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A transformação digital na Operação
do Sistema Interligado Nacional
7 a 9 de junho de 2021 - CURITIBA - PR
Resultados da Implantação de um Polo de Atendimento Dedicado na Operação e
Manutenção de Subestações Teleassistidas
1-André de Freitas Queles;
2 - Roberto Teixeira Sniscalchi; 3 - Ednilson Soares Rocha; 4 - Allylson Thalles; 5 - Jairo
Lourenço.
Eletrobrás Furnas
Brasil
2 SUMÁRIO
Neste trabalho busca-se apresentar os resultados obtidos após a implantação de um Polo de Atendimento Dedicado (PAD) geograficamente próximo de um conjunto de 04 Subestações Teleassistidas da empresa Eletrobras Furnas.
Este PAD é constituído de mantenedores habilitados para executarem nas instalações sob sua responsabilidade: (i) as atividades de operação, como pré-operação, operação em tempo real e pós-operação; (ii) atividades de manutenções eletromecânica, eletroeletrônica e de telecomunicação do primeiro ao segundo nível, de forma autônoma; (iii) atividades de primeiro nível de linhas de transmissão; bem como (iv) as atividades administrativas, prioritariamente as relacionadas aos requisitos do SIN.
Primeiramente, far-se-á uma exposição das Práticas de Gestão adotadas, com destaques para as soluções apreendidas ou formatadas durante a sedimentação do PAD. Também, por meio de diversos exemplos, demonstrar como estas práticas impactaram os resultados obtidos após a implantação do PAD.
Do estudo estatístico das intervenções ocorridas neste período, evidenciar a evolução e caminhos de opção de práticas de manutenção, elucidando os ganhos auferidos em confiabilidade e disponibilidade com a adoção deste tipo de gestão para subestações teleassistidas.
Por fim, a partir da análise comparativa de vários cases de intervenções no SIN, anteriores versus posteriores à função mantenedor, quantificar os ganhos por meio de indicadores, tais como: tempo de atendimento; descontos por parcela variável (desligamentos programados ou outros desligamentos); dispêndio com pessoal (hora-homem, horas extras, diárias, deslocamentos), dentre outros.
Daí a importância deste trabalho, ao apresentar como o uso de tecnologias de teleassistências, aliadas a práticas de gestão adequadas, podem auferir ganhos econômico-financeiros, de confiabilidade, disponibilidade e segurança sistêmica das subestações do SIN.
PALAVRAS CHAVE
Teleassistência, Mantenedor, Operação e Manutenção, Descontos por parcela variável, Polo de atendimento avançado; Disponibilidade; Confiabilidade.
3
Introdução
Com a difusão da automação nas subestações de energia elétrica, o redesenho da operação e manutenção vem paulatinamente migrando: (i) da assistência diuturna in-locco, via turnos de operadores, para a teleassistência regionalizada e (ii) da manutenção segmentada por especialidade, para a de pequenos grupos de mantenedores generalistas.
Com a pulverização dos ativos das transmissoras em regiões geograficamente distantes, somados a diminuta parcela de operação e manutenção na Receita Anual Permitida (RAP), essa migração tornou-se imprescindível para ganhos de agilidade de resposta, redução do tempo de atendimento, tornou-segurança operacional nas estações desassistidas e minimização de custos.
No entanto, para auferir estes ganhos as transmissoras precisam atender aos requisitos sistêmicos e técnicos do Sistema Interligado Nacional (SIN), regulamentados pelo Operador Nacional de Sistema (ONS) e pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Este regramento impõe penalizações vultosas às transmissoras pelo desconto por indisponibilidade e multas severas pelas não conformidades ao instituído no modelo regulatório.
Assim, para impactar positivamente no desempenho da empresa, o desafio da teleassistência é ter pessoal qualificado; ferramental e instrumentos disponíveis; bem como uma logística de sobressalente e atendimento otimizada [1].
Daí a importância deste trabalho, ao mostrar os resultados obtidos após a implantação da teleassistência e mantenedores em subestações conectadas ao SIN. Destacando, que o processo de implantação encontra-se registrado de forma pública, em artigo apresentado no IV SEMASE de 2016, intitulado “Projeto Piloto: Desafios e Resultados da Implantação de Teleassistência e Função
Mantenedor em Subestações Desassistidas”.
1.1.
Justificativa
Este trabalho é continuação do artigo de 2016, supracitado, no qual se apresentou o processo de implantação do redesenho para teleassistência e grupo de mantenedores na Eletrobras Furnas, bem como as estratégias adotadas e os resultados iniciais obtidos.
Após a maturação da montagem deste polo de atendimento avançado, focado na operação e manutenção de primeira ordem no grupo de subestações teleassistidas, é possível quantificar mais precisamente os resultados deste redesenho, que são apresentados no presente trabalho.
2. Conceitos
Para compreensão dos temas apresentados torna-se necessário o conhecimento e a contextualização de alguns termos utilizados.
2.1.
Cadeia de Teleassistência no Sistema Interligado Nacional
Santos e Carmo [2] propõem a cadeia de teleassistência segmentada em postos de atendimentos e de acionamento, responsáveis pela atuação, supervisão e controle full time dos ativos de transmissão. A partir deste conceito a cadeia de teleassistência apresentada neste trabalho ficou definida conforme a seguir:
(i) Polo de Supervisão e Telecomando (PST) situado no centro de operação regional que é responsável pela telessupervisão e telecontrole das subestações teleassistidas;
(ii) Polo de Acionamento Centralizado (PAC) que atua remotamente como operação local para as estações teleassistidas. Alocado na usina hidrelétrica de Furnas ele tem papel importante na mobilização de recursos para assistência in locco das unidades desassistidas em caso de contingências;
4 (iii) Polo de Atendimento Dedicado (PAD), grupo de mantenedores situado na subestação base da área geográfica das subestações teleassistidas. Este grupo é responsável pela operação e manutenção diária destas subestações, bem como prestar o “primeiro atendimento” em caso de ocorrências. Para isto, há uma escala de regime de sobreaviso, visando reduzir o tempo de atendimento e mitigar o impacto de contingências nestas unidades;
(iv) Polo de Coordenação Sobreaviso (PCS), formado pelo corpo gerencial do departamento regional; também em regime de sobreaviso este grupo é responsável pela coordenação de ações e tomada de decisão em contingências.
2.2.
Pagamento Base e Parcela Variável
Através da Resolução Normativa 270/2007, de 26/07/2007, a ANEEL passou a adotar o conceito de Parcela Variável, que estabelece as disposições relativas à qualidade do serviço público de transmissão de energia elétrica, associada à disponibilidade das instalações integrantes da Rede Básica.
De acordo com este mecanismo, uma parcela deverá ser deduzida do Pagamento Base (Parcela equivalente ao duodécimo da Receita Anual Permitida), em função de Indisponibilidade da Função Transmissão (PVI), Restrição Operativa ou Atraso na Entrada em Operação.
Conforme a Resolução Normativa 906/2020 de dezembro de 2020 os descontos por Parcela Variável (PVI) estão correlacionados ao tipo de desligamento. Para Desligamentos Programados o fator multiplicador kp pode variar de 2,5 a 10 do valor da receita base por minuto permitida. Para Outros Desligamentos é aplicado o fator multiplicador ko que, dependendo da função transmissão pode variar de 50 a 150 nos primeiros 300 minutos.
Neste cenário, o uso combinado de teleassistência e pequenos grupos de mantenedores geram valor para a empresa, quando contribuem para a redução do tempo dos desligamentos programados e a eliminação das ocorrências de desligamentos não programados, “gerando receita” pela não penalização por PVI.
2.3.
Conceitos Operação e Manutenção
Em 1971, os japoneses desenvolveram o conceito de Total Productive Maintenance (TPM), que busca ocupar o tempo ocioso do profissional da operação com atividades simples e bem definidas de manutenção [3].
Na manutenção e operação focada em gerar receitas para a empresa a operação assume as componentes da manutenção: conservar, regular, controlar, reparar, substituir, além de sugerir melhorias para a manutenibilidade dos ativos.
Manutenibilidade é a facilidade de fazer a manutenção, medida através do TMPR (tempo médio para reparos). Outro indicador usado para mensurar a disponibilidade é TMEF- tempo médio entre falhas, que indica o tempo operacional sem intervenção. Para a confiabilidade utiliza-se a Taxa de Falhas. Um conceito aplicado para redução de custos é a “manutenção baseada na condição”; a grande vantagem desta proposta é que inspeções periódicas são feitas, em sua maioria, com equipamentos funcionando, utilizando instrumentos simples de medição e os sentidos humanos [3].
A implantação da teleassistência e mantenedores visa à redução dos custos, aumento da confiabilidade e disponibilidade das instalações, expresso no atendimento rápido das solicitações de serviços (redução do backlog), melhoria do planejamento dos serviços, programa de diminuição de falhas e defeitos nos equipamentos.
3. Experiências e Resultados do Polo Itabirito
Em 2011 a Eletrobras Furnas empreendeu um projeto de reestruturação organizacional sustentado em três pilares: excelência operacional, expansão sustentável e adequação ao modelo regulatório [4]. Dentro destas três premissas a empresa promoveu o telecomando de parte de suas usinas e automatização da maioria de suas subestações.
5 Para modelar uma gestão e uma atuação efetiva para este ambiente de teleassistência a empresa definiu algumas subestações como projeto piloto para implantação da função mantenedor, dentre as quais o Polo de Atendimento de Itabirito.
O polo de atendimento dedicado está situado na SE Ouro Preto, responsabilizando pelos ativos nas subestações de: Ouro Preto, Barro Branco, Padre Fialho, Bom Despacho, Barreiro, Mesquita e Sarzedo, conforme a Figura 01. Destacando que nas subestações de cor amarela a Eletrobras é acessante e nas de cor vermelha é a principal detentora da concessão; a SE Sarzedo ainda não está em operação e os ativos na SE Mesquita atualmente não pertencem à empresa.
Figura 01: Subestações componentes do Polo de Atendimento Dedicado de Itabirito.
Estas subestações compõem um importante tronco da malha de 345/500 kV de abastecimento da região central de Minas Gerais, e estratégico para o intercâmbio de grandes blocos de energia entre os estados de Minas Gerais, Rio de Janeiro e Espírito Santo.
As atividades do PAD tiveram seu início no ano de 2014, e, neste trabalho considerou-se um lapso temporal de cerca de quatro anos para a consolidação do grupo de mantenedores e maturação até a geração de resultados consistentes.
3.1.
Evolução do tipo de gestão da manutenção
Antes da implantação do PAD a manutenção intervia nas subestações basicamente durante as preventivas do Plano Mínimo de Manutenção (PMM) ou após desligamento de uma Função Transmissão. Após o PAD a gestão da manutenção priorizou uma abordagem “baseada na condição”; ver Figura 02.
6 O aumento das intervenções sem desligamentos foi devido à adoção de inspeções semanais, acompanhadas de pequenas intervenções corretivas ou de melhorias buscando evitar os Desligamentos Não Programados e reduzir o tempo dos Desligamentos Programados; ver Figura 03.
Figura 03: Quantidade de intervenções efetuadas nas Subestações Teleassistidas.
3.2.
Resultados das práticas da operação e manutenção
Na definição das práticas de gestão buscou-se a sinergia das vantagens das especialidades da operação e manutenção: (i) operação – normatização e compreensão sistêmica; (ii) eletromecânica – familiaridade com a pesquisa de causa de falha raiz, conhecimento das particularidades dos equipamentos e seus modos de falha mais comuns; e (iii) eletroeletrônica – facilidade na interpretação de diagramas, entendimento de como se dar a interação e a integração sistema-equipamento, nas disciplinas de operação, elétrica, eletrônica, telecomunicação e de automação.
Nas subestações próprias ou sem contrato de operação com a Acessada, todas as atividades próprias da Operação são responsabilidade do PAD. A atuação do mantenedor é adstrita às normas, às instruções locais de operação, aos procedimentos operacionais padrão e aos check-lists; ver Tabela 01.
Tabela 01: Quantidade de instrumentos regulatórios por subestação.
Deste modo, após a consolidação do PAD as reduzidas margens para discricionariedade do mantenedor nas atividades da operação resultaram na eliminação das falhas graves de implicações sistêmicas.
Por outro lado, o empoderamento dos mantenedores em relação às atividades de manutenção permitiu que eles executassem de forma autônoma 79,40% das atividades de manutenção nas subestações, bem como a participação ativa em 95,58% do total das atividades de manutenção executadas; ver Tabela 02.
7 Tabela 02: Participação dos mantenedores nas atividades de manutenção.
Na constante “troca de capacete”, “ora operação, ora manutenção”, foi crucial a adoção desta forma de atuação claramente demarcada, obtendo os ganhos de segurança sistêmica e aumento de disponibilidade das funções transmissão nas subestações atendidas.
3.3.
Estudo estatístico das intervenções
Da análise estatística das intervenções sistêmicas ocorridas no período de 2012 a 2020, constantes no sistema de controle de intervenções, evidenciam-se os resultados da implantação da teleassistência e grupo de mantenedores para as subestações.
A função de transmissão com histórico de maior número de Outros Desligamentos, bem como de TMPR mais elevado é o banco de capacitores de 200MVAr-345kV. Excluindo as intervenções de repotenciamento do banco e de troca do disjuntor, isentos de PVI, a média de quatro Outros Desligamentos por ano e tempo médio para reparo de 316 minutos, reduziu-se para uma média de 0,6 Outros Desligamentos por ano e TMPR de 91 minutos; ver Figura 04.
Figura 04: Desligamentos não programados e tempo de duração no banco de capacitores. O Pagamento Mensal Base para o banco de capacitores, no ano considerado, foi de R$ 145.246,51 com fatores de descontos por PVI de kp igual a 5 e ko de 100. Desta forma, os desligamentos intempestivos, com a perda de função, são onerosos proporcionalmente ao TMPR.
A redução do TMPR na atividade de troca de unidades capacitivas e elos fusíveis no banco de capacitores, que era a atividade de emergência mais recorrente no Polo Itabirito, pode ser visualizada na Figura 05.
8 Figura 05: Evolução do TMPR para Desligamentos de Emergência.
Da análise dos tempos de desligamento do BC-345kV, verificou-se que houve uma redução de 88% no tempo médio de reparo, saindo de 787,5 para 96 minutos médios por desligamento, assim, os descontos por PVI médios foram reduzidos de R$264.773,25(R$ 109.064,33) para R$32.277,12, gerando um acréscimo de receita de R$ R$153.567,51 após a implantação do PAD, somente para este tipo de atividade.
Outro tipo de intervenção que requer um pronto atendimento são os Desligamentos Programados de Urgência, em que a demora do atendimento pode-se agravar para uma avaria maior ou falha da Função Transmissão, com maior dano para equipamento ou sistema. O Desligamento Programado de Urgência de maior repetibilidade foram intervenções em decorrência de pontos com temperatura anormais nas seccionadoras dos autotransformadores, captados na inspeção termográfica periódica; ver Figura 06.
Figura 06: Evolução do TMPR para Desligamentos Programados de Urgência.
Nesta configuração de ativo o Pagamento Base Mensal (PBM) era de R$ 52.986,87 com ko de 150 e
kp de 10. Coma redução do TMPR de 1020 para 330 minutos, temos um ganho de receita de
R$8.466,30, pela redução de 13,22% nos descontos por PVI, neste tipo de intervenção.
Os impactos financeiros relativos são demonstrados na Tabela 03; relativizando os ganhos de não dispêndio de PVI em função das receitas permitidas anuais: (i) PBM polo Itabirito - do somatório dos Pagamentos Base Mensal permitido referente a todos os ativos de transmissão das subestações do Polo Itabirito e (ii) PBM Ativo - em relação ao pagamento mensal da própria função transmissão.
9 Tabela 03: Impacto do não desconto por PVI nos Pagamentos mensais dos ativos.
Estes ganhos estão correlacionados às práticas de gestão adotadas, que aumentaram o tempo do mantenedor “ao pé dos equipamentos”, favorecendo ganho de conhecimento a cerca dos ativos, bem como o sentimento de que “é pouco inteligente arrumar o mesmo defeito todo dia”.
Isto resultou em várias sugestões de melhorias, tais como reparametrização, repotenciamento ou redesenho, sempre focadas na redução dos Outros Desligamentos e do TMPR. Como exemplo, temos o rebalanceamento do banco de capacitores pelo método “corte-dobra” e adoção da ferramenta de balanceamento rápido por metaheurística Busca Tabu nas trocas de unidades capacitivas [5].
4. Considerações Finais
Além dos ganhos com redução de descontos por PVI a implantação do PAD Itabirito trouxe redução nos dispêndios em deslocamentos com diárias, homens-horas, veículos e toda logística envolvida no atendimento das contingências não sistêmicas.
Na tabela 04 são apresentados exemplos de atendimento de contingências não sistêmicas ocorridas nas subestações.
Tabela 04: Diferença de dispêndio com a implantação do Polo Atendimento Dedicado.
Mesmo contingências de baixa complexidade são 2,46 vezes mais onerosas sem a implantação do PAD estrategicamente localizado, devido ao aumento de 6,79 vezes de deslocamento e 2,21 de tempo de atendimento (maior dispêndio com homens-horas, diárias, etc.).
Outros incrementos de despesas de manutenção relevante são os custos de oportunidade por não se ter uma estrutura próxima dos ativos, com sobressalentes, insumos de reposição, tais como óleos hidráulicos, gás SF6, dentre outros materiais, ferramentas ou maquinário.
Assim, considerando os ganhos operacionais, de gestão e sistêmicos, a adoção do desenho de teleassistência e pequenos grupos de mantenedores em subestações remotas, quando estrategicamente implementado, são imprescindíveis no atual modelo do setor elétrico brasileiro.
10 BIBLIOGRAFIA
[1] A.F. Queles, R.T. Siniscalchi, J.L. Paula e E.H. Souza, “Função mantenedor em subestações desassistidas: desafios e resultados da implantação de Polos de Atendimento Avançados”, In: 31º CBMGA e IV SEMASE, 2016, Curitiba, PR, Brasil.
[2] S.V.B.G dos Santos e U.A do Carmo, “Revisão do plano diretor de automação da CHESF (PDAO) face novo modelo do setor elétrico e experiência da CHESF na implantação do mesmo”, XI ERIAC, Cidade Del Leste, 2005.
[3] L. Tavares, M. Calixto e P.R. Poydo, Manutenção Centrada no Negócio, Rio de Janeiro: Novo Polo Publicações, 2005.
[4] S. Larrea et al, PRO-Furnas: Programa de Reestruturação Organizacional. Monografia do BID; 432– 2016.
[5] A.F. Queles, L.C. Resende e L.A.F. Manso, “Metaheurística para balanceamento de bancos de capacitores de alta tensão”. In: 6º Simpósio Brasileiro de Sistemas Elétricos - VI SBSE2016, 2016, Natal, RN, Brasil.
