Adequação das Conexões em Subestações para Redução de Pontos Quentes

Adequação das Conexões em Subestações para

Redução de Pontos Quentes

Danielly Formiga Peixoto de Moura

Departamento de Manutenção da Transmissão Energisa Paraíba

João Pessoa, Brasil danielly@energisa.com.br

Tércius Cassius Melo de Morais

Departamento de Manutenção da Transmissão Energisa Paraíba

João Pessoa, Brasil tercius@energisa.com.br Resumo –O aumento da resistência elétrica nas conexões (“Ponto

Quente”), o qual gera falhas de proporções relevantes vem se mostrando como um problema crítico no setor de manutenção. Embora o uso de técnicas preditivas, como a termovisão tenha se intensificado, tal problema ainda necessita de ações proativas, pois a carência de meios para minimizar as falhas se sobressai ao monitoramento destas. Uma solução é a adequação das conexões no sistema elétrico, o que pode acarretar na redução de sérios problemas para os setores de operação e manutenção evitando uma contingência. Neste trabalho são abordados os procedimen-tos das inspeções termográficas adotados na Energisa Paraíba, os dados históricos resultantes destas inspeções e a necessidade para a adequação das conexões das subestações. O objetivo deste traba-lho é reduzir o número de pontos quentes nas subestações através da efetivação de medidas baseadas nos resultados positivos obti-dos em projetos pilotos já realizaobti-dos nesta distribuidora de ener-gia elétrica.

Palavras-chave – Conexões Eletromecânicas, Gerenciamento, Manutenção Preditiva, Ponto Quente, Termografia.

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I. INTRODUÇÃO

As interrupções no fornecimento de energia elétrica por desligamentos imprevistos, além de causar desgaste na imagem das concessionárias e prejuízos para terceiros, trazem embuti-dos custos financeiros inaceitáveis, decorrentes da energia não-suprida e dos danos causados em equipamentos elétricos.

Considerando-se que a grande maioria das falhas nos siste-mas elétricos é acompanhada ou precedida de sintosiste-mas que evidenciam a evolução de fenômenos térmicos, torna-se de grande importância para o setor, o desenvolvimento de proces-sos confiáveis de medição de temperatura: as inspeções termo-gráficas [1].

Por exemplo, a evolução de processos de corrosão ou mau contato produzem calor aumentando a resistência de contato do material. O calor decorre da dissipação de potência no co-nector, sendo esta potência uma função do quadrado da cor-rente conduzida [2].

Como esta resistência de contato é diretamente proporcio-nal à resistividade do material (a qual varia com a temperatura) elevações na temperatura, aumentam a dissipação de calor e consequentemente as perdas de energia no sistema.

Neste sentido, o presente trabalho descreve um projeto de melhoria elaborado e desenvolvido na concessionária de dis-tribuição do estado da Paraíba, a Energisa, referente às anoma-lias oriundas dos registros das variações térmicas de sistemas de conexão elétrica, identificadas através da técnica termográ-fica. O trabalho também visa o aprimoramento das técnicas de termografia e inspeções utilizadas atualmente na Energisa a fim de atender cada vez mais as exigências do mercado atual. Todo esse esforço tem o intuito de estudar os diferentes parâ-metros externos que influem na qualidade dos resultados obti-dos através da análise termográfica, bem como, identificar e corrigir as principais causas que originam os pontos quentes nas subestações. Para tal, foram analisados todos os resultados das inspeções termográficas realizados a partir de 2011 e os procedimentos adotados na utilização de conectores elétricos, assim como avaliados os procedimentos e critérios adotados da inspeção termográfica.

Este trabalho consistiu inicialmente na adequação de todas as conexões das 25 subestações mais críticas, no que diz res-peito ao histórico de pontos quentes, baseado nos resultados das suas inspeções termográficas realizadas em 2011. Esta adequação vem minimizar de forma simples o problema de manter a condutividade elétrica e a resistência mecânica nos pontos de conexão reduzindo os riscos de desligamentos in-tempestivos iminentes do sistema, as anomalias reincidentes e, consequentemente, os custos de manutenções corretivas.

II. DESENVOLVIMENTO

A. Manutenção Preditiva e Termografia

Atualmente a técnica de manutenção deve ser necessaria-mente desenvolvida sob a estratégia da redução dos tempos de intervenção nos equipamentos, buscando obter o menor tempo de indisponibilidade para o serviço e menores custos opera-cionais. Para se alcançar essa estratégia utilizamos os seguintes conceitos:

Manutenção Preventiva: Este tipo de manutenção é efetuado em intervalos predeterminados ou de acordo com critérios

prescritos, destinada a reduzir a probabilidade de falha ou a degradação do funcionamento de um item, normalmente em função da estatística da vida útil média dos componentes dos equipamentos.

Manutenção Corretiva: Ocorre sempre de forma não prevista ou planejada, gerando grandes perdas de produção e esforços da equipe de manutenção destinados a recolocar um item em condições de executar uma função requerida.

Manutenção Preditiva: Trata-se da manutenção que permite garantir uma qualidade de serviço desejada, com base na apli-cação sistemática de técnicas de análise, utilizando-se de mei-os de supervisão centralizadmei-os ou de ammei-ostragem, para reduzir ao mínimo a manutenção preventiva e diminuir a manutenção corretiva. Tal conceito vem sendo bastante adotado nas empre-sas podendo significar uma economia igual a 30 vezes o valor investido. Apesar desse número variar conforme a utilização do sistema e tipo de empresa, esse ganho financeiro ocorre devido ao menor tempo perdido com máquinas/equipamentos parados [3].

A manutenção preditiva é executada a partir da aplicação sistemática de uma ou mais técnicas de monitoração, tais co-mo: análises cromatográficas e físicoquímicas do óleo presente nos equipamentos elétricos, tratamento de óleo, limpeza e ins-peção geral, ensaios de resistência e rigidez dielétrica e inspe-ções termográficas [4].

Essas técnicas são capazes de detectar eventuais falhas de funcionamento sem a necessidade de interrupção do processo produtivo, proporcionando o aumento da segurança e da dis-ponibilidade dos equipamentos com redução dos riscos de acidentes e interrupções inesperadas com o aumento da vida útil dos equipamentos e redução dos prazos e custos das inter-venções.

Uma das técnicas de manutenção preditiva que ao longo dos últimos anos passou a ser uma das mais utilizadas por par-te das empresas é a Termografia Infravermelha [5].

Em geral uma falha eletromecânica é antecedida pela gera-ção de troca de calor. Este calor se traduz habitualmente em uma elevação de temperatura que, apesar de poder ser repenti-na, geralmente a temperatura começa a manifestar-se em pe-quenas variações, dependendo do objeto em questão [6].

Se for possível detectar, para comparar e determinar esta variação, as falhas poderão ser detectadas no início do seu desenvolvimento e podem produzir no futuro próximo ou em médio prazo uma parada programada do equipamento. Isto permite a redução dos tempos de interrupção e a diminuição da probabilidade de saída de ativos elétricos não previstas, não programadas e, geralmente, por maiores intervalos de tempo. Os benefícios incluem a redução de custos com economia de energia, proteção dos equipamentos, velocidade da inspeção e reparação. Entre os problemas possíveis de serem detectados nas inspeções termográficas temos:

• Alta resistência de contatos • Curto-circuitos iminentes • Circuitos abertos • Aquecimento indutivo • Desbalanceamento de carga • Sobrecarga de corrente

• Componentes instalados incorretamente • Níveis de óleo incorretos

Conforme já introduzido, o objetivo da inspeção termográ-fica em sistemas elétricos é detectar componentes defeituosos baseados na elevação da temperatura como consequência de um aumento anormal de sua resistência ôhmica, oriundos, por exemplo, de conexões frouxas ou afetadas pela corrosão, de-gradação dos materiais, etc.

Uma inspeção termográfica em instalações elétricas identi-fica todos estes problemas, além de: erros de projeto, falhas em montagens e até o excesso e/ou falta de manutenções pre-ventivas que podem provocar sobreaquecimento nos sistemas elétricos [7].

B. Aplicação na Manutenção de Subestações

A Energisa possui uma estratégia de manutenção preditiva baseada na utilização do termovisor aplicada aos seus equipa-mentos elétricos das subestações, respeitando uma rotina de critérios de avaliação e periodicidade. Foram caracterizados os equipamentos elétricos nas subestações 69\13,8 kV, estabcendo acompanhamento de temperatura para os seguintes ele-mentos: a) Barramentos; b) Transformadores de potência; c) Disjuntores; d) Seccionadoras; e) TC e TP; f) Para-raios; g) Fusíveis;

i) Terminais de cabos de potência; j) Bancos de capacitores;

k) Conjuntos blindados (caixas de medição).

C. Critérios de Avaliação dos Resultados das Inspeções

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

A ação a ser tomada pela manutenção é baseada em crité-rios tomando como base a diferença de temperatura entre o objeto adjacente e a temperatura do equipamento sob inspe-ção. Tais faixas são apenas indicativas e são baseadas em le-vantamentos de alguns equipamentos elétricos de potência. As mesmas podem ser corrigidas de acordo com a experiência dos inspetores ou informações do fabricante.

A intervenção da manutenção é especifica considerando-se pontos quentes em conexões, isto é, conectores e regiões de contatos externos e quando os pontos quentes estiverem locali-zados na parte interna do equipamento, através de indicação indireta, a intervenção pode ser imediata ou apontar apenas a necessidade de um monitoramento, observando-se sempre as restrições operativas do sistema. Após cada reparo deve-se proceder a uma inspeção para verificar se o defeito foi real-mente eliminado [8].

Entre as vantagens desta técnica, nós podemos mencionar: • A inspeção é realizada a distância, sem contato físico com o elemento em condições normais de funcionamento. Não neces-sitando dessa forma a retirada do equipamento de operação; •Trata-se de uma técnica que permite a identificação precisa do elemento defeituoso, ao contrario do pirômetro que é a me-dida da temperatura de um ponto;

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

• É utilizável para o acompanhamento de defeitos em tempo “quase real”, o que permite quantificar a gravidade do defeito e a extensão das variações de carga sobre o mesmo, possibili-tando assim programação da manutenção necessária e o mo-mento mais oportuno para executá-la (que pode representar uma simples limitação de carga ou uma intervenção imediata antes que o defeito possa produzir um colapso da instalação). • Em relação à manutenção tradicional, o uso da inspeção ter-mográfica propicia uma redução dos riscos para as pessoas, a redução de indisponibilidades para manutenção e um menor custo.

• Realiza a inspeção de muitos itens em pouco tempo. Entre as desvantagens ou inconvenientes, temos:

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

• A contaminação da atmosfera através de poluentes e/ou ou-tras fontes de irradiação pode confundir a análise do defeito. • O estado de carga do elemento sob análise pode influir na determinação de anomalias [9].

D. Projeto Piloto

A estratégia aqui descrita consiste, principalmente, na ade-quação das conexões terminais e condutores associados aos equipamentos e barramentos das subestações da Energisa, no estado da Paraíba. Tal iniciativa foi motivada pela alta reinci-dência de pontos quentes constatada em cabos de alumínio com conectores bimetálicos (bronze estanhado). Desta forma, foi realizado um projeto piloto nos anos de 2008 e 2010, nas subestações Bananeiras e Guarabira, respectivamente. Neste projeto foram adequadas todas as conexões terminais e

condu-tores associados aos religadores destas subestações, realizadas com equipes próprias de quatro pessoas, especializadas em subestações e treinadas para atuar em 69 kV e 13,8 kV. Neste caso, como geralmente os pinos das buchas dos equipamentos são de bronze estanhado, todas as descidas foram substituídas por cabos de cobre, eliminando os inúmeros pontos quentes reincidentes associados a estes equipamentos através da ade-quação e utilização de materiais compatíveis.

Nesta etapa, o número de pontos quentes nestas subestações reduziram significativamente no mínimo 35% conforme mos-trado nas tabelas I e II. Esta redução ocasionou também, de forma proporcional, uma redução nos custos de manutenções corretivas, liberando recursos parar outras atividades. Nos anos seguintes, as conexões e cabos adequados não apresenta-ram mais variações de temperatura significativas com necessi-dade de intervenções.

Um fato importante a ser ressaltado é que tais benefícios fo-ram obtidos com custos relativamente baixos.

TABELA I

Resultados obtidos na SE Bananeiras (antes e após a adequação das conexões e cabos).

SUBESTAÇÃO BANANEIRAS – ADEQUAÇÃO EM 2008

ANO MÉDIA DE PONTOS

QUENTES 2008 51 (antes) 2009 31 2010 32 2011 35 2012 23 TABELA II

Resultados obtidos na SE Guarabira (antes e após a adequação das conexões e cabos).

SUBESTAÇÃO GUARABIRA – ADEQUAÇÃO EM 2010

ANO MÉDIA DE PONTOS

QUENTES

2010 55 (antes)

2011 21

Fig. 1: Chaves seccionadoras 31L6-5 associadas ao religador 21L6 da SE Guarabira.

E. Materiais e Métodos

Atualmente a Energisa Paraíba possui 61 subestações e a periodicidade adotada nas inspeções termográficas é de 4 me-ses, ou seja, todas as subestações são inspecionadas 03 vezes ao ano. No caso de novas instalações deve-se proceder a ins-peção logo após a sua entrada em operação. Ressalta-se que numa fase posterior, este projeto também tem o objetivo de aprimorar os critérios, periodicidade e técnicas adotadas atu-almente nestes tipos de inspeções.

Após os bons resultados obtidos nos projetos realizados em 2008 e 2010, foi elaborado um projeto similar, iniciado em 2012, o qual previu as mesmas atuações em mais 25 subesta-ções consideradas críticas no que diz respeito à média de pon-tos quentes nas inspeções termográficas realizadas.

Neste projeto de melhoria, inicialmente, foi levantado todo o histórico de pontos quentes detectados nas subestações da Energisa no ano de 2011, incluindo todos os equipamentos, componentes e diagnósticos conforme demonstrado na Fig. 2. Todos os pontos quentes detectados foram divididos em dois grandes grupos:

TIPO 1: todos os pontos quentes associados aos contatos fixos com móveis e às articulações nas chaves seccionadoras, incluindo todos os graus de criticidade (imediato, programado e não-programado)

TIPO 2: todos os pontos quentes associados a conectores, conexão de células capacitivas, pinos das buchas dos equipa-mentos, corpos dos equipamentos e cabos condutores, incluin-do toincluin-dos os graus de criticidade (imediato, programaincluin-do e não-programado)

Concluído este levantamento, base de todo o trabalho, foi elaborado um ranking das subestações e calculada a média de pontos quentes em cada instalação. Foi levado em considera-ção que aqueles pontos quentes definidos como Contato Fixo com Móvel e Articulação (tipo 1) não sofreriam atuações e, portanto não poderiam ser considerados como possíveis pontos de redução do problema no projeto. As medidas a serem ado-tadas na redução de pontos quentes, neste momento, terão

im-pacto direto nos pontos quentes relacionados aos conectores, conexões, pinos das buchas dos equipamentos e cabos condu-tores de descida, ou seja, pontos quentes classificados como tipo 02.

Fig. 2: Componentes defeituosos detectados nas inspeções termográficas na Energisa em 2011.

Após o levantamento das informações com base nos resul-tados das inspeções realizadas em 2011, foi realizado um le-vantamento minucioso em campo, nas subestações definidas, a fim de quantificar todo o material necessário nas respectivas adequações.

Desta forma, as medidas foram colocadas em prática e a i-deia inicial era atuar nas subestações seguindo sua ordem de criticidade determinada. No entanto, devido à logística das equipes e da disposição do material, as atuações iniciaram nas subestações Pombal (PBL) e Cajazeiras (CJZ).

O cronograma foi reajustado com o intuito de se adequar ao planejamento de manutenção de equipamentos em subestações vigente naquele ano e conforme as execuções das manutenções preditivas/preventivas pode-se aproveitar as equipes na execu-ção das substituições das conexões nas subestações. Ressalta-se ainda que, em paralelo, também há o trabalho de adequação das conexões durante as correções dos pontos quentes críticos identificados ao longo das inspeções conforme critérios já mencionados. As novas subestações mais recentes também já estão sendo construídas levando-se em consideração a adequa-ção das conexões aqui descrita.

F. Análises e Resultados, Custos e Benefícios

Com a técnica tradicional de “limpar e apertar” se efetua procedimentos para corrigir conexões frouxas e contatos po-bres, e desta forma, todas as conexões, pontos e junções de contato, recebem fisicamente manutenção, necessitando ou não. Geralmente esse procedimento não permite determinar se a falha foi corrigida. O diferencial das ações aqui previstas é proporcionar o desaparecimento dos pontos quentes nas cone-xões.

As variações térmicas sofridas pelos elementos elétricos também podem ter temperaturas originadas pela energia infra-vermelha existente na superfície do elemento. Elas podem ser causadas por: incremento da resistência, uma vez que a energia térmica gerada por um componente elétrico é diretamente pro-porcional ao quadrado da corrente multiplicado pela resistên-cia, flutuação da carga, harmônicos, aquecimento indutivo, convecção, capacitância térmica e evaporação.

Em relação às causas relacionadas com as diferenças na temperatura real apenas três indicam problemas em um sistema elétrico: incremento da resistência, harmônicos e aquecimento por indução. As restantes farão mudanças reais de temperatura na superfície do componente, mas não indicam falhas elétricas. As conexões entre condutores e equipamentos através de terminais devem ser termicamente compatíveis, para se evitar efeito galvânico, evitando-se corrosões entre os materiais, o que provoca resistência, dificultando a passagem da corrente elétrica e consequentemente aquecimento indesejado. Uma conexão parafusada com incremento de resistência provoca calor e este se dirige a barra condutora.

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

A ideia deste projeto é providenciar a adequação das cone-xões das subestações mais críticas no que diz respeito a pontos quentes, tipo 2, tendo como referências o tipo de cabo do bar-ramento da instalação em questão e os pinos das buchas de cada equipamento, os quais são, na maioria das vezes, de co-bre. As medidas aqui propostas consistem na adequação das conexões se utilizando dos tipos de conectores terminais corre-tos, sendo estes associados às chaves e equipamentos das sub-estações: pino-cabo, pino-chapa ou chapa-cabo, sendo este último a grande maioria no sistema da Energisa. Na tabela IV são apresentadas as principais ações a serem tomadas em cada caso específico.

TABELA III

MATERIAIS ADEQUADOS QUE DEVEM SER UTILIZADOS NAS CONEXÕES E CABOS.

TIPO DE CONECTOR DETALHAMENTO

PINO-CABO

Mais comuns nos religadores. Os pinos das buchas dos reli-gadores são de cobre, sendo necessária, neste caso, a utili-zação do cabo de cobre para a devida adequação

PINO-CHAPA

Utilizados para evitar a substi-tuição do condutor de descida. Aqui seria a aplicação do cha-pa-chapa entre o equipamento pino-chapa e o chapa-cabo as-sociado ao condutor de descida em questão

CHAPA-CABO

Mais comuns em disjuntores, chaves e alguns religadores. Nestes casos, a adequação será necessária quando da utilização do cabo de alumínio visto que as chapas destes equipamentos são de cobre.

Com este projeto espera-se reduzir cerca de 30% a média de pontos quentes das subestações, quando da conclusão das medidas a serem efetivadas, prevendo atuações nas anomalias aqui classificadas como tipo 2. Espera-se que esta redução acarrete também, de forma proporcional, uma redução nos custos atuais de manutenções corretivas e dos riscos de desli-gamentos intempestivos do sistema de distribuição 69 kV, a-lém da otimização dos recursos, visto que as equipes ficarão mais disponíveis para atuarem nas manutenções preditivas e preventivas.

A média de pontos quentes realizada em 2011 foi 19 pontos (incluindo todos os pontos tipos I e II detectados) por subesta-ção e com este projeto pretende-se reduzir a média para 13 pontos quentes. Atualmente, resultante das ações que vem sen-do realizadas em paralelo quansen-do da retirada sen-dos pontos quen-tes detectados nas inspeções realizadas e após 100% de ade-quação das conexões em 08 subestações, o valor atual da mé-dia de pontos quentes dos últimos 12 meses já caiu para 11,4.

Fig. 3: Ilustração dos tipos de pontos quentes tipo 1(vermelho) e tipo 2(verde) numa subestação.

III. CONCLUSÕES

A decisão da Energisa em desenvolver um projeto com o objetivo de reduzir pontos quentes por subestação tem como base uma experiência já realizada em duas de suas subestações nos anos de 2008 e 2010, onde se obteve bons resultados a baixos custos. Foram avaliadas as reincidências de variações de temperatura em função da corrente aplicada em conectores elétricos, quando não são observadas as condições de compa-tibilidade de metais e, constatado o problema, quando da apli-cação de conectores chapa-cabo bimetálico com condutores de alumínio.

Conforme resultados preliminares já obtidos, constatou-se que se deve observar os tipos de metais envolvidos e ligados junto às emendas/conexões para garantir o seu bom desempe-nho e conservação, evitando assim as corrosões galvânicas. Estas corrosões podem ocorrer entre condutores e conexões, bem como, entre condutores e descidas, ou ainda em outros trechos na ligação de partes metálicas com o sistema. Além da questão da inadequada interligação de partes metálicas ao sis-tema, existe ainda o fator relacionado a condutores com suas fixações soltas ou com aplicação incorreta do torque. Todas essas questões devem ser levadas em consideração na prática a fim de se evitar/atenuar os pontos quentes

Através da padronização dos procedimentos, do aprendiza-do contínuo e da aquisição e utilização de materiais adequa-dos, busca-se com este projeto de melhoria, o alcance da má-xima disponibilidade dos equipamentos e o consequente au-mento da confiabilidade do sistema com a redução de pontos quentes no sistema, redução de custos com manutenções corre-tivas e otimização dos recursos disponíveis. Além disso, é im-portante ressaltar que o uso de cabos e conexões adequadas minimiza o surgimento de pontos quentes reincidentes, fato este que não ocorre no caso da simples substituição por um

novo conector de material ainda incompatível com o condutor em uso. As novas subestações da Energisa já estão sendo cons-truídas levando-se em consideração esta adequação de todas as suas conexões.

IV. REFERÊNCIAS

[1] dos Santos, Laerte; Bortoni, Edson C.; Barbosa, Luiz C.; Araújo, Reyler A.; Centralized vs. decentralized thermal IR inspection policy: Experi-ence from a major Brazilian electric power company; ConferExperi-ence 5782 Thermosense XXVII Proceedings of SPIE, vol. 5782, 2005.

[2] Newport, Ron; Electrical System Reliability utilizing Infrared Thermog-raphy; Newport Solutions 2002

[3] Lucier, R.; How to Guarantee Your Failure as an Infrared Thermogra-pher; InfraMation 2002

[4] Madding, R. P.; Leonard, K.; Orlove, G. L.; Important measurements that support IR surveys in substations; InfraMation 2002

[5] Lyon Jr., B. R.; Orlove, G. L.; Peters, D. L.; The relationship between current load and temperature for quasisteady state and transient condi-tions; InfraMation 2002

[6] J. Frate, D. G.; R. Vilandré, R. D.; Evaluation of overhead line and joint performance with high-definition thermography; IEEE 2000 [7] Tavares, S. G.; Andrade, R. M.; Metodologia de Ensaio e Análise de

Incerteza na Aplicação da Termografia; Metrologia 2003 [8] Veratti, A. B.; Termografia – Princípios e Aplicações; AGA 1984 [9] PRE-012-2005 – Procedimento de Execução – Inspeção Termográfica

em Subestações, Energisa, 2005.

V. BIOGRAFIA

Danielly Formiga P. de Moura nasceu em João

Pessoa-PB, Brasil. Recebeu os títulos de B.Sc. e M.Sc. em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal de Campina Grande (UFCG), em 2001 e 2003, respectivamente. Desde 2004 é engenheira eletri-cista na concessionária de distribuição do Estado da Paraíba - Energisa Paraíba, sendo no período entre 2004 e jun/2011 na área de operação do sistema e então na área de manutenção do sistema 69 kV até o momento.

Tercius Cassius Melo de Morais nascido o em

09/03/1979. Natural de João Pessoa-PB. Gradu-ado em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal de Campina Grande (UFCG) em 2003, MBA em Gestão Empresarial pela Fundação Getúlio Vargas (FGV) em 2007 e Mestre em Engenharia de Produção pela Universidade Federal da Paraíba (UFPB) em 2011. Possui experiência nas áreas de operação e manutenção de sistemas elétricos, tendo sido Coordenador de Operação (2004-2011) e desde então é Gerente de Manutenção da Transmissão, experiências na Energisa Paraíba.