O sistema de geração principal tem por finalidade
atender toda a demanda de energia elétrica necessária para operação em condições
normais do navio.

Em Unidades de Marítimas é indispensável à utilização de no mínimo dois sistemas de
partida dos turbogeradores quando todos os motores estiverem desligados.

Exemplos de sistemas de partidas em turbogeradores:

 Motor elétrico + conversor de torque
 Motor elétrico + bomba hidráulica + motor hidráulico.
 Motor elétrico acionado por variador de frequência (VSD)
 Motor pneumático
 Roda livre (catraca) / e embreagem:

2.2 – Sistema de geração de emergência.

Este sistema é formado por um ou mais grupos motogeradores (GMG) movidos a
diesel. O sistema de geração de emergência deverá fornecer energia suficiente, por um
período determinado, atendendo a demanda de energia dos sistemas essenciais do
navio em caso de emergência ou em caso de pane total do sistema geração principal.

O grupo motogerador tem que ser capaz de atingir sua capacidade nominal de geração
em até 45 segundos do inicio da falha. O GMC deverá possuir partida automática e
manual.

2.3 – Sistemas de distribuição.

O sistema de distribuição é constituído por um Centro de Distribuição de Cargas de
alta tensão (CDC de alta ou “Switchgear”), que recebe a alimentação direta dos
geradores principais. Este painel alimenta cargas de alta tensão, o Centro de Controle
de Motores (CCM de alta tensão) e transformadores abaixadores de tensão que
alimentam Centro de Distribuição de Cargas (CDC’s de baixa tensão).

A alimentação das cargas de baixa tensão de maior potência é feita diretamente pelos
painéis de distribuição (CDC’s) e das cargas de menor potência através dos CCM’s.

O sistema de distribuição tem que ser concebido com adequada redundância de modo
que uma falha em qualquer circuito ou seção do barramento não comprometa todo o
sistema. A falha em qualquer circuito ou seção de barramento não deve causar a
indisponibilidade dos demais pontos consumidores por longo tempo.

9



Tensões para sistemas de geração e distribuição.

2.4 – Sistema de iluminação.

Existem 3 (três) sistemas de iluminação:

 Iluminação normal.

A alimentação da iluminação normal é proveniente do sistema de distribuição normal,
ficando, portanto, desligada enquanto a Geração Principal estiver desligada.

 Iluminação essencial.

10



É aquela que, em caso de falha da geração principal, é alimentada pela geração de
emergência. Durante o tempo de falta da geração principal e partida da geração de
emergência estes circuitos permanecem desenergizados.

 Iluminação essencial crítica.

É alimentada através do sistema essencial via UPS (Sistema Ininterrupto de
Fornecimento de Energia). Este circuito é alimentado a partir de um conjunto
retificador-inversor, e na ocorrência de falta de energia passa a ser suprido, sem
interrupção, por um banco de baterias. A configuração inicial é restabelecida assim
que a geração de emergência ou principal sejam restabelecidas

2.5 – Sistema de supervisão, operação e controle de processos.

Podemos definir o Sistema Supervisório como o “Cérebro de um Navio”, uma vez que
este sistema gerencia e monitora todos os processos de produção, geração de energia
elétrica e segurança da unidade, possibilitando também a interface com o operador na
alteração de parâmetros de referência, geração de gráficos e atuação de alarmes.

Os componentes físicos de um sistema de supervisão podem ser resumidos em
sensores e atuadores, rede de comunicação, estações remotas (aquisição e controle de
dados) e estações de monitoramento central (ECOS).

 Sensores - Dispositivos conectados aos equipamentos controlados e
monitorados pelos sistemas ECOS, que convertem parâmetros físicos, tais
como velocidade, nível de água, temperatura, tensão e corrente para sinais
digitais legíveis pela estação remota.
 Atuadores - Dispositivos utilizados para atuar sobre o sistema, ligando ou
desligando equipamentos e abrindo ou fechando válvulas.
 Rede de comunicação - É a plataforma por onde as informações são
transmitidas dos CLPs (Controladores Lógico-Programáveis) para o sistema
ECOS, levando-se em consideração os requisitos do sistema e a distância a
cobrir, pode ser implementada através de cabos ethernet, fibras óticas, linhas
dedicadas, rádio, modem, etc.
 Estações de monitoramento central - São as unidades principais dos sistemas
ECOS, sendo responsáveis por recolher a informação gerada pelas estações
remotas e agir em conformidade com os eventos detectados, podendo ser
centralizadas num único computador ou distribuídas por uma rede de
computadores, de modo a permitir o compartilhamento das informações
coletadas.

Todos os sistemas da plataforma são monitorados através da ECOS e possuem sua
matriz de “Causa e Efeito”, na qual ficam estabelecidas as ações que o CLP da ECOS
tomará caso ocorra um determinado evento. Estas ações podem variar de um simples
alarme sonoro e visual nos computadores da ECOS até a parada total do processo de
produção de óleo e gás podendo ou não retirar de operação a geração principal,

11



acompanhado de alarme sonoro de emergência em toda a plataforma. Os níveis de
ESD (Emergency Shut Down) estão contemplados abaixo:

 ESD-1 - Parada individual de um equipamento ou parada parcial de um sistema;
 ESD-2 - Parada total da produção e parcial das utilidades;
 ESD-3 - Parada total da produção e das utilidades não essenciais;

 3P (Parcial) - permanecendo a geração e distribuição elétrica principal.
 3T (Total) - Parada da geração e distribuição elétrica principal e partida da
geração de emergência.

 ESD-4 - Parada total da plataforma e preparação para abandono.

No nível ESD-4 haverá a preparação para abandono, que ocorrerá após acionamento
de botoeiras instaladas na Sala de Controle ou Sala de Rádio ou ECOS.

Para acionamento destas botoeiras deverá haver a comunicação verbal do GEPLAT
(gerente da plataforma) da unidade.

2.6 – Sistemas de distribuição de energia em corrente contínua e UPS.

Alguns equipamentos de um sistema elétrico embarcado precisam ser alimentados
ininterruptamente seja por corrente contínua seja corrente alternada. Estes
equipamentos são denominados críticos devido ao grau de importância e os prejuízos
que podem vir a causar às pessoas, ao meio ambiente ou ao processo, caso venham a
falhar ou sofrer desligamentos.

Quando as cargas críticas são distribuídas, podem ser usadas as UPS modulares, de
acionamento imediato e capazes de manter a operação dos equipamentos por um
tempo determinado para que seja restabelecida a fonte de energia principal.

Podemos citar como exemplos de cargas críticas em uma planta industrial de
exploração e produção de petróleo os Controladores Lógicos Programáveis (CLPs),
luminárias de emergência, Computadores da rede ECOS, malha de instrumentação de
equipamentos e redes de comunicações.

12



3 - Componentes do sistema elétrico em unidades marítimas.

3.1 – Painéis elétricos.

Os painéis elétricos devem ser preferencialmente instalados em áreas não
classificadas. Caso sejam instalados deve ser evitado o uso de invólucros do tipo à
prova de explosão (Ex-d), sendo recomendada a utilização de equipamentos com
proteção Ex-e (segurança aumentada), para zonas 1 e 2 e Ex-n (não acendível) para
zona 2. Para zona 0, utilizar proteção Ex-i (segurança intrínseca).

Caixas e painéis para uso geral devem ser construídos preferencialmente em material
não metálico. Devem ser fornecidos com parafusos de aço inox para fechamento e
fixação.

Em relação a umidade, todos os painéis e quadros devem possuir meios que garantam
a eliminação da umidade em seu interior através de resistência de aquecimento.

A Proteção para painéis elétricos de uma unidade de produção marítima seguem os
critérios elétricos estabelecidos pela norma ANSI/IEEE, contendo dispositivos
detectores de arco elétrico e reatores limitadores de corrente, localizados na entrada
de cada fase tendo a função de limitar a corrente de curto-circuito, relés detectores de
falta para terra, além das proteções de subtensão e sobrecorrente temporizada e
instantânea. Suas entradas e seus disjuntores de interligação são permanentemente
monitorados por relés digitais que, na ocorrência de uma falta em uma de suas cargas
ou no próprio barramento, são sensibilizados atuando de acordo com a seletividade
lógica implementada, isolando totalmente o circuito ou barramento em falta.

Os painéis devem ser secos e protegidos por fusíveis de características adequadas.

3.1.1 – Componentes dos painéis.

Para os componentes dos painéis deve ser atendido o nível de coordenação 1,
conforme norma IEC 60947-4-1.

 Contatores e Relés Auxiliares.

Devem ser aptos a trabalhar permanentemente energizados, sem resistência de
economia.

 Barramento.

Devem ser em cobre eletrolítico, dimensionados para suportar a capacidade nominal
de corrente e de curto-circuito.

 Barra de aterramento.

13



Todos os painéis elétricos devem possuir barra de terra, localizada na sua parte
inferior, com seção reta equivalente a 50% do barramento principal, limitado a 95
mm2, onde devem ser conectadas as seguintes partes:

 Estrutura do painel;
 Portas e chapas;
 Secundário dos transformadores para instrumentos;
 Armação e blindagem dos cabos;
 Transformadores de Potencial.

 Lâmpadas de Sinalização.

Todas as lâmpadas devem possuir base tipo baioneta e possibilitar substituição sem
abertura do painel. Essas lâmpadas uma verde e outra vermelha devem indicar o
estado do demarrador (chave de partida), desligado ou ligado.

 Fusíveis.

Os fusíveis limitadores de corrente do tipo DIAZED devem ser usados unicamente na
proteção dos condutores e circuitos de comando. Devem possuir capacidade de
ruptura adequada, sendo do tipo retardado.

Não deve utilizar fusíveis em painéis ou caixas cuja tampa seja fechada por parafusos.

 Disjuntores.

Os disjuntores devem ser termomagnéticos do tipo caixa moldada, com capacidade de
interrupção adequada, e devem ser utilizados na proteção dos circuitos de força, tanto
para alimentação de cargas motóricas quanto na alimentação de cargas não motóricas.

O disjuntor deve ter o dispositivo de trip com ação direta em cada fase. O mecanismo
de abertura deve ser do tipo "trip free"( Os disjuntores com mecanismo para trip livre
abrem sob condições de sobrecarga ou curto-circuito, mesmo que a alavanca do
disjuntor esteja segura na posição ON.).

 Contatores Principais.

Devem ser tripolares à seco, e as bobinas devem suportar uma queda de tensão de
30%,sem desligamento dos contatos.

 Relés Térmicos.

Os relés térmicos até 63A poderão ser diretos, bimetálicos, munidos de proteção
contra falta de fase e compensador de temperatura ambiente, rearme manual e escala
graduada para ajuste. O relé deve ser ajustável até 1.15 vezes a corrente nominal do
motor.

14



Os relés térmicos com capacidade superior a 63 A devem ser conectados ao sistema
via TC.

Os relés térmicos devem ser compatíveis, incluindo-se suas tolerâncias, com os tempos
de aceleração e de rotor bloqueado, considerando- se a relação Ip/In do motor em
questão.

 Fiação interna e Condutores.

A fiação interna deve ter condutor em cobre estanhado tempera mole,
encordoamento redondo normal, ser do tipo não armado, ter isolamento em EPR, não
propagante de fogo, classe 0,75 kV, para circuitos de força e de controle.

 Bornes e Terminais.

Os bornes devem ser em melamina ou outro material de resistência elétrica e
mecânica equivalente, sendo que o material a ser utilizado, não deve possuir
substâncias orgânicas, tóxicas e devem ser não propagantes de fogo.

As réguas de bornes de controle devem ficar preferencialmente próximas dos pontos
de entrada e saída dos cabos, possuindo uma reserva de 20% de terminais.

 Instrumentos para medição.

Amperímetro e voltímetro devem ser preferencialmente do tipo analógico.

3.2 – Conversores de frequência (VSD).

Um motor pode operar com velocidade variável quando alimentado com uma fonte de
frequência variável.

O tipo mais comum usado é um conversor de frequência que trabalha em conjunto
com um motor de indução. O conversor é constituído basicamente por um retificador,
um elo de corrente contínua e um inversor.

No retificador a tensão (CA) é retificada, sendo transformada em contínua. A tensão
CC obtida possui perturbações “ripples” que são suavizadas pelo circuito do elo CC,
composto por uma combinação de indutores e capacitores. O inversor converte a
retificação produzindo uma tensão CA de amplitude e frequência variável.
Retificadores e inversores são compostos por chaves semicondutores. No retificador, o
mais comum é o uso de tiristores e no inversor, o mais comum é o uso de IGBT
(Insulated Gate Bipolar Transistor). Essas chaves semicondutoras são acionadas por um
sistema de controle.

Uma das técnicas mais utilizadas nos inversores de frequência é a modulação por
largura de pulso (PWM). Porém, independentemente da técnica de controle utilizada,

15



todos os conversores de frequência produzem harmônicos. Os níveis máximos de
perturbação de harmônicos dos conversores de frequência no ponto de acoplamento
comum (PCC) devem estar de acordo com a norma IEEE 519:

 Distorção Harmônica Total (THD) para tensão e corrente - 5%.
 Distorção para harmônicos individuais de tensão e corrente - 3%.

A profundidade máxima para os para as distorções da forma de onda final (notchs
commutation) deve limitar-se a 20% e a área máxima de 47,5 p.u. x μs, conforme
especificado para “sistemas gerais”.

Em alguns casos, para o atendimento destes níveis nos barramentos de geração é
necessária a instalação de filtros passivos. Estes deverão ser dimensionados de forma
tal que a ocorrência de um único evento/defeito mantenha o THD em 8% e cada
componente individual limitado a 5%.

3.3 – Soft-starter.

Utiliza-se o soft-starter quando o acionamento elétrico não exige variação da
velocidade do motor, e deseja-se apenas a partida suave, de forma que se limita a
corrente de partida evitando-se queda de tensão da rede de alimentação.

O funcionamento dos soft-starters está baseado na utilização de uma ponte
tiristorizada na configuração antiparalelo, que é comandada através de uma placa
eletrônica de controle, a fim de ajustar a tensão de saída.

O inversor de frequência possui um circuito conhecido como circuito snubber, este
circuito tem como função fazer a proteção dos tiristores contra variação abrupta da
tensão em relação ao tempo. A capacitância é uma oposição à variação de tensão e,
portanto, o capacitor conectado aos terminais dos tiristores reduz a taxa na qual a
tensão no dispositivo varia. Quando o tiristor estiver bloqueado, o capacitor se
carregará até o instante em que o dispositivo entrar em condução. Quando o tiristor
for acionado, o capacitor descarregará. Portanto, uma resistência deve ser colocada
em série com o capacitor para amortecer a descarga e limitar a corrente transitória no
disparo.

Os painéis com soft-starter têm coordenação da proteção, com disjuntor na entrada,
para proteção de contator de by-pass e relés de proteção em série. São previstos
fusíveis na entrada do soft-starter para proteção do módulo eletrônico de potência.

Na especificação de soft-starter e conversores de frequência (VSD) são observados os
níveis de curto-circuito máximo especificado pelo fabricante, na entrada desses
equipamentos. Onde o nível de curto-circuito disponível na instalação alimentadora
for maior que o tolerável pelo equipamento, deve ser previstos dispositivos
limitadores de corrente de defeito, devidamente coordenados, de modo a prevenir
danos nos módulos eletrônicos de potência.

16



3.4 – Circuitos com retificador ou carregador de baterias.

Este sistema é composto por dois retificadores, operando em paralelo, que executam a
conversão do sinal de CA em CC, alimentando assim um banco de baterias e a barra de
distribuição. No caso de falta de energia da fonte principal o banco de baterias supre a
demanda dos consumidores por um tempo determinado para a normalização da
geração principal.

3.5 – Circuitos com UPS.

Este equipamento consiste de um conversor de energia CA/CC – CC/CA e de um ramo
CA alternativo. A unidade retificadora fornece o nível de tensão necessário para
carregar baterias em regime de flutuação ou carga, e suprir a unidade inversora, cujo
funcionamento é realizado por um inversor na configuração ponte. Este equipamento
opera pelo ramo retificador/inversor, e na ocorrência de falha neste ramo os
consumidores CA são transferidos automaticamente para o ramo alternativo através
da chave estática.

 Inversor.

A unidade inversora opera baseada no chaveamento de 4 IGBT’s, montados na
configuração ponte, funcionando aos pares de modo a colocar o transformador (1 : n )
sob tensão, ora positiva ora negativa definida a partir do sistema de controle. Onde na
saída coloca-se um indutor e um capacitor que colaboram na filtragem da tensão
tornando-a estabilizada e livre de ruídos.

 Chave Estática.

Outro elemento eletrônico (ou eletromecânico) constituinte de uma UPS é a chave
estática. Sua função é permitir a comutação da tensão de saída do inversor para a rede
e vice-versa em caso de falha ou manutenção no inversor ou banco de baterias, sem
que haja interrupção no fornecimento de energia para os consumidores.

Basicamente existem 2 possibilidades de implementar tal chave: usando tiristores ou
relés eletromecânicos. Soluções de baixo custo usam, em geral, relés. Sua comutação
deve ser rápida, de modo a não interromper a alimentação por mais de ½ ciclo.

Quando a potência é alta, o uso de tiristores é o ideal. Neste caso, é importante
garantir que as tensões da UPS e da rede tenham a mesma fase e amplitude no
momento da comutação, para evitar a existência de uma corrente que circule de uma
fonte para outra. Como o desligamento de um tiristor se dá quando sua corrente vai à
zero, este deve ser o momento de inibir os pulsos que acionam o tiristor que conecta a
UPS à carga e de acionar aquele que a conecta a rede.

17



4 - Especificação de geradores.

4.1 – Características do ambiente.

4.1.1 – Altitude.

Um gerador operando em altitude acima de 1000m sem ter sido especificado para tal
apresentará aquecimento, causado pela rarefação do ar e, consequentemente,
diminuição do seu poder de arrefecimento. A insuficiente troca de calor entre o
gerador e o ar circundante leva à exigência de redução de perdas, o que significa
também redução de potência.

O aquecimento das máquinas é diretamente proporcional às perdas e estas variam
aproximadamente numa razão quadrática com a potência.

4.1.2 – Temperatura.

Em geradores que trabalham constantemente em temperaturas ambientes superiores
a 40°C sem terem sido projetados para essa condição, o enrolamento pode atingir
temperaturas prejudiciais à isolação, reduzindo sua vida útil. Este fato deve ser
compensado por um projeto especial do gerador, usando materiais isolantes especiais
ou pela redução da potência nominal do mesmo.

Geradores que operam em temperaturas inferiores a – 20 °C e não especificados para
esta condição podem apresentar os seguintes problemas:

 Excessiva condensação, exigindo drenagem adicional ou instalação de
resistência de aquecimento, caso o gerador fique longos períodos parado;
 Formação de gelo nos mancais, provocando endurecimento das graxas ou
lubrificantes dos mancais, exigindo o emprego de lubrificantes especiais ou
graxas anticongelantes.

Associando os efeitos da variação da temperatura e da altitude à capacidade de
dissipação, a potência do gerador pode ser obtida multiplicando-se a potência útil pelo
fator de multiplicação encontrado nas curvas.

4.1.3 – Ambientes agressivos.

Ambientes agressivos tais como, estaleiros, instalações portuárias, indústria de
pescado e múltiplas aplicações navais, indústrias químicas e petroquímicas, exigem
que os equipamentos que neles trabalham sejam adequados para suportar a
agressividade desses ambientes com elevada confiabilidade.

Nos casos de geradores para uso naval, as máquinas devem apresentar características
especiais de acordo com as exigências de construção, inspeção e ensaios estabelecidos
nas normas das sociedades classificadoras navais, entre as quais:

18



 American Bureau os Shipping (ABS);
 Bureaus Veritas (BV);
 Lloyds Register of Shipping;
 Germanischer Lloyd.

Temperaturas ambientes e sobrecargas conforme entidades classificadoras e normas
navais.

4.2 – Graus de proteção.

Os invólucros dos equipamentos elétricos, conforme as características do local em que
serão instaladas e de sua acessibilidade devem oferecer um determinado grau de
proteção.

Assim, por exemplo, um equipamento a ser instalado num local sujeito a jatos de água
deve possuir um invólucro capaz de suportar tais jatos, sob determinados valores de
pressão e ângulo de incidência, sem que haja penetração de água.

4.2.1 – Código de identificação.

A norma NBR 6146 define os graus de proteção dos equipamentos elétricos por meio
das letras características IP seguidas por dois algarismos.

O primeiro algarismo indica o grau de proteção contra penetração de corpos sólidos
estranhos na máquina e contato acidental. Este algarismo será representado pelos
seguintes valores:

 0 - sem proteção
 1 – proteção contra penetração de corpos sólidos estranhos de dimensões
acima de 50mm.

19



 2 - proteção contra penetração de corpos sólidos estranhos de dimensões
acima de 12mm.
 4 - proteção contra penetração de corpos sólidos estranhos de dimensões
acima de 1mm.
 5 - proteção contra acúmulo de poeiras prejudiciais à máquina.

O segundo algarismo indica o grau de proteção contra penetração de água no interior
da máquina. Este algarismo será representado pelos seguintes valores:

 0 - sem proteção.
 1 - proteção contra penetração de pingos de água na vertical.
 2 - pingos de água até a inclinação de 15º com a vertical.
 3 - água de chuva até a inclinação de 60º com a vertical.
 4 - respingos de todas as direções.
 5 - jatos de água de todas as direções.
 6 - água de vagalhões.
 7 - imersão temporária.
 8 - imersão permanente.

A letra (W) pode ser colocada entre as letras IP e os algarismos indicativos do grau de
proteção indicam que a maquina e protegida contra intempéries. Como exemplo,
IPW45.

20



4.2 – Limites de ruído.

As normas definem limites máximos de nível de potência sonora para as máquinas.

A tabela a seguir indica os limites máximos de nível de potência sonora em máquinas
elétricas girantes transmitidos através do ar, em decibéis, na escala de ponderação A -
dB(A) - conforme a NBR 7565.

4.3 – Vibração.

A norma define limites de vibração máximos para as máquinas. A tabela a seguir indica
valores admissíveis para a amplitude de vibração conforme NBR 7094, para as diversas
carcaças em dois graus: Normal e Especial.

21



4.4 – Ventilação.

As perdas são inevitáveis no gerador e o calor gerado por elas deve ser dissipado para
o elemento de resfriamento do gerador, usualmente o ar ambiente. A maneira pela
qual é feita a troca de calor entre as partes aquecidas do gerador e o ar ambiente é
que define o sistema de ventilação da máquina. Os sistemas usuais são de dois tipos
principais:

 Gerador aberto – É o gerador em que o ar ambiente circula no seu interior, em
contato direto com as partes aquecidas que devem ser resfriadas.
 Gerador totalmente fechado – O ar ambiente é separado do ar contido no
interior do gerador, não entrando em contato direto com suas partes internas.
A transferência de calor é toda feita na superfície externa do gerador.

 Totalmente fechado com trocador de calor ar-ar: O gerador possui dois
ventiladores montados no eixo, um interno e outro externo. O trocador de
calor ar-ar é constituído de tubos montados axialmente no trocador e
normalmente fica na parte superior do gerador. O ventilador interno força o
ar quente a circular dentro da máquina fazendo-o entrar em contato com a
parte externa dos tubos do trocador, que encontram-se dentro da máquina.
O ventilador externo força o ar do ambiente a circular dentro dos tubos do
trocador, retirando o calor deles e transferindo ao ambiente.
 Totalmente fechado com trocador de calor ar-água: O gerador possui um
ventilador interno montado no eixo e um ou dois radiadores a água
montados no trocador de calor. Esses radiadores recebem água fria de um
sistema existente no local de instalação do gerador. O trocador de calor
normalmente é montado na parte superior do gerador. O ventilador interno
força o ar quente a circular por dentro da máquina e através do radiador,
onde o calor é retirado pela água que circula nele.

22



4.5 – Equipamentos acessórios e especialidades.

4.5.1 – Resistor de aquecimento.

Resistores de aquecimento (ou resistores de desumidificação) são utilizados em
geradores instalados em ambientes muito úmidos. São energizados quando as
maquinas estão paradas e com isso aquecem seu interior alguns graus acima do
ambiente (5 a 10 °C). Com isso impedem a condensação de agua no interior das
mesmas quando estas ficam paradas por longo espaço de tempo.

4.5.2 – Proteção térmica de geradores elétricos.

A proteção térmica normalmente é efetuada por meio de termoresistências,
termistores ou termostatos. Os tipos de detectores a serem utilizados são
determinados em função da classe de temperatura do isolamento empregado, de cada
tipo de máquina e das exigências da aplicação.

4.5.3 – Termoresistores (RTD).

Possuem uma resistência calibrada que varia linearmente com a temperatura,
possibilitando um acompanhamento contínuo do processo de aquecimento da
máquina, com alto grau de precisão e sensibilidade de resposta através do uso de um
controlador. Devido ao acompanhamento contínuo da temperatura, um mesmo
detector pode servir para alarme e para desligamento.

4.5.4 – Termistores (PTC e NTC).

São detectores térmicos compostos de semicondutores que variam sua resistência
bruscamente ao atingirem uma determinada temperatura. Podem ser de dois tipos,
PTC (Coeficiente de Temperatura Positivo) e NTC (Coeficiente de Temperatura
Negativo).

Termostatos: São detectores térmicos do tipo bimetálico com contatos de prata
normalmente fechados (NF), que se abrem quando ocorre determinada elevação de
temperatura. Quando a temperatura de atuação do bimetálico baixar, este volta a sua
forma original instantaneamente, permitindo o fechamento dos contatos novamente.

Os termostatos podem ser destinados para sistemas de alarme, desligamento ou
ambos (alarme e desligamento). São normalmente ligados em série com a bobina de
um contator do circuito de proteção da máquina. Dependendo do grau de segurança e
da especificação, podem ser utilizados três termostatos (um por fase) ou seis
termostatos (grupos de dois por fase).

23



4.6 – Classes de isolamento.

O limite de temperatura depende do tipo de material empregado para o isolamento.
Para fins de normalização, os materiais isolantes e os sistemas de isolamento (cada um
formado pela combinação de vários materiais) são agrupados em Classes de
Isolamento, cada qual definida pelo respectivo limite de temperatura, ou seja, pela
maior temperatura que o material pode suportar continuamente sem que seja afetada
sua vida útil.

As classes de isolamento utilizadas em máquinas elétricas e os respectivos limites de
temperatura conforme a Norma NBR 7094 são as seguintes:

 Classe A (105°C);
 Classe E (120°C);
 Classe B (130°C);
 Classe F (155°C);
 Classe H (180°C).

As classes B e F são as comumente utilizadas em motores normais. Já para geradores
as mais comuns são a F e H.

4.6.1 – Temperatura externa da máquina.

As normas de máquinas elétricas fixam a máxima elevação de temperatura (DT), de
modo que a temperatura do ponto mais quente fica limitada, baseada nas seguintes
considerações:

 A temperatura ambiente é, no máximo 40°C, por norma, e acima disso as
condições de trabalho são consideradas especiais.
 A diferença entre a temperatura média e a do ponto mais quente não varia
muito de máquina para máquina e seu valor estabelecido em norma, baseado
na prática é 5°C, para as classes A e E, 10°C para classe B e 15°C para as classes
F e H. As normas de máquinas elétricas, portanto, estabelecem um máximo
para a temperatura ambiente e especificam uma elevação de temperatura
máxima para cada classe de isolamento.

Deste modo fica indiretamente limitada a temperatura do ponto mais quente. Os
valores numéricos e a composição da temperatura admissível do ponto mais quente
são indicados na tabela a seguir. Ressaltando que para geradores de construção naval
deverão ser obedecidos todos os detalhes particulares de cada entidade classificadora.

4.7 – Sobrecarga.

Segundo a norma ABNT os geradores síncronos devem fornecer 1,5 vezes a corrente
nominal durante 15 segundos. Neste caso, através de sua regulagem, deve-se manter a
tensão muito próxima da nominal.

24



Para utilização a bordo de navios, os geradores devem fornecer 1,5 vezes a corrente
nominal, durante 2 minutos.

Nos geradores Industriais, a sobrecarga admissível é de 1,1 vezes a corrente nominal
durante 1 hora.

A sobrecarga momentânea em função da corrente, deve-se consultar os dados
técnicos fornecidos pelo fabricante.

25



5 - Especificação de baterias.

É o dispositivo capaz de transformar a energia química em energia elétrica e/ou a
energia elétrica em energia química. Sendo capaz de armazenar a energia que lhe foi
fornecida e libera-las em condições determinadas. Em relação aos tipos de baterias
podemos separar:

 Quanto ao eletrólito:

 Chumbo-ácido: É a bateria cujo material ativo é o chumbo ou seus
derivados e o eletrólito uma solução aquosa ou gelatinosa de ácido.
 Alcalinas: É a bateria cujo eletrólito é uma solução alcalina.

 Quanto a mobilidade:

 Estacionária: É a bateria projetada operar sem problemas de modo
imóvel.
 Portátil: É a bateria projetada para ser utilizada em serviços em
movimento, sem problemas em sua operação.

As características técnicas usuais das baterias são:

 Baterias chumbo-ácidas a capacidade nominal em regime de descarga é
definida em 10 horas até a tensão final de 1,75 V por elemento a 25°C.
 Baterias alcalinas a capacidade nominal em regime de descarga é definida em 5
horas até a tensão final de 1,00V por elemento a 25°C.
 A recarga de uma bateria regulada por válvula, ou selada hermeticamente, o
retificador deverá atender aos seguintes requisitos:

 Faixa de ajuste da tensão de flutuação em função da temperatura ambiente
aproximada (ver recomendações do fabricante para a bateria especifica);
 Recomenda-se para baterias de chumbo-ácidas: de 2,20 a 2,40Volts por
elemento (25°C);
 Recomenda-se para baterias de níquel-cádmio: de 1,38 a 1,42Volts por
elemento (25°C).

 Para recarga de uma bateria, a fonte deverá possuir um dispositivo para iniciar
a recarga automática da bateria, e retornar ao regime de flutuação após atingir
a tensão máxima de carga.

5.1 – Vida útil.

A vida útil mínima é de 04 anos, nas condições especificadas pelo fabricante para as
variações do clima brasileiro. A definição da vida útil de uma bateria chumbo-ácida é
quando sua capacidade nominal for inferior a 80% de C10. No caso de bateria alcalina
o final de vida útil é considerado quando atingir 65% de sua capacidade nominal de C5.

26



Existem três fatores básicos que determinam o tempo de utilização de uma bateria,
são eles: temperatura, tipo de utilização e capacidade.

5.1.1 – Temperatura.

A temperatura é um fator importante que afeta a eficiência, o desempenho e a vida da
bateria. A velocidade da reação química na bateria é altamente dependente da
temperatura. A velocidade de reação dobra a cada 8°C de aumento de temperatura.

A reação se processa com maior eficiência em torno de 25°C. Quando uma bateria
trabalha num ambiente de baixa temperatura ela apresenta uma menor tensão,
menor capacidade, exigindo-se nesse caso, uma bateria superdimensionada. É uma
bateria com tendência a uma forte sulfatação, e menor eficiência na transferência de
energia (- 50% a 40°C). É, portanto uma forte candidata a ser substituída mais cedo
que a previsão.

Por outro lado, bateria trabalhando em elevada temperatura, com uma velocidade de
reação mais acelerada, apresenta uma maior autodescarga, deteriorando mais
rapidamente os seus componentes, reduzindo sua vida (- 30% a 5°C)

Como a bateria além do tempo de vida perde em capacidade, os fabricantes
aconselham com muita razão, que ela deve trabalhar sempre nas proximidades de
25°C, caso a temperatura abaixe de 15°C e aumente de 35°C aumentar 30% seu
dimensionamento

5.1.2 – Tipo de utilização.

A vida da bateria depende da tensão de flutuação, da densidade do eletrólito, do
número e profundidade dos ciclos (descarga – carga).

A tensão de flutuação para baterias chumbo-ácidas deve sempre ser escolhida entre
2,20 a 2,40 volts por elemento. Abaixo de 2,15 volts/elemento, a bateria tende a
sulfatar, exigindo maior número de recargas de equalização. Acima de 2,40 volts por
elemento, além do maior consumo de água, apresenta uma maior variação de tensão
entre os elementos. Uma variação maior que 0,05 volts nas tensões individuais entre
os elementos, mostram irregularidades.

Costuma-se citar como vida da bateria não os anos prováveis de sua existência, porém
o número de ciclos que ela suporta.

5.1.3 – Capacidade.

A capacidade de uma bateria é definida em Ampére/hora: quantidade de energia
fornecida pela bateria, corrigida à temperatura de referência de 25°C, durante um
tempo e uma tensão final determinada.

27



Esta capacidade depende da corrente máxima que a bateria deve fornecer por um
tempo pré-determinado em uma temperatura ambiental de 25°C.

Os valores nominais de 36, 38, 40, 42, 45, 47, 50, 55, 75, 100, 150 Ah para uma bateria,
normalmente são referenciados a uma descarga de 10 horas (C10 )

28



6 – Simbologia em eletricidade.

Este capítulo visa mostrar as simbologias das normas nacionais e internacionais dos
símbolos de maior uso em eletricidade, comparado a simbologia brasileira (ABNT) com
a internacional (IEC), com a alemã (DIN) , e com a norte-americana (ANSI) visando
facilitar a modificação e interpretação de diagramas esquemáticos, segundo as normas
estrangeiras, para as normas brasileiras. A simbologia tem por objetivo estabelecer
símbolos gráficos que devem ser usados para, em desenhos técnicos ou diagramas de
circuitos de comandos eletromecânicos, representar componentes e a relação entre
estes. Esta simbologia aplica-se no campo industrial, didático e outros onde fatos de
natureza elétrica precisem ser esquematizados graficamente.

O significado e a simbologia estão de acordo com as abreviaturas das principais
normas nacionais e internacionais adotadas na construção e instalação de
componentes e órgãos dos sistemas elétricos

29



30



31



32



33



34



35



36



37



6.1 – Diagrama unifilar.

É a representação simplificada, geralmente unipolar das ligações, sem o circuito de
comando, onde só os componentes principais são considerados. Serve para
representar as diretrizes do projeto de uma instalação elétrica.

6.2 – Diagrama multifilar.

É a representação da ligação de todos os seus componentes e condutores. Em
contraposição ao unifilar, todos os componentes são representados, sendo que a
posição ocupada não precisa obedecer a posição física real em que se encontram.
Como ambos os circuitos, (principal e auxiliar) são representados simultaneamente no
diagrama, não se tem uma visão exata da “função” da instalação, dificultando, acima
de tudo a localização de uma eventual falha, numa instalação de grande porte.

38



6.3 – Diagrama funcional (elementar).

A medida que os diagramas multifilares foram perdendo a utilidade, foram sendo
substituídos pelos funcionais. Este tipo de diagrama representa com clareza os
processo e o modo de atuação dos contatos, facilitando a compreensão da instalação e
o acompanhamento dos diversos circuitos na localização de eventuais defeitos.

Basicamente o Diagrama Funcional é composto por 2 circuitos:

 Circuito Principal ou de Força: Onde estão localizados todos os elementos que
tem interferência direta na alimentação da máquina, ou seja, aqueles
elementos por onde circula a corrente que alimenta a respectiva máquina.
 Circuito Auxiliar ou de Comando: Onde estão todos os elementos que atuam
indiretamente na abertura, fechamento e sinalização dos dispositivos utilizados
no acionamento da máquina, em condições normais e anormais de
funcionamento.

6.4 – Layout de montagem.

O Layout de montagem constitui um documento importante para orientar a
montagem, localização e reparação de falhas em todos os equipamentos que
constituem uma instalação elétrica.

39



Os layouts que envolvam máquinas, equipamentos elétricos, instalações, etc., devem
refletir a distribuição real dos dispositivos, barramentos, condutores, etc., e seus
elementos separados, como indicar os caminhos empregados para a interconexão dos
contatos destes elementos.

40



7 - Introdução à manutenção elétrica a bordo.

Com relação à inspeção e manutenção, devem-se levar em consideração algumas
medidas a serem adotadas, tais como:

 Antes que as instalações ou os equipamentos e dispositivos elétricos sejam
postos em operação deve ser feita uma inspeção e quando em funcionamentos
as os mesmos devem ser periodicamente inspecionados para assegurarmos
que a instalação ou equipamento está sendo mantida em condição satisfatória
para uso contínuo dentro da área classificada ou área perigosa;
 Os alarmes e os bloqueios que se associam aos equipamentos e aos espaços
pressurizados devem ser periodicamente testados para assegurar que não haja
falhas durante sua operação.
 As inspeções devem ser documentadas em relatórios apresentando suas
conclusões;
 As inspeções e as manutenções das instalações devem ser executadas por
equipe experiente com instrução sobre os vários tipos de proteção para áreas
classificadas e prática de instalação, regulamentos e regras relevantes e
princípios gerais de classificação de áreas.

Já em referência as documentações, podem-se considerar as seguintes medidas, tais
como:

 A classificação de áreas de uma unidade offshore deve ser documentada por
meio de desenhos de classificação de áreas e conter a lista das fontes de risco
com dados para classificação de áreas.

Os procedimentos da manutenção deve-se basear quanto a aplicação, ao conteúdo e
aos requisitos das normas da série IEC 61892, API RP 14 FZ , API RP 11S5 e API RP 11
S6.

 API RP 14 FZ – Esta norma recomenda os requisitos mínimos e diretrizes para
projeto, instalação e manutenção de sistemas elétricos em instalações de
petróleo fixas e flutuantes localizadas em ambientes offshore para instalações
em áreas não classificadas e em áreas classificadas como Zona 0, Zona 1 ou
Zona 2. Essas instalações incluem perfuração, produção e transporte por dutos
em instalações associadas com a exploração e produção de petróleo e gás. Ela
não é aplicável às unidades de perfuração offshore móveis sem instalações de
produção. Este documento pretende trazer um resumo das práticas elétricas
básicas desejáveis para sistemas elétricos offshore. As práticas recomendadas
em seu conteúdo reconhece que aspectos elétricos especiais existem para as
instalações elétricas offshore.

 API RP 11 S5 – Este documento cobre a aplicação (bitola e configuração) de
sistemas de cabos submersíveis elétricos por fabricantes, vendedores e
usuários.

41



 API RP 11 S6 – Este documento cobre os testes de campo para o sistema de
cabos para o bombeio elétrico submerso.

7.1 – Definições.

 Defeito – É quando uma ocorrência em um item não impede o seu
funcionamento, todavia, podendo, a curto ou longo prazo, acarretar a sua
indisponibilidade.
 Falha – É toda vez que existir ocorrência em um item, impedindo o seu
funcionamento.
 Confiabilidade – É a probabilidade de que um equipamento opere com sucesso
(sem falhas) por um determinado período de tempo especificado sob
condições também especificadas.

7.2 – Tipos de manutenção.

7.2.1 – Manutenção corretiva.

A manutenção corretiva é a forma mais óbvia e mais primária de manutenção, pode
sintetizar-se pelo ciclo falha-reparação. O reparo dos equipamentos é realizado após a
ocorrência da avaria. Esta é a forma mais cara de manutenção quando encenada no
ponto de vista total do sistema. Conduzindo a:

 Baixa utilização anual dos equipamentos e máquinas e, portanto, das cadeias
produtivas;
 Diminuição da vida útil dos equipamentos, máquinas e instalações;
 Paradas para manutenção em momentos aleatórios e muitas vezes,
inoportunos por corresponderem a épocas de ponta de produção, a períodos
de cronograma apertado, ou até a época de crise geral;

É óbvio que se torna impossível eliminar completamente este tipo de manutenção, por
que não se pode prever em alguns casos o momento exato em que se verificará um
defeito que obrigará a uma manutenção corretiva de emergência.

A organização corretiva necessita de:

 Pessoal previamente treinado para atuar com rapidez e proficiência em todos
os casos de defeitos previsíveis e com quadro e horários bem estabelecidos;
 Existência de todos os meios materiais necessários para a ação corretiva que
sejam: aparelhos de medição e teste adaptados aos equipamentos existentes e
disponíveis, rapidamente, no próprio local;
 Existência das ferramentas necessárias para todos os tipos de intervenções
necessárias que se convencionou realizar no local;
 Existência de manuais detalhados de manutenção corretiva referente aos
equipamentos e às cadeias produtivas, e sua fácil acessibilidade;

42



 Existência de desenhos detalhados dos equipamentos e dos circuitos que
correspondam às instalações atualizados;
 Almoxarifado racionalmente organizado, em contato íntimo com a manutenção
e contendo, em todos os instantes, bom número de itens acima do ponto
crítico de encomenda;
 Contratos bem estudados, estabelecidos com entidades nacionais ou
internacionais, no caso de equipamentos de alta tecnologia cuja manutenção
local seja impossível;
 Reciclagem e atualização periódicas dos chefes e dos técnicos de manutenção;
 Registros dos defeitos e dos tempos de reparo, classificados por equipamentos
e por cadeias produtivas;
 Registro das perdas de produção resultantes das paradas devidas a defeitos e a
parada para manutenção;

7.2.2 – Manutenção preventiva.

A Manutenção Preventiva consiste em um trabalho de prevenção de defeitos que
possam originar a parada ou um baixo rendimento dos equipamentos em operação.
Esta prevenção é feita baseada em estudos estatísticos, estado do equipamento, local
de instalação, condições elétricas que o suprem, dados fornecidos pelo fabricante
(condições ótimas de funcionamento, pontos e periodicidade de lubrificação, etc.),
entre outros.

Dentre as vantagens, podemos citar:

 Diminuição do número total de intervenções corretivas, aligeirando o custo da
corretiva;
 Grande diminuição do número de intervenções corretivas ocorrendo em
momentos inoportunos como por ex: em períodos noturnos, em fins de
semana, durante períodos críticos de produção e distribuição, etc;
 Aumento considerável da taxa de utilização anual dos sistemas de produção e
de distribuição.

Para que a manutenção preventiva funcione é necessário:

 Existência de um escritório de planejamento da manutenção (Gabinete de
Métodos) composto pelas pessoas mais altamente capacitadas da manutenção
e tendo funções de preparação de trabalho e de racionalização e otimização de
todas as ações. Daqui advém uma manutenção de maior produtividade e mais
eficaz.
 Existência de uma biblioteca organizada contendo: manuais de manutenção,
manuais de pesquisas de defeitos, catálogos construtivos dos equipamentos,
catálogos de manutenção (dados pelos fabricantes) e desenhos de projeto
atualizados (as-built).
 Existência de fichários contendo as seguintes informações:

43



 Fichas históricas dos equipamentos contendo registro das manutenções
efetuadas e defeitos encontrados;
 Fichas de tempos de reparo, com cálculo atualizado de valores médios;
 Fichas de planejamento prévio normalizado dos trabalhos repetitivos de
manutenção. Nestas fichas contém-se: composição das equipes de
manutenção, materiais, peças de reposição e ferramentas, PRRT, com a
sequência lógica das várias atividades implicadas;
 Existência de plannings nos quais se mostram os trabalhos em curso e a
realizar no próximo futuro. Devem existir plannings locais nas oficinas;
 Existência de um serviço de emissão de requisições ou pedidos de
trabalho, contendo a descrição do trabalho, os tempos previstos, a lista
de itens a requisitar e a composição da equipe especializada;
 Emissão de mapas de rotinas diárias;
 Existência de um serviço de controle, habilitado a calcular dados
estatísticos destinados à confiabilidade e à produção;
 Existência de um serviço de emissão de relatórios resumidos das
grandes manutenções periódicas;
 Existência de interações organizadas com o almoxarifado e os serviços
de produção.

7.2.3 – Manutenção preditiva.

Manutenção preditiva é a atuação realizada com base em modificação de parâmetro
de condição ou desempenho, cujo acompanhamento obedece a uma sistemática.

O objetivo deste tipo de manutenção é prevenir falhas nos equipamentos ou sistemas
através de acompanhamento de parâmetros diversos, permitindo a operação
contínua do equipamento pelo maior tempo possível. É a primeira grande quebra de
paradigma na manutenção, e tanto mais se intensifica quanto mais o conhecimento
tecnológico desenvolve equipamentos que permitam avaliação confiável das
instalações e sistemas operacionais em funcionamento.

O processo de manutenção preditiva se dá quando o grau de degradação se aproxima
ou atinge o limite estabelecido, é tomada a decisão de intervenção. Normalmente esse
tipo de acompanhamento permite a preparação prévia do serviço, além de outras
decisões e alternativas relacionadas com a produção. São condições básicas:

 O equipamento, o sistema ou a instalação devem permitir algum tipo de
monitoramento ou medição;
 O equipamento, o sistema ou a instalação deve merecer esse tipo de ação, em
função dos custos envolvidos;
 As falhas devem ser oriundas de causas que possam ser monitoradas e ter sua
progressão acompanhada;
 Deve ser estabelecido um programa de acompanhamento, análise e
diagnóstico, sistematizado;

44



 É fundamental que a mão-de-obra da manutenção responsável pela análise e
diagnóstico seja bem treinada. Não é somente medir, é preciso analisar os
resultados e formular diagnósticos.

7.2.4 – Manutenção detectiva.

Manutenção detectiva é a atuação efetuada em sistemas de proteção buscando
detectar falhas ocultas ou não perceptíveis ao pessoal de operação e manutenção. A
identificação de falhas ocultas é primordial para garantir a confiabilidade. Em sistemas
complexos, essas ações só devem ser levadas a efeito por pessoal da área de
manutenção, com treinamento e habilitação para tal, assessorado pelo pessoal de
operação.

É cada vez maior a utilização de computadores digitais em instrumentação e controle
de processo nos mais diversos tipos de plantas industriais. São sistemas de aquisição
de dados, controladores lógicos programáveis, sistemas digitais de controle
distribuídos - SDCD, multi-loops com computador supervisório e outra infinidade de
arquiteturas de controle somente possíveis com o advento de computadores de
processo.

A diferença entre a manutenção preditiva pela detectiva é o nível de automatização.
Na manutenção preditiva, se faz necessário o diagnóstico a partir da medição de
parâmetros. Já na manutenção detectiva, o diagnóstico é obtido de forma direta a
partir do processamento das informações colhidas junto a planta. Há apenas que se
considerar, a possibilidade de falha nos próprios sistemas de detecção de falhas, sendo
esta possibilidade muito remota. De uma forma ou de outra, a redução dos níveis de
paradas indesejadas por manutenções não programadas, ficam extremamente
reduzidas.

7.3 – Avaliação da manutenção de um sistema.

 Tempo Médio Para Falha.

É a relação entre o tempo total de operação de um conjunto de itens não reparáveis e
o número total de falhas detectadas nestes itens, no período observado. Utilizado para
itens que são substituídos após a ocorrência da falha.

TMPF= ∑HROP / NTMC

TMPF – Tempo Médio Para Falha;

HROP – Horas de Operação;

NTMC – Número Total de Manutenção Corretiva;

 Tempo Médio Para Reparo.

45



É a relação entre o tempo total de intervenção corretiva em um conjunto de itens com
falha e o número total de falhas detectadas nesses itens, período observado. É
utilizado para itens em que o tempo de reparo ou substituição é Significativo em
relação ao tempo de operação.

TMPR = HTMC / NTMC

TMPR – Tempo Médio Para Reparo;

NTMC – Número Total de Manutenção Corretiva;

HTMC – Tempo Total de Manutenção Corretiva;

 Tempo Médio de Entre Falhas.

É a relação entre o produto do número de itens por seus tempos de operação e o
número total de falhas detectadas nestes itens no período observado. O índice é usado
para itens que são reparados após a ocorrência de falha.

TMEF = (NOIT x HROP) / NTMC

TMEF – Tempo Médio Entre Falhas;

NOIT – Número de Itens;


NTMC – Número Total de Manutenção Corretiva

 Disponibilidade do Equipamento.

É a relação entre a diferença do número de horas do período, hora calendário com o
número de horas usadas para serviços de Manutenção para cada item observado e o
número total de horas do período considerado, representando o percentual de tempo
que o equipamento ficou a disposição da operação para desempenhar suas funções. A
disponibilidade pode ser expressa por meio da seguinte equação:

DISP = [ HROP / (HROP + HTMN) ] x 100 %

DISP – Disponibilidade;


HTMN – Horas totais de Manutenção

 Custo de Manutenção por Faturamento.

46



É a relação entre o custo total da manutenção e o faturamento da empresa no período
considerado.

CMTF = (CTMN / FTEP) x 100 %

CMFT – Custo da Manutenção por Faturamento;

CTMN – Custo Total da Manutenção;

FTEP – Faturamento Total da Empresa.

 Custo da Manutenção Pelo Valor da Reposição.

É a relação entre o custo total acumulado na manutenção de um determinado item e o
valor da compra deste equipamento novo (valor de reposição).

CMVP = ( ∑CTMN / VLRP) x 100 %

CTMN – Custo Total da Manutenção;

VLRP – Valor de Reposição.

 Paradas de equipamento causadas por falhas não previstas.

Este é um indicador da eficácia do acompanhamento preditivo e do acerto do plano de
manutenção preventiva da empresa. Quanto maior o seu valor, menor o acerto, ou
seja, maior o número de horas paradas por falhas não previstas. Atualmente a grande
virtude da manutenção não é reparar os equipamentos de modo rápido, mas prever e
evitar as falhas dos equipamentos, instalações.

PNP = HFNP / THP

PNP – Paradas Não Previstas

HFNP – Horas Paradas por Falhas Não Previstas

THP – Total de Horas Paradas

 Total de homem-hora gasto em reparos de emergência.

É uma forma de avaliar o acerto da política de preventiva e preditiva da manutenção.
Reparos em emergência são definitivamente indesejáveis. Quanto menor esse
indicador, maior deverá ser a confiabilidade da instalação.

THHE = HHRE / THHA

THHE – Total de Homem Hora gasto em Reparos de Emergência.

47



HHRE – Homem Hora gasto em Reparos de Emergência.

THHA – Total de Homens Hora aplicado

 Total de horas paradas por intervenção da Preventiva.

Este indicador permite uma avaliação do quanto o programa de manutenção
preventiva influi nas horas paradas de equipamentos na planta. Pode ser avaliado em
função do total de horas paradas ou relacionado, também, com interferências ou
perdas na produção pela necessidade de intervenção para cumprimento do plano de
preventiva.

É preciso ter em mente que se o plano de preventiva influi no processo produtivo,
sendo necessário mudar a forma de atuação com a introdução de técnicas preditivas
que permitam o acompanhamento sem retirar o equipamento de operação.

TPIP = HPIP / THP

TPIP – Total de Horas Paradas por Intervenção Preventiva

THP – Total de Horas Paradas

 Back Log (carga futura de trabalho).

Indica quantos homens hora ou quantos dias, para aquela determinada força de
trabalho, serão necessários para executar todos os serviços solicitados.

BLOG = HHNS / (HHDS/dia)

BLOG – Backlog (BLOG<1 equipe insuficiente, BLOG>1 equipe superdimensionada)

HHNS – Total de homem hora necessário para realização do serviço

HHDS – Total de homem hora disponível para executar o serviço

Recomenda-se que o back-log não seja superior a 15 dias.

 Alocação por tipo de serviço, por prioridade e por especialidade.

A correta Identificação das ordens de trabalho permite que a manutenção consiga ter
dados, confiáveis, do seu modo de atuação. Assim, é importante definir a prioridade
ou característica da Ordem de Trabalho: Emergência, Urgência, Normal, Data Marcada.

EMERGÊNCIA = THHU / THDA

THHU –Total de homem hora programados para urgência.

48



THDA –Total de homem hora disponíveis apropriados.

PRVENTIVA = THHP / THDA

THHP –Total de homem hora programados para manutenção preventiva.


MECÂNICO = THHM / THDA

THHM – Total de homem hora de mecânico apropriados.


 Cumprimento da Programação.

Outro aspecto importante ligado ao planejamento e coordenação dos serviços é a
relação serviços programados – serviços executados. Além de medir como está
andando o planejamento indica, mesmo que indiretamente, a confiabilidade da
instalação. O objetivo é que o cumprimento da programação seja de 100%. Entretanto,
este número deve estar sempre acima de 75%.

CP = [ HHSP / HHSE ] x 100 %

CP – Cumprimento da Programação.

HHSP – Homem hora dos serviços planejados.

HHSE – Homem hora dos serviços executado.

 Acerto da programação.

É o indicador que mede o acerto da programação é aquele que aponta os desvios
entre os tempos programados e os tempos de execução. Na manutenção são muitas as
situações imprevistas, como quebras de parafusos, equipamentos, etc... Que
contribuem para esses desvios. É importante que os desvios mais acentuados sejam
justificados de modo que os parâmetros sejam mantidos ou corrigidos nas
programações futuras. O modo de fazer essa verificação e admitir um desvio de X% do
tempo programado e calcular qual o número de ordens de trabalho que ficou fora
dessa faixa de desvio.

AX% = NOSD / NTOS

NOSD – Nº de Ordem de Serviço que ultrapassou X% do tempo programado.

NOSD – Nº total de O.S.

49



8 - Avarias em equipamentos elétricos e suas causas.

8.1 – Defeitos em motores.

8.1.1 – Corrente alta em carga.

Possíveis causas:

 Tensão fora da nominal;
 Sobrecarga;
 Frequência fora da nominal;
 Correias muito esticadas;
 Rotor arrastando no estator.

8.1.2 – Resistência de isolamento baixa.

Possíveis causas:

 Isolantes de ranhura danificados;
 Cabinhos cortados;
 Cabeça de bobina encostando na carcaça;
 Presença de umidade ou agentes químicos;
 Presença de pó sobre o bobinado.

8.1.3 – Aquecimento dos mancais.

Possíveis causas:

 Excessivo esforço axial ou radial da correia;
 Eixo torto;
 Tampas frouxas ou descentralizadas;
 Falta ou excesso de graxa;
 Material estranho na graxa;

8.1.3 – Sobreaquecimento do motor.

Possíveis causas:

 Ventilação obstruída;
 Ventilador pequeno;
 Tensão ou frequência fora do especificado;
 Rotor arrastando ou falhado;
 Estator sem impregnação;
 Sobrecarga;
 Rolamento com defeito;
 Partidas consecutivas;

50



 Entreferro abaixo do especificado;
 Capacitor permanente inadequado;
 Ligações erradas.

8.1.4 – Alto nível de ruído.

Possíveis Causas:

 Desbalanceamento;
 Eixo torto;
 Alinhamento incorreto;
 Rotor fora de centro;
 Ligações erradas;
 Corpos estranhos no entreferro;
 Objetos presos entre o ventilador e a tampa defletora;
 Rolamentos gastos/danificados;
 Aerodinâmica inadequada.

8.1.5 – Vibração excessiva.

Possíveis Causas:

 Rotor fora de centro, falhado, arrastando ou desbalanceado;
 Desbalanceamento na tensão da rede;
 Rolamentos desalinhados, gastos ou sem graxa;
 Ligações erradas;
 Mancais com folga;
 Eixo torto;
 Folga nas chapas do estator;
 Problemas com a base do motor.

8.2 – Defeitos em Geradores.

8.2.1 – O gerador não excita ou não escorva.

Possíveis causas:

 Chave de excitação, caso houver, não está funcionando;
 Interrupção no circuito do enrolamento auxiliar;
 Tensão residual demasiadamente baixa;
 Velocidade de acionamento não está correta;
 Interrupção no circuito de excitação principal;
 Relé ou outro componente do regulador com defeito;
 Potenciômetro de ajuste de tensão externo rompido ou ligação interrompida;
 Varistor de proteção está defeituoso.

51



8.2.2 – Gerador não excita, até a tensão nominal.

Possíveis causas:

 Retificadores girantes defeituosos;
 Velocidade incerta;
 Ajuste abaixo da nominal;
 Alimentação do regulador de tensão não está de acordo com a tensão de saída
desejada.

8.2.3 – Em vazio, o gerador excita até a tensão nominal, porém entra em
colapso com a carga.

Possíveis causas:

 Diodos girantes estão defeituosos;
 Forte queda de velocidade.

8.2.3 – O gerador, em vazio, excita-se através de sobretensão.

Possíveis causas:

 Tiristor de potência defeituoso.
 Transformador de alimentação do regulador com defeito.
 Alimentação do regulador de tensão não está de acordo com a tensão de saída
desejada.

8.2.4 – Oscilações nas tensões do gerador.

Possíveis causas:

 Estabilidade mal ajustada;
 Oscilações na rotação da máquina de acionamento.

52



9 - Manutenção de geradores.

Os geradores podem ser podem divididos em:

 Geradores com autoexcitação.
 Geradores com excitação externa.
 Geradores com excitação externa e excitatriz.

9.1 – Manutenção corretiva não planejada.

Não se concebe a possibilidade de defeitos nestas máquinas, mas esporadicamente
podem ocorrer defeitos como:

 Fusão de mancais por problemas de lubrificação;
 Desprendimento de uma cunha de calço das bobinas do estator;
 Curto entre uma fase e o estator.

Qualquer defeito deste nível deve-se comunicar ao fabricante e aguardar a chegada de
uma equipe de técnicos para conserto.

9.2 – Manutenção corretiva planejada.

Poucas tarefas são programadas para estas máquinas robustas como:

 Troca de escovas de excitação;
 Troca de escovas da excitatriz;
 Substituição do óleo de flutuação dos mancais.

9.3 – Manutenção preventiva.

Nos geradores Diesel atuais, o defeito mais comum é o “trip” do gerador por pane
seca. Em consequência do entupimento dos elementos filtrantes que apesar de serem
trocados quase que diariamente, não impedem que a bomba injetora de óleo diesel
não tenha capacidade de puxar o combustível através dos filtros entupidos. O
problema é atual e está no fornecimento de combustível pelas concessionárias.

9.4 – Manutenção preditiva.

Em máquinas que ainda utilizam escovas verifica-se:

 Tamanho das escovas de excitação;
 Tamanho das escovas da excitatriz;
 Nível de óleo dos mancais.

53



9.5 – Manutenção detectiva.

A ocorrência de falhas em geradores não é frequente. Caso ocorra alguma
anormalidade, os sistemas de proteção deverão ser precisos, seletivos e rápidos, para
isolar a máquina e pará-la imediatamente. As falhas que podem ocorrer no gerador
síncrono são:

 Defeito nos enrolamentos;
 Sobrevelocidade;
 Sobreaquecimento dos enrolamentos e mancais;
 Sobrecarga;
 Perda de excitação;
 Terra na carcaça.

A proteção de geradores é feita para os seguintes tipos de faltas:

 Falhas de isolamento que podem resultar em curto-circuito entre espiras, entre
fases ou entre fase-terra. A falha de isolamento pode ocorrer devido a sobre
tensões e sobreaquecimento;
 Contra condições anormais de funcionamento como perda de campo,
sobrecarga, etc.
 Além disso, é preciso prover proteção primária e secundária para o gerador e o
conjunto gerador-transformador, resultante em várias funções de proteção.

A filosofia básica consiste em se adotar dois conjuntos de relés independentes com as
principais funções de proteção redundantes, visando manter a continuidade de
serviços da máquina mesmo que ocorra um defeito numa dessas funções.

Os relés utilizados na proteção do conjunto gerador-transformador são os seguintes:

 Relé de bloqueio: (função 86E) – relé auxiliar para abertura dos disjuntores de
campo (f.41), da unidade geradora, dos serviços auxiliares, regulador de
velocidade e regulador de tensão, bloqueando e alarmando , possuindo rearme
manual e/ou elétrico. É energizado quando ocorre defeito na parte elétrica da
unidade geradora.
 Relé de bloqueio: (função 86A) – relé auxiliar que possui as mesmas
características de funcionamento do relé f.86E, utilizado como backup deste
relé.
 Relé de bloqueio: (função 86M) – este relé é responsável pela retirada de
operação da unidade geradora através da abertura do seu disjuntor, abertura
do disjuntor de campo, acionamento do circuito hidráulico do regulador de
velocidade para o fechamento do distribuidor e fechamento da comporta
d’água.
 Relé de bloqueio: (função 86H) – este relé é responsável pela retirada de
operação da unidade geradora através da abertura do seu disjuntor, abertura

54



do disjuntor de campo, acionamento do circuito hidráulico do regulador de
velocidade.
 Diferencial de gerador: (função 87G) – relé de alta impedância, com atuação
instantânea que compara as correntes em cada fase de cada lado da unidade
geradora, está associado a defeitos entre fases, não sendo sensível para
defeitos monofásicos, tendo em vista o tipo de aterramento utilizado pelo
gerador (transformador de distribuição). Energiza os relés de bloqueio F.86E e
F.86ª, dando disparo de CO2 para o interior da máquina.
 Diferencial de gerador: (função 87TG) – relé similar ao relé F.87T, tendo como
diferença a utilização de mais um enrolamento para medição das correntes que
suprem o transformador de serviço local (TSL). Esta proteção é de atuação
instantânea do conjunto transformador-gerador, que detecta defeitos entre
fases no enrolamento do transformador e propicia também função de
retaguarda à proteção diferencial de gerador F.87G. Energiza os relés de
bloqueio F.86E e F.86A.
 Terra do rotor: (função 64R) – está localizado no circuito de excitação do rotor.
Este relé possui uma fonte de corrente contínua independente com valor de
tensão diferente da excitatriz. Sua função é detectar qualquer contato dos
enrolamentos do rotor com a terra, pois, em condições normais de operação,
estes ficam totalmente isolados. Quando atuado, apenas dá indicação de
alarme.
 Terra do estator: (função 64S) – este relé está associado a defeitos
monofásicos.
 Fase dividida: (função 61) – esta proteção é utilizada somente quando a
máquina possui dois enrolamentos por fase (modo construtivo da máquina).
Este relé é responsável pela detecção de curto-circuito entre espiras das
bobinas do estator do gerador, energizando os relés F.86E e F.86A. Seu
princípio de funcionamento está baseado no aparecimento de corrente
diferencial, devido ao desbalanço das correntes entre os dois enrolamentos da
mesma fase (este tipo de defeito não é detectado pela proteção diferencial do
transformador).
 Perda de excitação: (função 40) – esta proteção é realizada por um relé de
distância, detectando defeitos no interior da máquina. A característica elétrica
da perda de campo é a variação da impedância. Quando há perda de excitação,
a impedância irá a valores de operação do relé. Energiza os relés F.86E e F.86A.
 Sequência negativa: (função 46) – opera para desbalanço de corrente nas fases
possui um estágio de alarme e outro de disparo. Existem diversas condições no
sistema que provocam desbalanço de corrente (fase aberta, carga
desbalanceada, defeitos bifásicos, e outros). Estes desbalanços provocam o
surgimento de correntes com frequências de 120 Hz (diferente da nominal),
estas correntes circulam na superfície do rotor (campo) provocando o aumento
de temperatura de seus anéis, acarretando danos à máquina. Este relé detecta
estas correntes, operando e energizando os relés F.86E e F.86A.
 Desbalanço de tensão: (função 60) – esta proteção deverá detectar a perda
parcial ou total da tensão proveniente do transformador de potencial (queima

55



de fusíveis), bloqueando a atuação dos relés que são alimentados por tensão, o
regulador de tensão (passando o controle para manual), acionando alarme.
 Relé de distância/sobrecorrente temporizado com restrição por tensão: (função
21 / 51V) – o relé F.51V é utilizado como proteção de retaguarda para defeitos
entre fases. É um relé de sobrecorrente temporizado dependente do valor de
tensão, sendo esta característica necessária devido à variação de impedância
da máquina quando ocorrer um curto-circuito. Existem casos que esta corrente
é menor que a corrente de operação da máquina, podendo o relé operar por
sobrecorrente somente se a tensão cair a um determinado valor. Quando
operado energiza os relés F.86E e F.86A.

 O relé F.21 é utilizado como proteção de retaguarda para defeitos entre
fases. É um relé que possui duas zonas de operação: zona 1 (instantânea)
atua para defeitos entre a máquina e o transformador e zona 2
(temporizada) atua para defeitos entre a máquina e o barramento da
subestação. Quando é iniciado o processo de excitação normal da máquina,
a tensão é elevada até seu valor nominal sem presença de corrente
(disjuntor aberto). Caso seja verificada presença de corrente antes da
tensão nominal da máquina ser atingida, ficará caracterizado que há um
curto-circuito na unidade geradora, uma vez que o disjuntor permanece
aberto. Ao ser operado irá energizar os relés F.86E e F.86A.

 Instantâneo com sobre tensão: (função 50/27) – esta proteção é de retaguarda
e deverá evitar a energização acidental da unidade geradora, seja por erro de
operação, defeito em circuito de controle e etc. Quando é iniciado o processo
de excitação normal da máquina, a tensão é elevada até seu valor nominal sem
presença de corrente (disjuntor aberto). Caso seja verificada presença de
corrente antes da tensão nominal da máquina ser atingida, ficará caracterizado
que há um curto circuito na unidade geradora, uma vez que o disjuntor
permanece aberto. Ao ser operado irá energizar os relés F.86E e F.86A.
 Sobretensão: (função 59) – protege o gerador em condições não controladas
pelo regulador de tensão, como por exemplo uma forte rejeição de carga,
energizando os relés F.86E e F.86A.
 Inversão de potência; (função 32) – esta função destina-se basicamente à
proteção da turbina, sendo utilizada para evitar a motorização do gerador,
energizando os relés F.86E e F.86A.
 Falha de disjuntor: (função 50-62BF) – é usado para detectar a falha na
abertura do disjuntor quando acionado pela proteção. Funciona em conjunto
com um temporizado e aciona um relé de disparo para desligamento de todos
os disjuntores ligados à barra onde está conectado o gerador.
 Sobrevelocidade: (função 132) – é um dispositivo mecânico acoplado ao eixo da
turbina e atua para 150% da velocidade nominal da máquina. Quando operado
energiza o relé F.86M.
 Dispositivo térmico: (função 26) – existem sensores que supervisionam a
temperatura de óleo nos mancais, com o objetivo de retirar a máquina de

56

Manutenção elétrica naval

Recomendados

Recomendados

Más contenido relacionado

Destacado

Destacado (20)

Similar a Manutenção elétrica naval

Similar a Manutenção elétrica naval (20)

Manutenção elétrica naval