Figura 3.1 Área geográfica da Gerência Regional Leste
o envio do equipamento para a subestação na qual acontecerá a substituição.
3.2
Dados dos Transformadores para Instrumentos
Para o estudo de caso contemplado por este trabalho, o dimensionamento do estoque de sobressalentes de TI levou em conta o nível de tensão para cada tipo de equipamento. Foram tratados os TPI de 69 kV, TPC de 230 e 500 kV e TC de 69, 230 e 500 kV da GRL, por se tratar da maior gerência regional da empresa. Os TI de 138 kV não foram considerados neste trabalho por não apresentarem uma quantidade expressiva e por não possuírem registros de falhas nas ordens de serviço. O resumo dos TI em operação na GRL é apresentado na Figura3.2, enquanto que na Tabela 3.1, é ilustrado o número de TI de 69, 230 e 500 kV estratificados por subestação.
Para atender a esta demanda de equipamentos e manter um nível aceitável de confiabi- lidade do sistema, é conveniente usar um estoque de equipamentos reservas, especialmente no caso de TI, em que é grande o número de equipamentos em operação, de maneira que a substituição seja imediata, mantendo o sistema operando mesmo se algum componente falhar. A Tabela 3.2apresenta um resumo do número de equipamentos do sistema, onde N representa o número de TI em operação e n o número de reservas no almoxarifado da GRL.
O custo para aquisição de equipamentos reservas é apresentado na Tabela 3.3, enquanto que na Tabela 3.4, é ilustrado o custo anual de investimento para o sistema
3.2. DADOS DOS TRANSFORMADORES PARA INSTRUMENTOS
Figura 3.2 Relação dos 2301 Transformadores para Instrumentos em operação na GRL
atual, a ser amortizado ao longo da vida útil do equipamento a uma taxa de 15% ao ano (Silva et al.,2010;Chowdhury,2005;Costa,2009).
O custo anual de investimento é calculado por
Cinv= n ×CT ×CF 3.1 onde n é o número de TI reservas disponíveis no estoque, CT é o custo de aquisição de
um TI novo em R$ e CF é o fator usado para converter o valor presente em anual (Silva
et al.,2010;Costa,2009), calculado por
CF = j× (1 + j) np (1 + j)np− 1 3.2
onde j é a taxa de juros e npé o período (vida útil) em anos.
3.2.1
Parâmetros do Sistema
No que se refere aos TI de subestação, existe dois modos predominantes de falhas: 1) reparáveis no campo e 2) não-reparáveis no campo. O tempo de instalação ou de reparo em campo de um TI é de normalmente um a dois dias, o qual é muito inferior ao tempo necessário para reconstrução (em caso de falhas catastróficas) ou aquisição de um equipamento novo, que é em média um ano.
3.2. DADOS DOS TRANSFORMADORES PARA INSTRUMENTOS
Tabela 3.1 Número de Transformadores para Instrumentos Estratificados por Subestação
Subestação 69 kV 230 kV 500 kV TC TPI TC TPC TC TPC Açu II 31 8 21 10 0 0 Angelim II 0 0 0 6 64 24 Angelim 45 14 63 52 0 0 Bongi 72 20 30 13 0 0 Bela Vista 6 3 0 0 0 0 Campina Grande II 44 8 57 38 0 0 Campina Grande I 17 3 0 0 0 0 Currais Novos II 15 5 3 0 0 0 Coteminas 0 0 12 11 0 0 Goianinha 58 13 27 19 0 0 Joairam 24 9 26 26 0 0 Maceió 18 12 18 4 0 0 Mussuré II 53 15 21 10 0 0 Mirueira 81 8 18 16 0 0 Messias 0 0 30 31 27 8 Natal II 79 23 24 13 0 0 Penedo 49 14 9 6 0 0 Pau Ferro 19 14 27 19 0 0 Pirapama II 67 13 21 11 0 0 Paraíso 0 0 15 15 0 0 Recife II 12 8 75 61 48 23 Ribeirão 54 14 15 9 0 0 Rio Largo II 42 9 21 18 0 0 Santana do Matos II 7 5 0 0 0 0 Santa Cruz II 4 5 9 0 0 0 Tacaimbó 32 14 24 21 0 0 Total 832 237 566 409 139 55 Dados de setembro de 2010
No caso particular dos TI, nem toda falha não-reparável em campo é catastrófica. Desta forma, em alguns casos pode ser mais conveniente reparar o equipamento em oficina, devido aos baixos custos de reparo e transporte, resultando em uma falha não- reparável no campo. Assim, para obtenção dos parâmetros do sistema, foram considerados apenas os eventos em que houve a necessidade de substituição do equipamento, sendo desconsiderados os reparos realizados em campo.
As informações referentes ao histórico de ocorrência de falhas foram extraídas das ordens de serviço das equipes de manutenção no período de janeiro de 2006 a agosto de 2010. Ao todo foram registradas 125 ocorrências com a substituição do TI, a partir das quais foi calculada a taxa de falhas como parâmetro de confiabilidade. A Tabela 3.5ilustra a taxa de falhas λ de TI na CHESF calculadas a partir da expressão2.5no período considerado, classificadas por tipo e tensão. É importante salientar que nem toda
3.2. DADOS DOS TRANSFORMADORES PARA INSTRUMENTOS
Tabela 3.2 Número de Transformadores para Instrumentos do Sistema
Equipamento 69 kV 230 kV 500 kV N n N n N n TC 832 63 566 32 139 2 TPC - - 409 4 55 3 TPI 237 13 - - - - Total 1069 76 975 36 194 5 Dados de setembro de 2010
Tabela 3.3 Custo de Aquisição de Transformadores para Instrumentos
Equipamento 69 kV 230 kV 500 kV Total TC 12.000,00 22.000,00 53.000,00 87.000,00 TPC - 30.000,00 50.000,00 80.000,00
TPI 10.000,00 - - 10.000,00
Total 22.000,00 52.000,00 103.000,00 117.000,00
substituição foi resultado de uma falha no equipamento, sendo, em alguns casos, fruto de melhorias no sistema. No entanto será utilizado, sem perda de generalidade, o termo falhapara ambas situações.
Da mesma forma, os tempos para reparo foram obtidos através dos registros das ordens de serviço do CORE que gerencia o reparo destes equipamentos em oficina, os quais indicam os valores médios de amostras de tempos para reparo, usados como aproximação para oMTTR, representando o parâmetro de mantenabilidade. A Tabela 3.6ilustra os 153 reparos no período sob consideração. Nota-se que não foram registrados os tempos para reparo nos TC de 230 e 500 kV, haja vista que a oficina de reparo não tem estrutura para realizar grandes reparos nestes equipamentos. Nestes casos, decide-se pelo descarte ou remanufaturamento através de contrato com o fabricante, sendo assim tratado como um sistema não-reparável com taxa de reparo igual a um ano.
Ao contrário do registro das falhas, o tempo para reparo não levou em consideração a gerência regional na qual o equipamento foi retirado de operação. De fato, o tempo para reparo não depende da origem do equipamento, podendo ser registrado de forma indepen- dente. É importante salientar que nem todas as informações têm registro oficial, sendo obtidos através de profissionais do CORE e da Divisão de Manutenção de Equipamentos de Transformação e Serviços Auxiliares (DOMA).
3.3. ESTATÍSTICA DESCRITIVA DOS TRANSFORMADORES PARA