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1 ! " # $! #%! &'(' & )+*, *. / 021 * ( 63 * 7 8(45 *, * 5 * 9 5 *5 / 9 3, / : 6 / 7 8(4 0;<=>?@ ACB * D(/ 8(4E6F G?@ A ;H B H(;4(9 * 2I 0 A ;<=>?@J*K<H(LHE2/ 1 M(* 9 A ;<=>?@ ccosenza@coelba.com.br N O P O Q R O ST UVO Q W S X atlântica, e boa parte próxima a orla marítima, em regiões com forte potencial turístico. Redes de distribuição, gestão da manutenção, indicadores de qualidade, manutenção preventiva, plano de manutenção. R W S Y Z[X Os contratos de concessão e permissão contém cláusulas relativas a requisitos mínimos de desempenho técnico da concessionária que será supervisionada pelo órgão regulador e medidos por meio de indicadores. Estes indicadores retratam aspectos de continuidade de fornecimento, conformidade, segurança, entre outros. Quando não cumpridos a concessionária fica sujeita a penalidades, multas e até perda da concessão. Dentro desta sistemática de supervisão da qualidade de fornecimento pelo órgão regulador nos defrontamos com a manutenção do sistema elétrico de distribuição da Região Sul da COELBA, cuja rede é essencialmente radial e aérea(dificuldade para continuidade de serviços), muito antiga(problemas quanto a conformidade e segurança) e com uma distribuição não uniforme de carga(dificuldade no atendimento). Além disso, cerca de 70% da rede elétrica de distribuição/transmissão fica sob intensa vegetação de mata atlântica. Este trabalho, tem como objetivo apresentar uma abordagem geral sobre a experiência da regional Sul da COELBA na definição de programas de manutenções em redes de distribuição a partir de um sistema integrado de gerenciamento e acompanhamento de indicadores de qualidade, ocorrências e serviços de manutenção, que levaram a uma melhoria significativa dos indicadores de qualidades. \ ]_^ `abc def g c O sistema elétrico de distribuição da Região SulBahia é essencialmente radial, possuindo cerca de km de redes em média tensão(13,8 ou 34,5KV) em 153 alimentadores e perto de circuitos secundários distribuídos numa área de km², com clientes, 74 municípios e 301MVA de potência instalada em Média tensão em transformadores. O consumo médio de energia é da ordem de 80 GWh/mês(2001). 70% da rede elétrica fica sob intensa vegetação de mata A exigência pelos clientes e órgão regulador de um sistema confiável, com poucas interrupções, considerando as dificuldades já citadas, nos levaram a definição de planos de ação como medida preventiva para redes de distribuição e a implantação de um sistema de gerenciamento regional de manutenção de redes de distribuição(gmd) a partir de 1998, cujo principais objetivos são além de definir os planos de ação no âmbito regional associados a recursos e quantidades, inspeção e definição de locais de aplicação, acompanhamento e fiscalização dos serviços, buscando sempre como resultado a redução dos índices FEC(freqüência. Equivalente do consumidor), DEC(duração equivalente do consumidor) e TAT(taxa de avaria de transformadores

2 de distribuição) otimizando ao máximo os recursos utilizados. ] `c d f gc A manutenção preventiva para redes de distribuição foi então dividida em planos de ação, a partir do qual se define a quantidade física necessária que multiplicada por um custo unitário médio formase os recursos necessários para a manutenção preventiva em redes de distribuição do regional. São divididos em dois grupos: e a ^ c Recursos para manutenção preventiva que envolve mão de obra e substituição de componentes menores; p. ex. substituição de isoladores, cruzetas, etc. São subdivididos em 4 tipos: manutenção rede primária, manutenção rede secundária, limpeza de faixa e inspeção de redes. ^ ` a^ `a c Recursos para manutenção preventiva que envolve mão de obra e substituição de UARs (unidades de adição e retirada); p. ex. substituição de postes, equipamentos e condutores(acima de 50kg). São subdivididos em 3 tipos: substituição por fim de vida útil, áreas arborizadas e intervenção de segurança. Abaixo listamos os principais planos de ação definidos para o regional SUL: ] \ e a ^ c `ea `f g c b d 2b^ b^ ^ "! # $! % '&! % ( Os alimentadores a serem inspecionados são definidos de acordo com sua importância associado a quantidade e evolução das ocorrências/mês por causas associadas a falta de manutenção. O elenco de alimentadores a serem inspecionados deverão ser revistos periodicamente redirecionando as inspeções se necessário. $( ) * +! #!, % ( # (./#!, % ( # ( Manutenção em rede primária utilizandose de técnicas de linha viva ou não de acordo com a inspeção realizada. ^ * ( 0 ( 1# &! ( 2! ( % 3 Instalação de novos páraraios em locais com forte incidência de descarga atmosférica. ^ * ( 0 ( 4# 5% 0 ( #! ! % # 7(:! 0 ( '(! 8 * % '(; Por ser mais resistente a maresia é instalado em locais próximo a orla e de grande potencial turístico. ^ * ( 0 ( <# >= 9! * )! ( 5! #! % '&! % ( Instalação de coberturas sob redes urbanas em locais com intensa arborização. `ea `f g c b d e`db^ ^?! = ) # &! % ( Os circuitos são definidos pelo critério de Nº de aberturas de chaves observadas nos secundários por causas associadas a manutenção e potência do trafo instalado. Deve ser revisto periodicamente e redirecionado as inspeções caso necessário. ^ * ( 0 ( A# ( ( #! Instalados em circuitos secundários com o objetivo de evitar curto circuito devido a rede trançada, e possível queima de transformadores. ^ * ( 0 ( B# "# % C ) *!"# "Da : Instalados preferencialmente em redes rurais de 15 ou 30KVA e locais com possibilidade de ligações clandestinas, evitando assim a queima precoce do trafo. $( ) *! E * % E ( ;= %! = ) % * = ) # &! % Serviços preventivos em redes secundárias como remoção de parasitas, substituição de conexões, cabos, WPP, retensionamento, etc. D( 0 ( = ( * F# HG ( Definido pelo acompanhamento do carregamento do trafo e Nº de ocorrências com queima de elos fusíveis. Sempre quando houver indicação de que uma fase está em sobrecarga em relação as outras.!! I# $( *!! ( * Detectado através das inspeções em redes secundárias. ^ 3J d LK ^ M N. c d d Bb c b 2bcM] b d 3 3O ab^ I 3% ( % P ( Principal serviço da região em função da forte presença de mata atlântica próximo aos alimentadores. # (Q# 7&! E! Necessidade de poda de aproximadamente árvores por ano. ]^ ` a^ `ac K(^ d ^ d Ra^ )9 * % * ) % S# T ) % ( * Substituição de equipamentos de rede com 20 anos ou mais de operação ou que apresentem forte grau de corrosão, tais como regulador de tensão monofásicos, religadores, seccionalizadores, chaves a óleo, células capacitavas e trafos de distribuição. )9 * % * ) % # = # ) *!! % '&! %. = ) # &! % Substituição de condutores primários e secundários com muitas emendas e deteriorados. 2

3 )9 * % * ) % # * '( ) * ( # Substituição de postes com ferragens expostas, quebrados ou em péssimas condições. )9 * % * ) % #! ( '( % '( ) * ( # Substituição de ramais de serviços em péssimas condições, com muitas emendas, deteriorados e com risco de curtos, por ramais multiplexados. b 1 1 bd c b^ J d 1 ^ * ( 0 ( #! # ) 0 * % 0 P ( # ( Substituição do circuito secundário com rede nua por multiplexado em regiões urbanas com intensa arborização. ^ * ( 0 ( # A! # A ( =!.! *, % # =! ) * ( Substituição da rede primária nua por spacer em áreas urbanas com intensa arborização ou com cabos protegidos em cruzeta em regiões rurais com intensa arborização, cultivo de cacau e protegidas pelo IBAMA. ^ `a b `f g c d eb `f3 Relocação de rede em áreas residenciais que não oferecem segurança aos consumidores. A tabela a seguir mostra a quantidade realizada de cada plano no regional sul no período de 1998 a 2001: de distribuiçãogmpr, centralizada em Salvador. Os GMDs definem os planos de ação a serem executados pelo órgãos de serviços de redes, no caso TRRS subordinado ao Departamento de exploração de redes TER e Diretoria Territorial CT. ] a^ ^ d d O GMD possui as seguintes atividades principais: Acompanhamento e análise do OGR(custeio) e investimentos realizados e em andamento. Atualização/análise e acompanhamento do plano de ação realizado e trafos de distribuição queimados (TAT). Atualização/análise do SIND/INDIOP (sistema que calcula/analisa os indicadores de DEC FEC e TMA), sistema de ocorrências do ATC( call center ) e Nº operações automáticas de equipamentos de manobra e regulador de tensão. ] c ]+] d]! = % ( # H '( ) * # # % *! % 9 ) % ] \c b `c b O organograma a seguir nos mostra a posição dos GMDs na empresa. É subordinado a Diretoria de Gestão de AtivosGA(responsável pela instalação física existente, operação e novos investimentos) / Departamento de Gestão da ManutençãoGEM(responsável pela manutenção das instalações físicas em qualquer nível de tensão) / unidades de manutenção regional GMRs, no caso unidade de manutenção sulgmrs. Os GMDs das unidades de manutenção regionais conta com apoio técnico da unidade de planejamento e controle de redes Atualização e emissão do relatório Mensal de distribuição; atualização do programa trimestral de manutenção para a unidade de exploração de rede, definição dos serviços e novas obras a serem fiscalizados. Análises de inspeções e projetos; comissionamento de novas obras e visitas técnicas. Análise diária das ocorrências no ATC p/ definição. de ações de curtíssimo prazo e aprovação de projetos. Análise das inspeções enviadas / confecção relatório de inspeção e entrega à unidade de exploração de rede / confecção de relatório de fiscalização. 3

4 Serviços de campo: acompanhamento e fiscalização da qualidade das inspeções, manutenções e comissionamento de redes de distribuição. Acompanhamento dos locais de instalação de localizadores de defeitos. A mão de obra em geral é formada por 1 engenheiro e um técnico(analistas de manutenção) e 1 eletricista(agente de manutenção) ou mais, se a inspeção for realizada com equipe própria. ] $ ` ^. ^ a^ c ea^ ^ J dc A análise do desempenho do sistema e definição de ações é feita conforme o fluxograma abaixo: As ocorrências do sistema elétrico registradas pelo call center nos fornece uma base de dados de ocorrências que pode ser dividida nos seguintes segmentos orientados para análise: Ocorrência em primário; ocorrência em secundário; ocorrência em consumidor e atendimento. O sistema corporativo SIND, da empresa, é o responsável pelos cálculos dos índices DEC, FEC e TMA(tempo médio de atendimento) baseado nas informações registradas pelo call center e alimenta a planilha em Excel INDIOP que analisa quais são os conjuntos chamados críticos, ou seja, com tendência de ultrapassar os limites definidos pelo órgão regulador no ano. A análise das ocorrências sob o aspecto da área elétrica(primário, secundário ou consumidor) e causa, associado aos índices de FEC, DEC e TMA dos conjuntos suprido por determinado(s) alimentador(es) e o acompanhamento da disponibilidade dos recursos através do sistema corporativo SAPR3, orienta a definição de um programa de manutenção trimestral, baseado nos planos de ação, com revisão mensal em função do dinamismo da rede de distribuição. Além disso, a análise das ocorrências no sistema secundário permite separar as queimas de transformadores de distribuição, identificando as possíveis causas que nos nortearão na definição de ações específicas para redução da TAT. A análise das ocorrências sob o ponto de vista de atendimento, detalhando as durações de cada etapa do atendimento, possibilita a definição de ações no sentido de melhorar a duração do atendimento, como contratação de eletricista de comunidade, aumento da turma de atendimento, etc., contribuindo assim para redução do DEC e principalmente do TMA. O acompanhamento dos serviços executados através da planilha em Excel p. ação em conjunto com a planilha INDIOP e com os dados de recursos despendidos obtidos do sistema corporativo de administração SAPR3 permite uma análise da evolução do desempenho do sistema frente aos recursos utilizados que é mostrado num relatório mensal de acompanhamento da manutenção. Anualmente, em função da análise das ocorrências e índices de desempenho dos conjuntos(dec, FEC e TMA) é definida a necessidade de manutenção de cada regional para o próximo ano que associado ao custo de materiais e serviços previstos para o próximo ano, observando os recursos gastos no ano corrente é desenvolvido um plano de manutenção contendo em geral os planos de ação e quantitativos necessários com respectivos custos e locais a serem aplicados no próximo ano. N N N (X S W ZO W [ T [ R R VT O S Sistema corporativo que é alimentado pelas ocorrências registradas no call center contendo informações como horários, causa, componentes, ação, etc. X X Planilha em Excel alimentada com os dados do sistema de ocorrência ATC com informações selecionadas para análise. X Sistema corporativo desenvolvido pela própria empresa, alimentado com dados do sistema de ocorrências ATC com informações consistidas para o cálculo do DEC, FEC, TMA e Nº de atendimentos por regional e conjuntos. Essas informações são enviadas periodicamente ao órgão regulador. N X Planilha em Excel com dados obtidos do SIND para análise gráfica da evolução dos índices DEC, FEC e TMA por conjunto, apontando os mais críticos, as tendências, etc. N X Sistema corporativo para pagamentos, controle e acompanhamento dos custos da empresa, seja de custeio ou investimento. 4

5 N P O V[ W O [ X Planilha em Excel (ou Access) de acompanhamento dos serviços e dispêndios realizados pelas coordenações regionais de serviço de rede. Os serviços são informados mensalmente pelas próprias coordenações através de planilhas e os dispêndios retirados do sistema SAPR3. Encontrase em desenvolvimento atualmente, um sistema corporativo para esse acompanhamento. N X Planilha em Excel com o levantamento de toda inspeção na rede primária realizada pelas equipes apontando entre outras informações as urgências, quantidade de serviços e características da rede. N X Planilha em Excel de análise de prioridade dos projetos que leva em conta os valores de DEC, FEC e TMA do conjunto a qual pertence o projeto, Nº de ocorrências por causa associada, tipo de atendimento(p ex. existência ou não de turmas de atendimento no local), nº de consumidores atendidos e outros. A cada um desses itens é atribuído um fator de ponderação obtendo uma pontuação de 0 a 100 que é utilizada para priorizar ou até inviabilizar o projeto. X Planilha em Excel de acompanhamento e análise dos transformadores de distribuição queimados ou substituídos preventivamente. ] 2b^ ` ^ / ^ b e a dc cd a^ dc A instalação de espaçadores, correção de aterramentos e balanceamentos de fases e também multiplexação de circuitos secundários e instalação de disjuntores de BTs foram os principais responsáveis pela redução da TAT(taxa de avaria de trafos de distribuição) que caiu de 3,78% em 1997 para 2,45% em 2001, 35% de redução em 4 anos. realização de serviços de limpeza de faixa e poda de árvores além da instalação de coberturas e cabo protegido em locais apropriados, todos definidos pelo acompanhamento e análise das ocorrências do sistema permitiram uma redução no FEC de 21,05 em 1997 para 10,81 em 2001 e no DEC de 48,11hs em 1997 para 17,37hs em 2001, considerando o critério de KVA interrompido / KVA instalado( a partir de 2001 passouse a adotar para o cálculo do FEC e DEC o Nº de consumidores interrompidos e não mais KVA interrompido). O acompanhamento do desempenho do sistema pelas ocorrências, associadas aos municípios como fator de definição dos locais prioritários para realização de manutenção e/ou investimentos, foi determinante na redução dos 11 conjuntos que ultrapassaram o limite da aneel em 1997 para 0 em 2001considerando o KVA interrompido ou 3 utilizandose o critério de Nº de consumidores interrompidos estabelecido pela aneel a partir de O nº de estruturas manutenidas no período de 1998 a 2001, associado a instalação de isoladores híbridos em estruturas próximas à orla e principalmente a O TMA(tempo médio de atendimento) não apresentou muita variação em relação a 1997, mesmo com a diminuição do Nº de turmas de atendimento no período 1998/1999, que foi compensado pelos investimentos em automação de 5

6 Subestações e manutenção preventivas em redes de distribuição com a diminuição do número de ocorrências. O crescimento de 1999 para 2000 foi devido às mudanças do sistema de atendimento que passou de regionalizado(cod) para call center centralizado em Salvador. Em 2001 diversas ações foram tomadas para redução destes índices, como contratação de eletricistas de comunidades em pequenas localidades e otimização das turmas de atendimento com base no Nº de atendimentos e deslocamentos. Com isso o TMA já reduziu para 2,72hs até abr/2002, 12% menor que o apurado em Podese observar uma taxa de redução bem maior nos índices do que crescimento nos recursos utilizados. O que permitiu essa otimização dos recursos frente a redução dos índices foi principalmente a definição de um plano de manutenção anual baseado na análise do desempenho do sistema, definindo suas necessidades e priorizando os locais de aplicação. O seu acompanhamento sistemático tem sido também muito importante, pois verifica o resultado e corrige ações se necessário. A gestão de manutenção da distribuição é o elemento motivador da empresa para o aprimoramento das técnicas e procedimentos de manutenção na medida que sistematiza a identificação de problemas e busca novas soluções com recursos otimizados para melhorar sempre o desempenho do sistema elétrico de distribuição. ]_b 3K/ b ` ^ 1 D ^ D ^ c bk(^ 1 [1] Relatório COELBA/GA/GEM/GMPR; Ação a curto prazo: Implantação da gestão da manutenção na distribuição ; Salvador, ago/98 Quanto aos recursos utilizados no período houve um crescimento discreto até 2000 tanto no custeio, quanto em investimento. De 2000 para 2001passouse a diminuir discretamente os recursos tendendo a concentrálo mais no investimento que no custeio. [2] Relatório COELBA/circular Nº 5998/DE/DD; Implantação da função manutenção na distribuição ;Salvador;1997 [3] Relatório CODI ; Gestão da manutenção da distribuição ; Rio de Janeiro; mai/95 [4] Cipoli J. A.; Engenharia de distribuição ; Qualitymark editora; Rio de Janeiro; 1993 ] c1 `a b^ c c ` e 1 O gráfico a seguir mostra a evolução percentual dos índices e recursos utilizados com base em 1997: 6