PLANEJAMENTO DA MANUTENÇÃO PREVENTIVA

A manutenção preventiva é um programa de inspeção rotineira e execução de prováveis reparos, que visa diminuir a degradação dos equipamentos. Em muitas concessionárias de geração, a atividade de manutenção é realizada somente em resposta às falhas nos equipamentos. Esse tipo de atitude pode ter impactos severos, uma vez que a falha de um único componente, por mais simples que seja, pode ocasionar a saída de operação de um equipamento por completo do sistema.

Um plano de manutenção preventiva bem elaborado garante uma operação continua do sistema e diminui o risco das saídas não planejadas dos equipamentos. Os desligamentos programados ocorrem durante os períodos de inatividade ou quando os equipamentos são menos solicitados. Como resultado, os problemas podem ser detectados com antecedência e medidas corretivas podem ser tomadas antes que danos de maiores proporções ocorram.

Os trabalhos encontrados na literatura que se referem ao planejamento da manutenção preventiva abordam o tema com dois enfoques diferentes: custo da manutenção [HKH66, ZQ77, MMEP91 e MS99] e o nível de confiabilidade do sistema [CP72, G72, K79, AHLM03 e BA03]. Alguns trabalhos propuseram metodologias em que uma combinação de critérios econômicos (custo da manutenção, produção, etc.) e técnicos (confiabilidade) foram utilizados para orientar o planejamento da manutenção preventiva [MMEP91 e AHLM03].

Nesta subseção é mostrado como a ferramenta de análise de confiabilidade da geração que foi desenvolvida pode ser utilizada para auxiliar na definição de um plano de manutenção preventiva, tendo como foco o nível de confiabilidade do sistema. Para ilustrar o planejamento da manutenção preventiva, foi considerado que a configuração RTS-96HW com adição de 600 MW de unidades eólicas foi selecionada como a opção mais viável para o sistema. Essa configuração foi denominada de RTS-96HW2.

O objetivo foi propor um plano de manutenção preventiva para a configuração RTS-96HW2 em que o maior número possível de unidades fosse retirado para manutenção preventiva no período de um ano, sem, no entanto, comprometer o nível de confiabilidade do sistema. Para julgar o plano de manutenção, estabeleceu-se que o sistema deveria sobreviver às piores condições de operação (previstas no cenário crítico), obedecendo aos limites definidos como aceitáveis: LOLESTATIC-C ≤ 2 horas por ano e LOLESPIN-C ≤ 20 horas por ano. Adicionalmente, para representar as restrições impostas pela limitação de mão de obra para realizar os serviços de inspeção e reparado, assumiu-se que em uma mesma semana somente três unidades poderiam ser simultaneamente retiradas para manutenção preventiva.

A heurística apresentada a seguir foi utilizada para definir quais unidades e quando elas poderão ser retiradas para manutenção preventiva:

i) organize as unidades geradoras em ordem decrescente de capacidade, de modo que a unidade de maior capacidade ocupe a primeira posição da lista, em seguida a segunda maior capacidade, e assim por diante;

ii) avalie a confiabilidade do sistema sem considerar as unidades em manutenção preventiva e calcule o índice Prob{M}SPIN-C para cada semana;

iii) selecione as semanas que apresentam os menores valores para o índice Prob{M}SPIN-C e considere que a primeira unidade da lista está em manutenção nessas semanas, respeitando o período necessário para

realizar a inspeção e reparos, conforme mostrado no Apêndice A, Tabela A.2.

iv) reavalie a confiabilidade do sistema e calcule o índice Prob{M}SPIN-C para cada semana;

v) verifique se o critério de confiabilidade não é violado, i.e., LOLESTATIC-C ≤ 2 horas por ano e LOLESPIN-C ≤ 20 horas por ano. Caso os valores para a LOLE estejam dentro dos limites, agende a manutenção preventiva da unidade no período selecionado anteriormente e prossiga no passo (vi). Caso contrário, a manutenção não pode ser realizada, exclua a unidade da lista e vá para o passo (vi);

vi) identifique as semanas com os menores valores para o índice Prob{M}; vii) selecione a próxima unidade da lista e retorne ao passo (iii).

Os passos anteriores possibilitam elaborar um plano de manutenção preventiva para as unidades geradoras tal que os períodos em que as unidades ficam em manutenção são distribuídos ao longo do ano entre as semanas em que há uma maior margem de reserva, de modo a manter o nível de confiabilidade dentro do padrão pré-estabelecido. Para tal, o índice que mede o risco de o sistema não ter reserva sincronizada suficiente para atender a carga na hipótese da falta da maior máquina sincronizada (Prob{M}SPIN) foi utilizado.

A Tabela 5.8 apresenta o plano de manutenção obtido para a configuração RTS-96HW2 empregando a heurística apresentada anteriormente. Percebe-se que essa heurística prioriza as unidades de maior capacidade, as quais representam maior dificuldade para ser retiradas do sistema. Para o plano de manutenção mostrado na Tabela 5.8, a configuração RTS-96HW2 apresentou os seguintes valores para o índice LOLE: LOLESTATIC-C = 1,050 hora por ano e LOLESPINC-C = 19,48 horas por ano. Nota-se que se fosse adotado como critério observar apenas o desempenho da reserva estática seria possível agendar a manutenção de outras unidades geradoras, uma vez que o valor obtido para o LOLESTATIC-C apresenta uma folga considerável em relação ao valor limite de 2 horas por ano.

A Figura 5.10 compara a variação semanal do índice Prob{M}SPIN-C obtidos antes e após a consideração do plano de manutenção. Observa-se que como as unidades foram retiradas para manutenção nos períodos em que o sistema apresentava maior nível de reserva, afetou-se minimamente o seu desempenho, em termos de confiabilidade.

Tabela 5.8: Plano de Manutenção Preventiva – Sistema RTS-96HW2

Identificação da Usina No. De Unidades Classe de Geração Semanas em Manutenção 10 1 U400 34, 35, 36, 37, 38 e 39 11 1 U400 34, 35, 36, 37, 38 e 39 23 1 U400 34, 35, 36, 37, 38 e 39 24 1 U400 10, 11, 12, 13, 14 e 15 36 1 U400 11, 12, 13, 14, 15 e 16 37 1 U400 13, 14, 15, 16, 17 e 18 13 1 U350 5, 6, 7, 8 e 9 26 1 U350 5, 6, 7, 8 e 9 18 1 U50 9 e 10 7 1 U12 10 e 11

5.6 CONCLUSÕES

No Capítulo 5, mostrou-se, primeiramente, como a metodologia desenvolvida pode ser utilizada para subsidiar os planejadores e operadores a definirem padrões de confiabilidade para sistemas de geração, bem como critérios para o planejamento. Em seguida foram mostradas as semelhanças e divergências entre a metodologia proposta e o método PJM. Finalmente, foram apresentados os modelos utilizados para representar os erros na previsão de carga de curto e longo prazo, bem como os erros nas estimativas de curto prazo para a produção eólica. Também, mostrou-se como a ferramenta pode ser utilizada para auxiliar na elaboração do cronograma de manutenção preventiva.

Por meio dos casos analisados envolvendo as configurações do sistema IEEE RTS-96 foi mostrado como os índices de confiabilidade podem ser utilizados para definir padrões. Como exemplo, utilizou-se o índice LOLE, para o qual foram estabelecidos limites máximos, considerando os prováveis cenários de operação a serem experimentados durante a operação do sistema: normal e

crítico. O cenário normal corresponde a uma média de todas as condições

operativas representadas pelas séries históricas hidrológicas e eólicas, devidamente ponderadas. Para o cenário crítico, consideraram-se somente as condições mais estressantes de operação, como por exemplo, a ocorrência simultânea da pior hidrologia com a pior série eólica.

Para a reserva estática, tomando-se como base os valores médios do índice LOLE para o cenário normal (LOLESTATIC-N) e para o cenário crítico (LOLESTATIC- C), ficaram estabelecidos como limites aceitáveis os valores de 1,0 hora por ano e 2,0 horas por ano, respectivamente. Para a reserva girante, estabeleceram-se os seguintes valores: LOLESPIN-N ≤ 10 horas por ano e LOLESPIN-C≤ 20 horas por ano.

Para os valores mencionados anteriormente, verificou-se que a configuração RTS-96H é adequada tanto do ponto de vista da reserva estática quanto da

reserva girante. Entretanto, ao se fazer a substituição da unidade térmica de 350 MW por 1526 MW eólicos, observou-se que o sistema, embora continue adequado do ponto de vista da reserva estática, não atende aos critérios estabelecidos para a reserva girante.

Mostrou-se também que outra maneira de estabelecer critérios para o planejamento é basear-se na distribuição de probabilidade associada aos índices estimados. Novamente, tomando-se o índice LOLE como exemplo, foram definidos os seguintes limites: Risco{LOLESTATIC-N > 1 hora/ano} < 10% e Risco{LOLESPIN-N > 10 horas/ano} < 10%. Também neste caso verificou-se que a configuração RTS-96H atende aos critérios da reserva estática e girante. Porém, ao substituir a unidade térmica por unidades eólicas o sistema deixa de ser adequado do ponto de vista da reserva girante.

Os índices obtidos para a reserva não-girante tanto da configuração RTS-96H quanto da RTS-96HW demonstraram que havia pouca reserva de boa qualidade no sistema. Duas alternativas de correção foram analisadas: acrescentar mais 600 MW de potência eólica ou instalar uma unidade térmica a gás de 50 MW. Ambas as alternativas tornaram a configuração RTS-96HW adequada do ponto de vista da confiabilidade da reserva girante. Porém, uma análise mais detalhada, a qual inclua aspectos econômicos tais como, custo de investimento, operação e manutenção e o custo da confiabilidade, seria necessária para apontar corretamente qual alternativa é a mais viável.

No que se refere às semelhanças e divergências entre a metodologia proposta e o PJM, pôde-se verificar que o último calcula a probabilidade de a geração sincronizada programada para um determinado período (e.g.: duas horas) não ser capaz de atender à carga, condicionada à premissa de que no instante inicial da análise são conhecidas as unidades disponíveis e suas respectivas capacidades. No caso da metodologia proposta, parte-se do princípio que as unidades estão sujeitas às falhas, reparos e variações das capacidades devido a fatores externos (e.g. hidrologia, vento, etc.), ao longo do período de avaliação. Quando se força na metodologia proposta uma condição semelhante

à do PJM, reduzindo-se o tempo médio de reparo das unidades, garante-se que no início de cada intervalo de uma hora as unidades estarão disponíveis. Desse modo, cada intervalo terá uma interpretação semelhante à do PJM.

Com relação à representação das incertezas, tanto no crescimento da carga quanto nos valores previstos da produção eólica, pôde-se perceber, por meio da análise utilizando a configuração RTS-96HW, que a consideração destas incertezas tem um impacto significativo. Além disso, percebe-se a importância de se investir no aprimoramento das técnicas e modelos de previsão, visto que quanto menores forem os erros entre as estimativas e os valores reais observados, melhor será avaliação do desempenho do sistema e, consequentemente, mais precisas serão as decisões de investimentos.

No que tange a elaboração de um plano de manutenção preventiva, pôde-se perceber que ao considerar os índices associados à reserva girante, embora, dificulte a retirada de um número maior de máquinas para a manutenção preventiva, garante-se que o sistema não enfrentará problemas críticos na operação por insuficiência de geração sincronizada.