La gravure plasma de structures à fort rapport d'aspect dans le silicium est une étape clé dans la fabrication de microsystèmes et de composants de microélectronique de puissance. L'objectif de ce travail est de développer un procédé de gravure profonde du silicium, qui fonctionne à plus haute température de substrat que le procédé cryogénique en chimie plasma SF6/O2 et qui présente une meilleure stabilité en température et en concentration de gaz passivant(s). Dans ce but, de nouvelles voies de passivation non polymérisante ont été explorées. Nous avons évalué les possibilités de passivation par l'apport de SO2 en remplacement de O2. A température cryogénique, les propriétés de gravure sont semblables en plasma SF6/SO2 et SF6/O2 ; elles sont corrélées aux densités de neutres mesurées par spectrométrie de masse et actinométrie. La majeure partie des recherches a été consacrée à l'étude de la molécule SiCl4 comme précurseur de passivation. Nous avons au préalable analysé les interactions entre espèces générées en plasma SF6/SiCl4. Les expériences de caractérisation du plasma montrent que les réactions aux parois entre atomes F et espèces SiClx contrôlent la chimie du plasma et donc les propriétés de gravure du silicium. En mélange SF6/O2/SiCl4, ces réactions influent également sur la vitesse de gravure du substrat, mais l'ajout de SiCl4 à SF6/O2 a surtout pour effet de favoriser l'attaque chimique latérale. Nous avons finalement étudié la possibilité de former une couche de passivation par plasma SiCl4/O2 à température de substrat de -20 °C. Les résultats de cette étude permettent de proposer un nouveau procédé, basé sur l'alternance d'étapes de gravure par plasma SF6 et d'étapes de passivation par plasma SiCl4/O2.

Subestações blindadas são utilizadas por empresas de energia há mais de 50 anos. Muitas destas subestações estão em operação até os dias de hoje, sem qualquer modificação em seu projeto original, e ainda assim continuam operando sem apresentar problemas ou indícios de fadiga. Isto pode ser atribuído a sua qualidade construtiva em conjunto com o material isolante utilizado por este tipo de equipamento, o Hexafluoreto de Enxofre (SF6). Este gás possui todas as características desejáveis para manter adequadas as propriedades dielétricas da subestação, além de ser inerte e extremamente estável. O tempo de vida nominal de uma subestação blindada pode ser de 30 a 50 anos, dependendo de suas características ou recomendação do fabricante. A proximidade, ou até a ultrapassagem, do final do tempo de vida gera preocupação às empresas detentoras destes equipamentos antigos no que diz respeito a operação da subestação com segurança. Outro aspecto importante está relacionado a vazamentos de gás na atmosfera, pois o SF6 está entre os elementos mais danosos para o efeito estufa. Por estas razões este trabalho apresenta o desenvolvimento de um sistema para monitoramento de vazamentos e também de parâmetros indicativos do gás SF6 em uma subestação blindada antiga. O objetivo principal foi de desenvolver um sistema com dados históricos para se realizar estudos a respeito do comportamento do gás. A subestação utilizada neste trabalho não possuía nenhum sistema de monitoramento online. Assim, foi desenvolvido um sistema de tempo real para coletar dados de densidade do gás e de ponto de orvalho nos compartimentos da subestação. O sistema de coleta de dados foi instalado em três bays de uma subestação. Foram instalados sensores para medir estas duas grandezas, e também, módulos de aquisição de dados de baixo custo que se comunicam por meio de protocolos padrão e abertos. A partir do sistema instalado, no longo prazo, se espera a redução de vazamentos de gás com a possibilidade de inspeções online. Pode ser atribuído como resultado do trabalho a redução de custos, pois os dados históricos com indicativos favoráveis permitem estender o tempo entre manutenções preventivas. Como resultado complementar deste trabalho, o monitoramento de perdas de gás se torna mais eficiente e rápido, colaborando, assim com as expectativas ambientais atuais. / Gas Insulated Substations (GIS) are used by energy companies for over 50 years. Many early substations have been in operation until the present day, without any modification in its original design, and still are operating without problems or indications of fatigue. This can be attributed to its constructive quality along with the insulating material used for this type of equipment, the gas sulfur hexafluoride (SF6). This gas has all the desirable features for maintaining the dielectric of the substation as well as being inert and extremely stable. The nominal lifetime of a GIS substation can be 30 to 50 years, depending on their characteristics or manufacturer\'s recommendation. The proximity, or even exceeding, the lifetime generates concern to companies holding these old equipment as regards the operation of the substation safely. Another important aspect is related to gas leakages into the atmosphere because SF6 is among the most damaging elements to the greenhouse effect. Therefore, this work presents the development of a system for monitoring leakage and also indicative parameters of SF6 gas at an old GIS. The main objective was to develop a system with historical data to conduct studies about the behavior of the gas. The substation used for this work had no online monitoring system. Thus, it was developed a real-time system for collecting data of gas density and dew point in the compartments of the substation. The data collection system was installed in three bays of the substation. Sensors were installed to measure these two quantities, and also low cost data acquisition modules which communicate via standard and open protocols. In long term, with the system, there should be a reduction of gas leakages with the possibility of online inspections of the gas. May be assigned as a result the reduction of costs, since the historical data with good indicative allows extending the time for preventative maintenance. As additional result of this work, it is expected that the monitoring of leakage become more efficient and faster, thus contributing to the current environmental expectations.

Subestações blindadas são utilizadas por empresas de energia há mais de 50 anos. Muitas destas subestações estão em operação até os dias de hoje, sem qualquer modificação em seu projeto original, e ainda assim continuam operando sem apresentar problemas ou indícios de fadiga. Isto pode ser atribuído a sua qualidade construtiva em conjunto com o material isolante utilizado por este tipo de equipamento, o Hexafluoreto de Enxofre (SF6). Este gás possui todas as características desejáveis para manter adequadas as propriedades dielétricas da subestação, além de ser inerte e extremamente estável. O tempo de vida nominal de uma subestação blindada pode ser de 30 a 50 anos, dependendo de suas características ou recomendação do fabricante. A proximidade, ou até a ultrapassagem, do final do tempo de vida gera preocupação às empresas detentoras destes equipamentos antigos no que diz respeito a operação da subestação com segurança. Outro aspecto importante está relacionado a vazamentos de gás na atmosfera, pois o SF6 está entre os elementos mais danosos para o efeito estufa. Por estas razões este trabalho apresenta o desenvolvimento de um sistema para monitoramento de vazamentos e também de parâmetros indicativos do gás SF6 em uma subestação blindada antiga. O objetivo principal foi de desenvolver um sistema com dados históricos para se realizar estudos a respeito do comportamento do gás. A subestação utilizada neste trabalho não possuía nenhum sistema de monitoramento online. Assim, foi desenvolvido um sistema de tempo real para coletar dados de densidade do gás e de ponto de orvalho nos compartimentos da subestação. O sistema de coleta de dados foi instalado em três bays de uma subestação. Foram instalados sensores para medir estas duas grandezas, e também, módulos de aquisição de dados de baixo custo que se comunicam por meio de protocolos padrão e abertos. A partir do sistema instalado, no longo prazo, se espera a redução de vazamentos de gás com a possibilidade de inspeções online. Pode ser atribuído como resultado do trabalho a redução de custos, pois os dados históricos com indicativos favoráveis permitem estender o tempo entre manutenções preventivas. Como resultado complementar deste trabalho, o monitoramento de perdas de gás se torna mais eficiente e rápido, colaborando, assim com as expectativas ambientais atuais. / Gas Insulated Substations (GIS) are used by energy companies for over 50 years. Many early substations have been in operation until the present day, without any modification in its original design, and still are operating without problems or indications of fatigue. This can be attributed to its constructive quality along with the insulating material used for this type of equipment, the gas sulfur hexafluoride (SF6). This gas has all the desirable features for maintaining the dielectric of the substation as well as being inert and extremely stable. The nominal lifetime of a GIS substation can be 30 to 50 years, depending on their characteristics or manufacturer\'s recommendation. The proximity, or even exceeding, the lifetime generates concern to companies holding these old equipment as regards the operation of the substation safely. Another important aspect is related to gas leakages into the atmosphere because SF6 is among the most damaging elements to the greenhouse effect. Therefore, this work presents the development of a system for monitoring leakage and also indicative parameters of SF6 gas at an old GIS. The main objective was to develop a system with historical data to conduct studies about the behavior of the gas. The substation used for this work had no online monitoring system. Thus, it was developed a real-time system for collecting data of gas density and dew point in the compartments of the substation. The data collection system was installed in three bays of the substation. Sensors were installed to measure these two quantities, and also low cost data acquisition modules which communicate via standard and open protocols. In long term, with the system, there should be a reduction of gas leakages with the possibility of online inspections of the gas. May be assigned as a result the reduction of costs, since the historical data with good indicative allows extending the time for preventative maintenance. As additional result of this work, it is expected that the monitoring of leakage become more efficient and faster, thus contributing to the current environmental expectations.

Cette étude concerne les isolants support, utilisés dans l'appareillage haute tension blindé sous pression gazeuse. La réduction de la taille du matériel est une demande constante pour des questions de coût. Elle impacte directement les isolants et l'optimisation diélectrique est rendue nécessaire. On peut considérer que les points qui nécessitent une attention particulière sont : La zone de point triple : point de jonction entre un isolant, le gaz et le métal, zone sensible aux décharges partielles et aux particules qui peuvent s'y accumuler. Les particules métalliques qui peuvent se trouver à l'intérieur du système haute-tension et les problèmes d'accumulation de la charge sur la surface de l'isolant qui peuvent réduire sa tenue diélectrique lors de l'application d'une surtension. Ces trois points représentent la base de départ de cette étude qui caractérise la multitude de phénomènes complexes qui apparaissent en présence de haute tension.

Cette étude concerne les isolants support, utilisés dans l'appareillage haute tension blindé sous pression gazeuse. La réduction de la taille du matériel est une demande constante pour des questions de coût. Elle impacte directement les isolants et l'optimisation diélectrique est rendue nécessaire. On peut considérer que les points qui nécessitent une attention particulière sont : La zone de point triple : point de jonction entre un isolant, le gaz et le métal, zone sensible aux décharges partielles et aux particules qui peuvent s'y accumuler. Les particules métalliques qui peuvent se trouver à l'intérieur du système haute-tension et les problèmes d'accumulation de la charge sur la surface de l'isolant qui peuvent réduire sa tenue diélectrique lors de l'application d'une surtension. Ces trois points représentent la base de départ de cette étude qui caractérise la multitude de phénomènes complexes qui apparaissent en présence de haute tension.

Filter holders and continuous air monitors (CAMs) are used extensively in the nuclear industry. It is important to minimize leakage in these devices and in recognition of this consideration, a limit on leakage for sampling systems is specified in ANSI/HPS N13.1-1999; however the protocol given in the standard is really germane to measurement of significant leakage, e.g., several percent of the sampling flow rate. In the present study, a technique for quantifying leakage was developed and that approach was used to measure the sealing integrity of a CAM and two kinds of filter holders. The methodology involves use of sulfur hexafluoride as a tracer gas with the device being tested operated under dynamic flow conditions. The leak rates in these devices were determined in the pressure range from 2.49 kPa (10 In. H2O) vacuum to 2.49 kPa (10 In. H2O) pressure at a typical flow rate of 56.6 L/min (2 cfm). For the two filter holders, the leak rates were less than 0.007% of the nominal flow rate. The leak rate in the CAM was less than 0.2% of the nominal flow rate. These values are well within the limit prescribed in the ANSI standard, which is 5% of the nominal flow rate. Therefore the limit listed in the ANSI standard should be reconsidered as lower values can be achieved, and the methodology presented herein can be used to quantify lower leakage values in sample collectors and analyzers. A theoretical analysis was also done to determine the nature of flow through the leaks and the amount of flow contribution by the different possible mechanisms of flow through leaks.

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Filter holders and continuous air monitors (CAMs) are used extensively in the nuclear industry. It is important to minimize leakage in these devices and in recognition of this consideration, a limit on leakage for sampling systems is specified in ANSI/HPS N13.1-1999; however the protocol given in the standard is really germane to measurement of significant leakage, e.g., several percent of the sampling flow rate. In the present study, a technique for quantifying leakage was developed and that approach was used to measure the sealing integrity of a CAM and two kinds of filter holders. The methodology involves use of sulfur hexafluoride as a tracer gas with the device being tested operated under dynamic flow conditions. The leak rates in these devices were determined in the pressure range from 2.49 kPa (10 In. H2O) vacuum to 2.49 kPa (10 In. H2O) pressure at a typical flow rate of 56.6 L/min (2 cfm). For the two filter holders, the leak rates were less than 0.007% of the nominal flow rate. The leak rate in the CAM was less than 0.2% of the nominal flow rate. These values are well within the limit prescribed in the ANSI standard, which is 5% of the nominal flow rate. Therefore the limit listed in the ANSI standard should be reconsidered as lower values can be achieved, and the methodology presented herein can be used to quantify lower leakage values in sample collectors and analyzers. A theoretical analysis was also done to determine the nature of flow through the leaks and the amount of flow contribution by the different possible mechanisms of flow through leaks.

Après sa production dans des centrales, l'électricité est acheminée sur de longues distances à travers le réseau électrique qui comporte des appareils haute tension destinés à la protection des installations. Parmi ces dispositifs, le GIS (Gaz Insulated Switchgear), dans lequel l'isolation électrique est assurée par le gaz SF6, est très utilisé. Il est soumis à des normes de sécurité imposant, notamment, des seuils de température à ne pas dépasser durant son fonctionnement. La connaissance et la maîtrise des phénomènes électromagnétiques et thermiques à l'origine des augmentations de température dans le GIS sont des enjeux cruciaux. Elles permettent un dimensionnement plus rapide et plus précis des appareils, aboutissant à un unique essai de validation des critères fixés par les normes. Elles fourniront également des solutions visant à réduire les échauffements des GIS. Cette réduction est importante car elle permet la circulation d'un courant plus élevé dans le GIS, ce qui aboutit à une amélioration des performances de l'appareil. Les travaux effectués dans le cadre de cette thèse présentent une analyse des phénomènes électro-thermiques dans le GIS et plus précisément dans les jeux de barres. Ils permettent la détermination des paramètres influençant l'augmentation de température dans cette géométrie. La contribution de chaque mode de transfert de chaleur (convection, rayonnement) est estimée et discutée. Une modélisation numérique du champ de température induite par la circulation du courant dans les jeux de barres est également proposée, en tenant compte du couplage avec le champ de vitesse induit. / Electricity is produced by power stations and is transported throughout the electric-power transmission at long distances with high voltage apparatus. The GIS (Gas Insulated Switchgear) is widely used switchgear. The electric insulation is ensured by the gas SF6. Security IEC norms impose temperature rises not to be exceeded during GIS operating. It is important to know and control the electromagnetic and thermal phenomenons which generate temperature rises. The switchgear design could then be faster and more precise, leading to only one successful temperature rise test. Solutions to reduce temperatures could also be found. The temperature rise reduction is crucial as it allow a higher current flowing through the GIS and an increase of its efficiency. The word achieved during this thesis presents an analysis of electro-thermal phenomenons in GIS and, more precisely, in busbars. It leads to the determination of the parameters influencing temperature rises and of the heat transfers proportion which is assessed and discussed. A numerical modelization is carried out to examine the temperature rises induced by the current flow in busbars.

Transmission companies, in Brazilian electricity sector, are paid by the facilities available to the National Interconnected System - SIN. The different equipment on the transmission system are subject to the occurrence of defects, which can result in failure and may result in outages and / or operational constraints. These occurrences cause the application of a penalty, called Variable Portion, consisting of a discount in the amount of remuneration is provided. This thesis aims to support maintenance planning, aiming at the reduction of Variable Portions and of the negative financial impact caused by this penalty, by a new methodology to define a priority scale for maintenance actions in substations, based on the development of a Composite Risk Index (CRI) associated with each device. Two auxiliary indices are built: Basic Condition (BC) and Operating Condition (OC), representing the physical and functional characteristics of the equipment that can compromise their performance and contribute to the occurrence of failures. Their evaluation is helped by a Technical Capacity Index (TCI), which evaluates how much the equipment has been affected by wear and tear, in the assessment of the Basic Condition, and the classification of the equipment defects by degrees of severity, in the assessment of the Operating Condition. Two cascading Fuzzy Inference Systems of the Mandani type are used, the first in defining the BC, and the second to obtain the equipment CRI denoting maintenance priority, which may then be used in planning maintenance actions. The methodology is verified through an SF6 circuit breaker CRI assessment, and its priority scale for maintenance planning. The procedure for evaluating the SF6 circuit breakers reliability is evaluated through a comparison with a statistical approach, using real data collected from equipment installed in Eletrobras Eletronorte Transmission System, in Rondônia, Amazon region of Brazil. / As empresas transmissoras de energia, do setor elétrico brasileiro, são remuneradas pelas instalações disponibilizadas para o Sistema Interligado Nacional – SIN. Os diversos equipamentos do sistema de transmissão estão sujeitos à ocorrência de defeitos, os quais podem redundar em falhas e podem resultar em indisponibilidades e/ou restrições operativas. Estas ocorrências provocam a aplicação de uma penalização denominada Parcela Variável, que consiste em um desconto no valor da remuneração. Esta tese visa apoiar o planejamento da manutenção, com o objetivo de reduzir as Parcelas Variáveis e o impacto financeiro negativo, causado por esta penalização, por meio de uma nova metodologia para definir uma escala de prioridade para as ações de manutenções nas subestações, baseada no desenvolvimento de um Índice Composto de Risco (ICR) associado a cada equipamento. São desenvolvidos dois índices auxiliares: Condição Básica (CB) e Condição Operativa (CO), os quais representam as características físicas e funcionais do equipamento, que podem comprometer seu desempenho e contribuir para a ocorrência de falhas. Esta avaliação é realizada com o uso de um Índice de Capacidade Técnica (ICT), que avalia o quanto o equipamento foi afetado pelo desgaste, na avaliação da Condição Básica, e da classificação dos defeitos do equipamento em níveis de severidade, na avaliação da Condição Operativa. Dois Sistemas de Inferência Difusa do tipo Mandani, em um arranjo em cascata, são utilizados, o primeiro na definição da CB, e o segundo para obtenção do ICR que indica a prioridade de manutenção, o qual pode ser utilizado no planejamento das ações de manutenção. Esta metodologia é verificada por meio da avaliação do ICR de Disjuntores a Gás SF6, e sua escala de prioridade para o planejamento de manutenção. O procedimento para avaliação da confiabilidade dos Disjuntores a Gás SF6 é avaliado por meio de uma comparação com uma abordagem estatística, com o uso de dados reais coletados dos registros dos equipamentos instalados no Sistema de Transmissão da Eletrobras Eletronorte, em Rondônia, Região Amazônica do Brasil.