Aplicação de Metodologias RCM nos Planos de Manutenção · PDF...

Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto

Aplicação de Metodologias RCM nos Planos de Manutenção de Sistemas de Proteção, Comando e

Helder Dinis Fernandes Tavares

Mestrado Integrado em Engenharia

Orientador:



Controlo

Helder Dinis Fernandes Tavares

VERSÃO FINAL

Dissertação realizada no âmbito do Mestrado Integrado em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores

Major Energia

Orientador: Prof. Dr. Helder Filipe Duarte LeiteCoorientador: Eng.º Alberto Pinto

Julho de 2012



e de Computadores

lder Filipe Duarte Leite

ii

© Helder Dinis Fernandes Tavares, 2012

Resumo

O Sistema de Proteção, Comando e Controlo (SPCC) de subestações AT/MT permite a

proteção, supervisão e comando global destas instalações, contribuindo assim para o aumento

da segurança do abastecimento de energia elétrica e uma melhoria da continuidade e

qualidade de serviço da rede elétrica AT e MT.

A fiabilidade e segurança são características funcionais fundamentais a um SPCC. A função

de manutenção permite assegurar essas características. As empresas operadoras da rede

elétrica têm consciência da importância da manutenção e cada vez mais procuram otimizar a

relação custo/benefício da função de manutenção.

As metodologias “Reliability Centered Maintenance”, (RCM), permitem determinar planos

de manutenção para equipamentos ou sistemas, que minimizem o seu custo de manutenção e

maximizem a sua operacionalidade durante o seu ciclo de vida. Nesse sentido, o trabalho

desenvolvido nesta Dissertação visa estudar a implementação de metodologias RCM nos planos

de manutenção de Sistemas de Proteção, Comando e Controlo de subestações AT/MT de uma

empresa operadora da rede elétrica.

Abstract

The Command and Control Protection System of HV/MV distribution substations allows

protection, supervision, and global command of these facilities. This system contributes not

only to increase of electrical energy supply safety, but also to continuous and high quality

service in HV and MV networks.

Maintenance activities contribute to improve reliability and safety of Command and

Control Protection Systems. Distribution power system operators recognize the maintenance

as a priority, in spite of increase operational costs. So they try to optimize the relation

cost/benefit of maintenance.

Reliability Centered Maintenance (RCM) methodologies allow to create effective

maintenance plans for equipments and systems. These plans minimize the operational cost

and maximize reliability of the equipments and systems during their useful life cycle. Thus,

the work here presented aims to study the implementation of RCM methodologies in

maintenance plans of Command and Control Protection System of HV/MV distribution

substations.

Agradecimentos

Ao meu orientador, o Professor Doutor Hélder Filipe Duarte Leite, pela confiança

depositada, críticas construtivas, acompanhamento total e dedicação a esta Dissertação.

Ao meu coorientador, o Eng.º Alberto Pinto, pelos conselhos, disponibilidade e

disponibilização de material necessário à realização da Dissertação.

Ao Departamento de Operação e de Manutenção (Porto) da EDP Distribuição – Energia S.A.

pelo acolhimento, conhecimentos transmitidos, e pelas visitas a subestações AT/MT.

Aos meus pais, irmã e avós, agradeço de forma muito especial, pela ajuda e apoio

incondicional.

Dedico este trabalho aos meus pais, irmã e avós!

Índice

Resumo ............................................................................................ iii

Abstract ............................................................................................. v

Agradecimentos .................................................................................. vii

Índice ............................................................................................... ix

Lista de figuras ................................................................................... xii

Lista de tabelas ................................................................................. xiv

Abreviaturas e Símbolos ........................................................................ xv

Capítulo 1 .......................................................................................... 1

Introdução ......................................................................................................... 1 1.1 - Motivação e Objetivos ................................................................................ 1 1.2 - Implementação de Metodologias “Reliability Centered Maintenance”: Desafios .......... 2 1.3 - Implementação de Metodologias “Reliability Centered Maintenance”: Possíveis

benefícios ............................................................................................... 2 1.4 - Estrutura da Dissertação.............................................................................. 3 1.5 - Disseminação de Resultados ......................................................................... 4

Capítulo 2 .......................................................................................... 5

“Reliability Centered Maintenance”: Fundamentos da Metodologia ................................... 5 2.1 - Introdução à Metodologia “Reliability Centered Maintenance” ............................... 5 2.2 - A História da Metodologia “Reliability Centered Maintenance” ............................... 6 2.3 - Tipos de Metodologias Contidas no “Reliability Centered Maintenance” .................... 8 2.3.1 - Tipos de Metodologias: “Reliability Centered Maintenance II” ............................. 9 2.3.2 - Tipos de Metodologias: Metodologias “Reliability Centered Maintenance II”

Intuitivas ................................................................................................ 9 2.4 - Metodologias “Reliability Centered Maintenance “ Aplicadas ao Sector Elétrico ........ 10 2.5 - “Reliability Centered Maintenance II”: Vantagens ............................................. 13 2.6 - Sumário ................................................................................................ 15

Capítulo 3 ......................................................................................... 17

Manutenção de Equipamentos: Conceito e Técnicas .................................................... 17 3.1 - Definição de Manutenção ........................................................................... 17 3.2 - Evolução da Manutenção ........................................................................... 18 3.3 - As Diferentes Técnicas de Manutenção .......................................................... 19

x

3.3.1 - Manutenção Proativa ............................................................................. 20 3.3.1.a - Manutenção Proativa: Preventiva Sistemática ............................................ 21 3.3.1.b - Manutenção Proativa: Preventiva Condicionada .......................................... 23 3.3.2 - Manutenção Corretiva ............................................................................ 24 3.3.3 - Total Productive Maintenance (TPM) .......................................................... 25 3.3.4 - Reliability Centered Maintenance II (RCM II) ................................................. 26 3.3.5 - Risk Based Maintenance (RBM) .................................................................. 26 3.3.6 - Root Cause Analysis (RCA) ....................................................................... 27 3.4 - Indicadores de Fiabilidade ......................................................................... 27 3.5 - Custos de Manutenção .............................................................................. 30 3.6 - Sumário ................................................................................................ 31

Capítulo 4 ......................................................................................... 33

Sistema de Proteção, Comando e Controlo: Constituição e Fiabilidade ............................. 33 4.1 - Descrição do Sistema de Proteção, Comando e Controlo ..................................... 33 4.1.1 - Funções ............................................................................................. 33 4.1.2 - Arquiteturas de um Sistema de Proteção, Comando e Controlo .......................... 34 4.1.2.a - Constituição de um Sistema de Proteção, Comando e Controlo Clássico ............. 35 4.1.2.b - Constituição de um Sistema de Proteção, Comando e Controlo Numérico ........... 36 4.2 - Dispositivos Eletrónicos Inteligentes (IED’s) .................................................... 37 4.2.1 - Principais Características das Proteções Numéricas ........................................ 38 4.2.2 - Constituição de hardware de uma Proteção Numérica ..................................... 39 4.2.3 - Funções das Proteções Numéricas ............................................................. 40 4.2.3.a - Funções de Proteção ........................................................................... 41 4.2.3.b - Funções de Automatismo ...................................................................... 46 4.2.3.c - Funções Complementares ..................................................................... 47 4.3 - Unidade Central do Sistema de Proteção, Comando e Controlo Numérico ................ 48 4.4 - Posto de Comando Local do Sistema de Proteção, Comando e Controlo Numérico ..... 48 4.5 - Rede Local de Comunicação ....................................................................... 49 4.6 - Rede de Comunicação Entre o Sistema de Proteção, Comando e Controlo e o

Centro de Condução ................................................................................. 51 4.7 - Manutenção do Sistema de Proteção, Comando e Controlo .................................. 52 4.8 - Fiabilidade de Proteções Numéricas ............................................................. 53 4.9 - Sinalização de “Watchdog” de Proteções Numéricas ......................................... 55 4.10 - Fiabilidade do Sistema de Comando e Controlo .............................................. 57 4.11 - Sumário .............................................................................................. 58

Capítulo 5 ......................................................................................... 59

“Reliability Centered Maintenance II”: Metodologia e Caso de Estudo .............................. 59 5.1 - Descrição da metodologia “Reliability Centered Maintenance II” .......................... 59 5.1.1 - Funções ............................................................................................. 60 5.1.2 - Falhas Funcionais .................................................................................. 60 5.1.3 - Modos de Falha .................................................................................... 60 5.1.4 - Efeitos das Falhas ................................................................................. 60 5.1.5 - Consequências das Falhas........................................................................ 61 5.1.6 - Técnicas de Manutenção Consideradas na Metodologia RCM II............................ 62 5.1.7 - Processo de Seleção das Técnicas de Manutenção .......................................... 64 5.2 - Indicadores de Fiabilidade e Custos de Manutenção Necessários à Implementação

da Metodologia RCM II .............................................................................. 67 5.3 - Aplicação da Metodologia RCM II a um Dispositivo Eletrónico Inteligente ................. 67 5.3.1 - Apresentação de Resultados .................................................................... 68 5.3.2 - Modos de Falha “Evidentes” e “Não Evidentes” ............................................. 71 5.3.3 - Técnicas de Manutenção Selecionadas ........................................................ 71 5.3.4 - Técnicas de Deteção de Falhas - Determinação do “Failure Finding Interval”

(FFI) .................................................................................................... 73 5.3.5 - Conclusões da Aplicação da Metodologia RCM II ao Dispositivo Eletrónico

Inteligente ............................................................................................ 75 5.4 - Sumário ................................................................................................ 75

Capítulo 6 ......................................................................................... 77

Comentários Finais e Possíveis Trabalhos Futuros ....................................................... 77 6.1 - Conclusões ............................................................................................ 77 6.2 - Contribuições da Dissertação ...................................................................... 79 6.3 - Possíveis Trabalhos futuros ........................................................................ 80

Anexo A ............................................................................................ 84

Ficha de Ensaio de Manutenção Preventiva a Proteções de Linhas de AT ........................... 84

Anexo B ............................................................................................ 89

Ficha de Ensaio de Manutenção Preventiva a Proteções de Linhas de MT ........................... 89

Anexo C ............................................................................................ 95

Ficha de Ensaio de Manutenção Preventiva a UC´s, PCL’s e URTAS .................................. 95

Anexo D .......................................................................................... 104

Ficha de Ensaio de Manutenção Preventiva a Equipamentos de Telecomunicações .............. 104

Anexo E .......................................................................................... 107

Resultados da Aplicação da Metodologia RCM II a um Dispositivo Eletrónico Inteligente ........ 107

xii

Lista de figuras

Figura 3.1 – As diferentes técnicas de manutenção de equipamentos ou infraestruturas [14]. ..................................................................................................... 20

Figura 3.2 - Padrões de avaria possíveis de um equipamento [4]. .................................. 22

Figura 3.3 – A curva P-F [1]. ............................................................................... 24

Figura 3.4 – O intervalo P – F [1]. ......................................................................... 24

Figura 3.5 – Determinação do nível ótimo de manutenção. .......................................... 28

Figura 3.6 – Ciclo de vida de um equipamento reparável [18]. ..................................... 28

Figura 3.7 – Iceberg dos custos da manutenção [13]. ................................................. 31

Figura 4.1 – Arquitetura típica de um sistema de proteção, comando e controlo clássico [20]. ..................................................................................................... 36

Figura 4.2 – Arquitetura típica de um sistema de proteção, comando e controlo numérico [20]. ..................................................................................................... 37

Figura 4.3 – Dispositivo eletrónico inteligente. ........................................................ 38

Figura 4.4 - Diagrama de blocos de uma proteção numérica [23]. ................................. 40

Figura 4.5 - Exemplo de um armário Sistema de Proteção, Comando e Controlo (SPCC) numérico. ............................................................................................... 49

Figura 4.6 – Equipamento “Plesiocronous Digital Hierarchy” (PDH). ............................... 52

Figura 4.7 - Número de intervenções de manutenção em 2011, aos Sistemas de Proteção, Comando e Controlo da responsabilidade de um departamento de operação e de manutenção de uma empresa operadora da rede elétrica. ................................... 53

Figura 4.8 - Anos de funcionamento das unidades que já avariaram. .............................. 55

Figura 4.9 - Anos de funcionamento das unidades que nunca avariaram. ......................... 55

Figura 4.10 - Tempo médio entre as sinalizações de “Watchdog” de 21 unidades de proteção numérica de uma subestação numérica AT/MT, durante os anos de 2008,2009,2010 e 2011. .............................................................................. 56

Figura 4.11 - Constituição do TCSE de uma subestação numérica AT/MT. ........................ 57

Figura 4.12 - Disponibilidade e eficácia do Telecomando de Subestações (TCSE). .............. 58

Figura 5.1 - Diagrama de decisão “Reliability Centered Maintenance II” [1]. .................... 65

Figura 5.2 - Consequências dos modos de falha. ....................................................... 71

Figura 5.3 – Técnicas de manutenção dos modos de falha. .......................................... 72

Figura 5.4 – Padrão de avaria B [10]. ..................................................................... 72

Figura 5.5 - Valores de FFI para o IED em estudo (Método 1). ....................................... 73

Figura 5.6 - Valores de FFI para o IED em estudo (Método 2). ....................................... 74

xiv

Lista de tabelas

Tabela 4.1 - Painéis AT e MT de uma subestação AT/MT numérica [21]. ......................... 41

Tabela 4.2 - Funções de proteção específicas dos painéis AT e MT. ............................... 42

Tabela 4.3 - Manutenção do Sistema de Proteção, Comando e Controlo [34]. ................... 52

Tabela 4.4 - Manutenção da rede de comunicação entre o Sistema de Proteção, Comando e Controlo e o centro de condução [34]. ......................................................... 52

Tabela 4.5 - Registos de avaria de 329 unidades de proteção numérica, num período de análise entre 2007 a 2012. .......................................................................... 54

Tabela 5.1 – Condições que as técnicas de manutenção devem possuir para “valerem a pena fazerem-se” e serem “tecnicamente praticáveis” no processo de seleção do diagrama de decisão RCM II. ........................................................................ 66

Tabela 5.2 - Variáveis a registar para o cálculo de custos. .......................................... 67

Tabela 5.3 - Descrição de exemplos de funções do dispositivo eletrónico inteligente. ........ 68

Tabela 5.4 - Descrição das falhas funcionais das funções 1,4 e 7. .................................. 68

Tabela 5.5 - Modos de falha. .............................................................................. 69

Tabela 5.6 - Efeitos dos modos de falha. ................................................................ 69

Tabela 5.7 - Consequências de cada modo de falha. ................................................. 70

Tabela 5.8 - Folha de decisão RCM II [1]. ............................................................... 71

Tabela 5.9 – Cenários de previsão de probabilidades de falha múltipla. .......................... 74

Tabela 6.1 – Vantagens e desvantagens da metodologia RCM II. .................................... 77

Abreviaturas e Símbolos

Lista de abreviaturas

AC Alternating Current

ADSS All Dieletric Self-Supported

AT Alta Tensão

BC Baterias de Condensadores

BT Baixa Tensão

CC Centro de Condução

CPU Central Processing Unit

DC Direct Current

FE FrontEnd

FFI Failure Finding Interval

FMEA Failure Modes and Effects Analysis

IEC International Electrotechnical Commission

IED Intelligent Electronic Device

IP Internet Protocol

MAT Muito Alta Tensão

MTBF Mean Time Between Failures

MT Media Tensão

MTTR Mean Time To Repair

MIF Proteção de Máxima Intensidade de Fase

MIH Proteção de Máxima Intensidade Homopolar

MIHD Proteção de Máxima Intensidade Homopolar Direcional

mF Mínimo de Frequência

MF Máximo de Frequência

mU Mínimo de Tensão

MU Máximo de Tensão

OPGW Optical Power Ground Wire

xvi

PC Posto de Corte

PCL Posto de Comando Local

PDIF Proteção Diferencial

PDH Plesiocronous Digital Hierarchy

PTR Proteção de Máxima Intensidade Homopolar de Terras Resistentes

RAM Random Acess Memory

ROM Read Only Memory

RLC Rede Local de Comunicação

RN Reactância de Neutro

SACC Serviços de Alimentação de Corrente Contínua

SE Subestação

SEE Sistema Elétrico de Energia

SCADA Supervisory Control and Data Acquisition

SCC Sistema de Comando e Controlo

SDH Syncronos Digital Hierarchy

SP Sistema de Proteção

SPCC Sistema de Proteção, Comando e Controlo

STL Sistema de Telecomunicações

TCP Transmission Control Protocol

TI Transformador de Intensidade

TP Transformador de Potência

TSA Transformador de Serviço Auxiliar

TCSE Telecomando de Subestações

TT Transformador de Tensão

UC Unidade Central

URTA Unidade Remota de Teleação e Automatismo

Lista de símbolos

λ Taxa de avaria

µ Taxa de reparação

1

Capítulo 1

Introdução

O trabalho desenvolvido nesta Dissertação tem como tema principal a aplicação de

metodologias de manutenção baseadas em fiabilidade, isto é, metodologias “Reliability

Centered Maintenance”, (RCM), nos planos de manutenção de Sistemas de Proteção,

Comando e Controlo (SPCC) de subestações AT/MT da responsabilidade de um departamento

de operação e de manutenção de uma empresa operadora da rede elétrica.

O capítulo 1 apresenta a motivação e os objetivos expetáveis da realização deste

trabalho. São também apresentados os principais desafios, assim como os benefícios da

implementação de metodologias RCM. No final do capítulo a estrutura da Dissertação é

descrita resumidamente e apresenta-se a disseminação dos resultados obtidos com o

trabalho.

1.1 - Motivação e Objetivos

A função de manutenção é assumida como uma prioridade em empresas operadoras da

rede elétrica. Estas empresas têm cada vez mais a consciência que as avarias dos seus

equipamentos afetam a segurança das pessoas e de infraestruturas, colocam em risco o meio

ambiente e condicionam a qualidade e continuidade do serviço de fornecimento de energia

elétrica. As interrupções de serviço conduzem a energia não fornecida, o que implica um

custo para a empresa para além das sanções económicas.

Um sistema de Proteção, Comando e Controlo (SPCC) de uma subestação AT/MT possui

um elevado número de equipamentos, cuja manutenção requer elevados recursos humanos e

financeiros. Ao mesmo tempo, a manutenção desempenha um papel importante em assegurar

que o SPCC cumpra os requisitos de fiabilidade e de segurança que lhe são exigidos. Surge

assim o seguinte desafio: Como diminuir o custo de manutenção do SPCC e simultaneamente

garantir que este sistema opere com elevados padrões de disponibilidade e de segurança? A

solução para este desafio passa por otimizar a relação custo/benefício da função de

manutenção.

As metodologias de manutenção “Reliability Centered Maintenance”, (RCM), permitem

determinar planos de manutenção personalizados para equipamentos ou sistemas, isto é, que

2 Introdução

2

minimizem o seu custo de manutenção e maximizem a sua operacionalidade durante o seu

ciclo de vida útil [1], através de análises de avarias e suas consequências.

Um dos objetivos desta Dissertação é estudar as metodologias RCM, nomeadamente os

seus fundamentos, algoritmos, e determinar quais as variáveis necessárias à sua

implementação. De modo a aplicar a metodologia RCM ao Sistema de Proteção, Comando e

Controlo de subestações AT/MT da responsabilidade de um departamento de operação e de

manutenção de uma empresa operadora da rede elétrica é necessário compreender todo este

sistema, no que diz respeito aos equipamentos que o constituem. Assim, a análise do SPCC é

um dos objetivos deste trabalho, assim como perceber qual a sua política de manutenção

atual e sua fiabilidade. Por último, outro objetivo deste trabalho será aplicar a metodologia

RCM aos planos de manutenção do SPCC, nomeadamente a um dispositivo eletrónico

inteligente no sentido de se reduzir os custos de manutenção deste equipamento e melhorar

a sua operação.

1.2 - Implementação de Metodologias “Reliability Centered Maintenance”: Desafios

As metodologias “Reliability Centered Maintenance”, (RCM), baseiam-se na fiabilidade

dos equipamentos. Para se poder calcular a fiabilidade de um equipamento é necessário um

registo histórico do funcionamento do equipamento, nomeadamente o seu tempo de

funcionamento, o seu tempo de avaria, e o número de avarias ocorridas desde a sua entrada

em serviço. Só assim é possível determinar a seu tempo médio entre avarias e a sua

disponibilidade, por exemplo. Porém um registo do histórico de um equipamento implica um

trabalho de recolha e análise de registos de ocorrências de avaria, supervisões ao

funcionamento do equipamento e registo de intervenções de manutenção. Esta filosofia de

registo detalhado do histórico de um equipamento ao nível de avarias sofridas e intervenções

de manutenção não se encontra implementada no departamento de operação e de

manutenção. Assim, na gestão da manutenção do Sistema de Proteção, Comando e Controlo

não são conhecidos indicadores de fiabilidade, nem padrões de probabilidades de avaria em

função do tempo dos equipamentos que constituem esse sistema. Consequentemente o facto

de não se dispor de informação de fiabilidade apresenta-se como um desafio à

implementação da metodologia RCM. De modo a ultrapassar este desafio recorrer-se-á,

sempre que possível, a informação de fiabilidade proveniente de equipamentos análogos

existentes em outros sistemas elétricos de distribuição de energia. Além desta alternativa,

com base na informação existente sobre as avarias dos equipamentos e dos conhecimentos

dos operadores de manutenção que lidam diariamente com os equipamentos procurar-se-á

ter uma noção da fiabilidade dos equipamentos.

1.3 - Implementação de Metodologias “Reliability Centered Maintenance”: Possíveis benefícios

As metodologias “Reliability Centered Maintenance” (RCM) permitem estabelecer o plano

de manutenção mais adequado a um dado equipamento, visto que estudam as funções e as

falhas funcionais de um equipamento, relacionam as causas das falhas com os respetivos

efeitos e definem técnicas de manutenção proativas e reativas observando os riscos das

Estrutura da Dissertação 3

consequências dos modos de falhas do equipamento no sistema onde este se encontra,

índices de fiabilidade do equipamento e custos de manutenção. As metodologias RCM são

reconhecidas por:

• Aumentar a disponibilidade dos equipamentos – A metodologia RCM foca a

manutenção nos componentes críticos do equipamento. Os componentes críticos são

os mais suscetíveis de avariar ou desempenham funções essenciais no normal

funcionamento do equipamento sendo os seus impactos operacionais relevantes.

Estes componentes são tratados de forma prioritária com técnicas de manutenção

preventiva de modo a prevenir e se possível eliminar as suas avarias. Assim, através

da redução de avarias é possível aumentar a disponibilidade dos equipamentos.

• Reduzir os custos de manutenção – Em equipamentos, cuja manutenção é realizada

de forma preventiva, a metodologia RCM pode conduzir a uma redução dos custos de

manutenção. De forma sistemática a metodologia identifica as consequências dos

modos de falha do equipamento. Em situações em que os modos de falhas têm

reduzidos impactos no assegurar da operacionalidade do equipamento, não são

definidas tarefas de manutenção. Nesse sentido, são eliminadas tarefas por serem

consideradas desnecessárias e daí os custos de manutenção serem otimizados.

1.4 - Estrutura da Dissertação

A dissertação encontra-se dividida em seis capítulos. O primeiro capítulo é uma breve

introdução ao tema em estudo, onde é referida a motivação e os objetivos da Dissertação,

assim como os desafios e benefícios da implementação de metodologias “Reliability Centered

Maintenance”, (RCM), aos Sistemas de Proteção, Comando e Controlo (SPCC´s) da

responsabilidade de um departamento de operação e de manutenção.

O capítulo dois consiste na revisão da literatura em metodologias RCM. As características

principais dos tipos de metodologias RCM existentes são descritas, bem como a história e

origens da metodologia RCM. Neste capítulo são também estudados trabalhos relacionados

com a aplicação de metodologias RCM ao sector elétrico.

O capítulo três faz uma descrição das técnicas de manutenção preventiva sistemáticas,

das técnicas de manutenção preventiva condicionadas e das técnicas de manutenção

corretivas. As metodologias RCM integram estas técnicas de manutenção. São também

apresentadas outras metodologias de manutenção, que tal como a metodologia RCM

combinam diferentes técnicas de manutenção. Ainda neste capítulo são referidos indicadores

de fiabilidade de equipamentos e de custos de manutenção. Estes indicadores permitem

avaliar o desempenho de uma técnica de manutenção.

No capítulo quatro o SPCC de subestações AT/MT é analisado. A análise baseia-se numa

descrição dos principais equipamentos que constituem o SPPC, sendo dada enfâse aos

equipamentos que compõem o SPCC numérico. A política de manutenção aplicada ao SPCC é

descrita no que diz respeito às técnicas de manutenção aplicadas. De modo a perceber se a

manutenção aplicada é a correta também neste capítulo são apresentados estudos de

fiabilidade a unidades de proteção numérica e ao Sistema de Comando e Controlo (SCC).

O capítulo cinco foca-se na metodologia “Reliability Centered Maintenance II” (RCM II).

As etapas da metodologia são apresentadas e o processo de seleção das técnicas de

manutenção a modos de falhas é estudado. Além da descrição da metodologia, são também

4 Introdução

4

discutidos os resultados de um caso de estudo de aplicação da metodologia RCM II a um

dispositivo eletrónico inteligente.

Por último, no capítulo seis são referidas as principais conclusões e contribuições desta

dissertação, bem como as recomendações de possíveis trabalhos futuros.

1.5 - Disseminação de Resultados

O trabalho desenvolvido no contexto desta Dissertação resultou na submissão e aprovação

de um artigo numa conferência denominada IEEE PES Innovative Smart Grid Technologies

(ISGT) Europe organizada pela IEEE Power & Energy Society (PES) a decorrer na Alemanha de

14 a 17 de Outubro de 2012, na Universidade de Berlim. O artigo intitulado “Applying

Reliability Centered Maintenance to a Digital Protective Relay” descreve como a metodologia

RCM pode ser aplicada a unidades de proteção numérica.

5

Capítulo 2

“Reliability Centered Maintenance”: Fundamentos da Metodologia

No capítulo 2 são descritas várias perspetivas de conduzir uma metodologia “Reliability

Centered Maintenance” (RCM) aplicada a equipamentos ou sistemas. As principais

características das diferentes metodologias são avaliadas, sendo dada prioridade à

metodologia “Reliability Centered Maintenance II” (RCM II). Esta escolha prende-se com o

facto de a metodologia RCM II se basear no completo conhecimento das funções e tipos de

avarias dos equipamentos. Na secção 2.2 é descrita a história da metodologia RCM no sentido

de se conhecerem as suas origens. Ainda neste capítulo é realizada uma análise de trabalhos

relacionados com a aplicação de metodologias RCM a sistemas de distribuição ou transmissão

de energia elétrica, a subestações, e a equipamentos de potência. Essa análise consistirá

numa avaliação crítica desses trabalhos.

2.1 - Introdução à Metodologia “Reliability Centered Maintenance”

A metodologia “Reliability Centered Maintenance”, (RCM), é uma metodologia com o

objetivo de otimizar a relação custo/benefício da manutenção aplicada a um dado

equipamento ou sistema. A metodologia RCM baseia-se em critérios de fiabilidade para

determinar as técnicas de manutenção mais apropriadas a cada modo de falha de um

equipamento que prioritariamente conduzam a elevados níveis de segurança de pessoas e

bens, à proteção do meio ambiente, assim como a uma adequada disponibilidade do

equipamento. Esta metodologia de RCM foi inicialmente concebida pela indústria aeronáutica

e a partir dos anos 80 foi aplicada a diversos setores indústrias, como por exemplo a indústria

química ou de transportes.

Existem diversos tipos de metodologias de manutenção baseada em fiabilidade. Umas

aplicam rigorosamente e sistematicamente os métodos de análise de avarias e seus efeitos,

“Failure Modes and Effects Analysis”, (FMEA), e utilizam árvores lógicas de decisão para

determinar a política de manutenção de um equipamento, como é o caso do RCM II. Várias

6 “Reliability Centered Maintenance”: Fundamentos da Metodologia

6

metodologias recorrem a análises de avarias pouco rigorosas, outras usam métodos

probabilísticos para determinar índices de fiabilidade e até existem metodologias RCM que

usam métodos populacionais para decidir a técnica de manutenção a atribuir a cada modo de

falha do equipamento. Porém, todas elas promovem a manutenção baseada na fiabilidade.

2.2 - A História da Metodologia “Reliability Centered Maintenance”

Na década de 50 do século XX, com a melhoria das condições económicas nos Estados

Unidos da América e na Europa, houve um aumento significativo da procura de viagens aéreas

por todo o mundo, pelo que a indústria aeronáutica civil, nomeadamente as transportadoras

aéreas necessitaram de aumentar as suas frotas, construindo aviões tecnologicamente mais

complexos e com maior capacidade. Devido à escalada em armamentos relacionada com a

guerra fria, a indústria aeronáutica militar também sofreu uma evolução acentuada. Ainda na

década de 50, a “Federal Aviation Agency” (FAA), entidade responsável por regular as

práticas de manutenção das companhias aéreas, requeria às companhias planos de

manutenção preventiva muito extensos, sendo que as companhias não conseguiam obter

lucros com a sua utilização, pois os custos operacionais dos aviões eram elevadíssimos [1].

Os programas de manutenção preventiva eram baseados no conceito que todos os

componentes dos equipamentos que constituíam os aviões tinham uma idade em que uma

revisão completa ou substituição era necessária para garantir segurança e fiabilidade na

operação do equipamento. Porém, com o passar dos anos, a experiência mostrou que muitos

tipos de falhas desses equipamentos complexos não eram possíveis de prevenir ou serem

reduzidas eficientemente com as atividades de manutenção preventiva aplicadas. Consciente

desta situação, em 1960, a FAA, juntamente com responsáveis de manutenção de várias

companhias aéreas uniram esforços para reavaliar as estratégias de manutenção preventiva

aplicadas aos aviões. Cada companhia aérea envolvida no grupo de trabalho foi autorizada a

desenvolver e a implementar programas de manutenção baseados em fiabilidade. Os

resultados revelaram que a manutenção preventiva, concretamente as revisões e

substituições programadas, tinham pouco efeito na fiabilidade de um equipamento complexo,

a menos que ele tivesse um modo de falha dominante. Além disso, foram identificados muitos

equipamentos onde a manutenção preventiva calendarizada não era eficiente.

A partir dos vários programas de manutenção baseados em fiabilidade foi possível

desenvolver uma nova metodologia de manutenção, onde a função que um equipamento

exerce no sistema em que está inserido foi considerada. Essa metodologia foi materializada

em árvores de decisão, em 1968, sendo definida num documento, conhecido por “MSG-1:

Maintenance Evaluation and Program Development” e aplicada ao Boeing 747. A aplicação do

programa de manutenção apoiado nos princípios da manutenção centrada na fiabilidade ao

Boeing 747 foi um sucesso, tornando-se um avião economicamente viável, com grande

sucesso comercial [1].

O programa de manutenção do Boeing 747 permitiu melhorar a metodologia, sendo as

alterações incorporadas num novo documento, o ”MSG-2:Airlane Manufacturer Maintenance

Program Planning Document”, em 1970. Este documento foi usado para desenvolver

programas de manutenção para os aviões Lockheed 1011, Douglas DC 10 e aviões militares.

Estes programas também tiveram bastante sucesso.

O objetivo das metodologias descritas no MSG-1 e MSG-2 foi criar programas de

A História da Metodologia “Reliability Centered Maintenance” 7

manutenção que assegurassem máxima segurança e fiabilidade dos aviões com o menor custo

possível. Esses objetivos de redução de custos foram alcançados, por exemplo, um programa

de manutenção exclusivamente preventiva ao avião Douglas DC 8 requeria revisões

programadas a 330 componentes, sendo que o programa de manutenção do Douglas DC 10

exigia revisões programadas a 7 componentes. Através de um conhecimento detalhado dos

processos de falha do avião, reduziu-se as revisões programadas, reduzindo-se trabalho e

consequentemente os custos de manutenção, sem diminuir a fiabilidade.

Em 1974 o departamento de defesa dos Estados Unidos da América, sabendo da

metodologia de manutenção programada que estava a revolucionar a aviação comercial e

com o objetivo de controlar os seus custos de manutenção encomendou à United Airlines a

elaboração de um relatório sobre os processos usados na aviação civil para preparar

programas de manutenção para os aviões. Este relatório da autoria de F. Stanley Nowlan e

Howard F. Heap foi publicado em 1978, intitulado “Reliability Centered Maintenance”, pois

as transportadoras aéreas tinham como objetivo aumentar a fiabilidade dos aviões. Desde

então, o exército, a marinha e força aérea dos Estados Unidos da América começaram a

aplicar a metodologia RCM.

Em 1983, o Electric Power Research Institute (EPRI) iniciou estudos pilotos de RCM em

centrais nucleares nos Estados Unidos da América. A indústria nuclear acreditava que possuía

adequados níveis de segurança e de fiabilidade, porém o esforço dedicado à manutenção dos

equipamentos era elevadíssimo. Portanto, o principal objetivo era reduzir os custos de

manutenção, em vez de aumentar a fiabilidade, daí modificaram o processo RCM original

descrito por Nowlan e Heap. Atualmente o processo RCM é utilizado em diversas centrais

nucleares Americanas, Francesas e Alemãs.

O relatório “Reliability Centered Maintenance” é considerado um dos documentos mais

importantes da história da manutenção centrada na fiabilidade [1]. Este descreve os

resultados obtidos pela aplicação do MSG-2 e apresenta um processo sistemático para

identificar todos os eventos que causam falhas de funções de um equipamento [2]. A cada um

dos eventos identificados é atribuída uma consequência. No relatório, Nowlan e Heap

definem quatro categorias de consequências: ”hidden”, ”safety”, “operational” e “non-

operational”. A metodologia permite decidir qual a técnica de manutenção mais apropriada a

cada modo de falha, em função das suas consequências. No final do processo cada modo de

falha é sujeito a uma técnica de manutenção que deve ser aplicável e eficaz em termos da

eliminação das consequências dos modos de falha. As técnicas de manutenção consideradas

foram definidas como proativas (“on-condition”, “scheduled restoration” e “scheduled

discard”) ou reativas (“failure-finding”, “redesign” e “ no scheduled maintenance”).

O relatório de Nowlan e Heap é a base do documento “MSG-3: Airlane Manufacturer

Maintenance Program Planning Document” que foi aprovado em 1980, tendo sido revisto pela

última vez em 2002. Este documento é usado atualmente para desenvolver programas de

manutenção antes da entrada em serviço de novos tipos de aviões comerciais nos Estados

Unidos da América.

Em 1991, John Moubray publica no Reino Unido a primeira edição do seu livro sobre o RCM

II. Esse livro é reconhecido como um clássico para formulação de estratégias de gestão da

manutenção baseadas na fiabilidade. O RCM II introduz algumas alterações à versão original

da metodologia RCM de Nowlan e Heap.

Na década de 80 várias organizações começaram a ter consciência da importância do

meio ambiente, sendo aconselhadas a analisar os impactos das falhas dos seus equipamentos


8

no meio ambiente do mesmo modo que os impactos das falhas dos seus equipamentos na

segurança. Em 1988, John Moubray começou a trabalhar com várias organizações de modo a

desenvolver uma metodologia mais precisa para os modos de falha que afetam o meio

ambiente [1].

Uma das alterações foi então a adição das consequências ambientais à árvore de decisão

do relatório de Nowlan e Heap. Além disso, define sete questões essenciais como as etapas

necessárias a seguir para implementar a metodologia RCM e incorpora outras mudanças, como

a substituição de termos usados no processo original. Por exemplo, os termos “aplicáveis” e

“eficazes” para descrever as técnicas apropriadas aos modos de falha são substituídos

respetivamente pelas frases “tecnicamente praticáveis” e “valham a pena fazer-se”. No

processo de seleção das técnicas de manutenção mais adequadas aos modos de falha, assim

com a frequência dessas técnicas, foram desenvolvidas regras de seleção mais precisas e na

determinação da frequência da técnica de manutenção “failure-finding” foi incorporado

quantitativamente o critério de risco [1].

As alterações efetuadas por John Moubray foram realizadas com o objetivo de tornar mais

robusta a metodologia RCM definida por Nowlan e Heap e facilitar a sua utilização prática

junto das empresas. O RCM II já foi aplicado em mais de 41 países. Os setores onde os

projetos de RCM II têm sido aplicados são indústrias petroquímicas, de manufaturação, de

exploração mineira, empresas de utilidades (eletricidade, gás e água), indústria de

transportes, serviços de construções e empresas militares (marinha, exercito e força aérea)

[1].

Em 1999, a “Society of Automotive Engineers” (SAE) publicou o primeiro documento que

nomeia os critérios mínimos que um processo deve incluir para ser chamado um processo de

“RCM” [3]. O RCM II cumpre esse standard. Este introduz uma estrutura de gestão por

equipas, onde os operadores e pessoal da manutenção encontram-se para compartilhar os

seus conhecimentos e experiências práticas sobre o recurso físico em análise e para decidir

que recomendações devem ser feitas a respeito da manutenção.

2.3 - Tipos de Metodologias Contidas no “Reliability Centered Maintenance”

A metodologia “Reliability Centered Maintenance”, (RCM), combina as técnicas de

manutenção proativas e reativas. As técnicas de manutenção proativas são realizadas antes

da ocorrência de avarias, de modo a evitar a sua ocorrência ou pelo menos reduzir a sua

probabilidade. As técnicas de manutenção reativas são executadas após a avaria ocorrer. Esta

combinação permite extrair os pontos fortes de cada uma destas técnicas.

As condições de operação de um equipamento variam ao longo da sua vida útil, a

metodologia RCM é um processo contínuo, sendo os resultados de fiabilidade e de custo da

manutenção obtidos constantemente analisados. O processo visa sempre responder aos

problemas funcionais dos equipamentos com técnicas de manutenção cada vez mais

melhoradas.

O objetivo da metodologia RCM é determinar a política de manutenção mais vantajosa e

económica que deve ser aplicada a um equipamento. Essa política é estabelecida com base

em critérios de fiabilidade, procurando alcançar elevados níveis de segurança das pessoas e

bens diretamente relacionados com o equipamento e uma adequada disponibilidade do

equipamento para a produção. A proteção do meio ambiente também é uma prioridade.

Tipos de Metodologias: “Reliability Centered Maintenance II” 9

A implementação da metodologia RCM é usual que seja realizada por grupos de trabalho,

formados por operadores dos equipamentos e pessoal da manutenção. Estes grupos

multidisciplinares e multifuncionais efetuam uma análise aos equipamentos e criam

programas de manutenção e alguns procedimentos de operação que possibilitam que o

equipamento cumpra a sua função no seu contexto operacional.

Na subsecção 2.3.1 é então descrita a metodologia RCM II. A metodologia RCM II é uma

metodologia rigorosa e é uma versão modificada, proposta por John Moubray, da metodologia

RCM clássica, proposta e documentada por Nowlan e Heap. Na subsecção 2.3.2. são descritas

as características das metodologias RCM, designadas por intuitivas [4].

2.3.1 - Tipos de Metodologias: “Reliability Centered Maintenance II”

Os programas de RCM II são baseados em rigorosas análises sistemáticas de modos de

falha e seus efeitos. Ou seja, aplicam métodos de “Failure Modes and Effects Analysis”,

(FMEA). As probabilidades dos modos de falha ocorrerem são calculadas matematicamente,

sendo fundamentadas por registos do histórico de vida do equipamento e pelos métodos de

FMEA. São estudadas as funções e falhas funcionais do equipamento, as causas dessas falhas e

seus efeitos, sendo determinadas as consequências de cada modo de falha. O equipamento

está no centro de todas as decisões sobre a estratégia de manutenção a aplicar no seu

contexto de funcionamento.

O processo de atribuição de uma técnica de manutenção a um modo de falha é baseado

em árvores de decisão. Mediante o conhecimento das consequências de cada modo de falha,

juntamente com um conjunto de informação relativa às condições que as técnicas de

manutenção devem possuir para “valerem a pena fazerem-se” e “serem tecnicamente

praticáveis” é determinada a técnica de manutenção mais apropriada a cada modo de falha

[1]. Este processo de seleção implica dados de fiabilidade dos modos de falha do

equipamento, assim como custos das técnicas de manutenção, custos das consequências

operacionais das falhas e de reparação das falhas.

O RCM II fornece informação detalhada e completa sobre o funcionamento do

equipamento no seu contexto operacional. Assim, permite avaliar a criticidade do

equipamento e perceber qual a sua importância no sistema no qual se encontra integrado.

Porém, a elaboração de rigorosos FMEA é extremamente trabalhosa, requerendo tempo, e

aprendizagem por parte dos operadores da manutenção. Os registos históricos dos

equipamentos também exigem tempo e esforço na implementação de técnicas de

monitorização dos equipamentos.

A aplicação deste tipo de RCM é adequada para equipamentos cujas consequências das

falhas resultam em elevados riscos para a segurança das pessoas e bens, determinam o fim de

um negócio ou conduzem a riscos catastróficos para o meio-ambiente. Além disso, quando um

equipamento é novo, a execução desta metodologia possibilita o conhecimento das funções e

das falhas funcionais do equipamento ainda desconhecidas.

2.3.2 - Tipos de Metodologias: Metodologias “Reliability Centered

Maintenance II” Intuitivas

Existem diversos programas de RCM caracterizados por análises menos rigorosas dos modos

de falha e seus efeitos. Nestes programas de manutenção baseados em fiabilidade, os índices

de fiabilidade dos equipamentos e seus componentes são obtidos ou previstos através de


10

métodos probabilísticos, dados experimentais com modelização e informações intuitivas ou

de senso comum fornecidas pelos operadores que lidam diariamente com os equipamentos.

A atribuição de uma técnica de manutenção a um modo de falha pode ser baseada em

vários critérios. Entre eles, destacam-se as consequências das falhas, a probabilidade das

falhas, a tolerância ao risco e a disponibilidade de recursos humanos e/ou financeiros.

Existem programas que usam apenas um critério isoladamente, ou utilizam combinações

destes critérios. Existem diversos métodos para atribuir uma técnica de manutenção a um

modo de falha, desde árvores de decisão a métodos populacionais.

Uma vez que as análises dos modos de falha e seus efeitos são realizadas com pouco

detalhe, é dado ênfase aos modos de falha do equipamento mais evidentes e comuns, sendo

estes modos considerados como críticos. As técnicas de manutenção definidas no processo de

RCM procuram apenas prevenir ou evitar estes modos de falha. Existem modos de falha do

equipamento com menores impactos, que não são conhecidos, sendo puramente ignorados,

não se aplicando nenhuma técnica de manutenção a estes.

Geralmente, estes programas permitem reduzir o tempo inicial de implementação do

RCM. Os custos da elaboração dos “Failure Modes and Effects Analysis”, (FMEA’s), são

minimizados, bem como os custos com as tarefas de inspeção da condição dos equipamentos

para se realizarem os seus registos históricos. Todavia os dados de fiabilidade, obtidos por

métodos de simulação probabilística ou empiricamente podem induzir erros no processo RCM.

A aplicação de programas RCM intuitos é apropriada para equipamentos em que as suas

funções são claramente conhecidas e as falhas funcionais do equipamento não têm

consequências graves na segurança das pessoas ou bens, impactos catastróficos no meio

ambiente ou no sucesso de um negócio.

2.4 - Metodologias “Reliability Centered Maintenance “ Aplicadas ao Sector Elétrico

Desde a década de 80, a metodologia ”Reliability Centered Maintenance” tem sido

aplicada em várias indústrias. Começou por ser implementada na indústria aeronáutica civil e

militar e perante os resultados obtidos, foi desenvolvida em centrais nucleares e em outras

instalações de geração de energia elétrica. Seguiram-se as indústrias de distribuição de

produtos ou serviços (eletricidade, gás, água), a indústria química, a indústria mineira,

transportes ferroviários, e empresas de manutenção de edifícios.

Um sistema de proteção, comando e controlo de uma subestação AT/MT é responsável

por funções de proteção, de automatismo e comando de todos os órgãos da instalação. Este

sistema interage com equipamentos de Alta Tensão (AT) ou Média Tensão (MT) da subestação.

Entre os quais se destacam os disjuntores AT ou MT e transformadores AT/MT. O sistema de

proteção, comando e controlo pode incluir unidades de painel (proteções numéricas,

proteções estáticas), unidades centrais (equipamentos do tipo PC industrial), postos de

comando local (equipamentos do tipo PC industrial), e equipamentos da rede local de

comunicação (fibra ótica, routers, switches).

Nos parágrafos que se seguem são descritos trabalhos relacionados com a aplicação da

metodologia ”Reliability Centered Maintenance” a sistemas de distribuição ou transmissão de

energia elétrica, a subestações, e a equipamentos de potência.

Metodologias “Reliability Centered Maintenance “ Aplicadas ao Sector Elétrico 11

• Trabalho 1: "RCM application for Turkish National Power Transmission System";

Em [5] é apresentado um estudo sobre a aplicação da metodologia RCM ao sistema de

transmissão de energia da Turquia. Esse sistema foi dividido em três subsistemas:

transformadores, linhas e disjuntores. A metodologia RCM implementada consistiu numa

análise muito simples, para cada subsistema, das suas funções, falhas funcionais, modos de

falha e seus efeitos. A definição da técnica de manutenção mais adequada a cada modo de

falha foi realizada usando uma árvore de decisão. Os critérios de decisão foram as

consequências das falhas, o custo das técnicas de manutenção e as probabilidades das falhas.

No final do processo para cada um dos subsistemas foi definido um plano de manutenção

personalizado. Antes de implementar a metodologia RCM, estes subsistemas eram sujeitos a

técnicas de manutenção preventiva sistemática. Após a implementação da metodologia RCM,

o estudo concluiu que modos de falha com pouca importância na operação dos subsistemas

não necessitavam de manutenção proativa. Outra conclusão foi que as falhas resultantes de

condições atmosféricas adversas e fenómenos imprevisíveis deviam ser tratadas com técnicas

de manutenção corretiva. Este estudo permitiu eliminar tarefas desnecessárias de

manutenção, tornando a manutenção do sistema de transmissão de energia mais eficiente.

• Trabalho 2: "A Reliability-Centered Approach to an Optimal Maintenance

Strategy in Transmission Systems Using a Genetic Algorithm";

Em [6] é exposto um método populacional, nomeadamente um algoritmo genético para

encontrar a estratégia de manutenção ótima, que minimiza o custo total de manutenção, de

entre um conjunto de vários cenários de estratégias de manutenção possíveis de aplicar a um

sistema de transmissão de energia. Os equipamentos em estudo foram uma linha aérea, um

isolador e um apoio. Os indivíduos que constituem a população, ou seja, o vetor decisão, são

os possíveis estados de deterioração dos componentes que constituem cada equipamento. O

algoritmo determina quais os estados de detioração do componente que devem ser sujeitos a

manutenção. Os padrões de falha dos equipamentos foram simulados com o método de Monte

Carlo sequencial. A estratégia de manutenção ótima resultante foi comprovada ser eficaz

quando comparada com a anterior estratégia de manutenção baseada no tempo.

• Trabalho 3: "Implementation of reliability-centered maintenance for circuit

breakers";

Os disjuntores interagem diretamente com os Sistemas de Proteção, Comando e Controlo

das subestações. Um exemplo de um estudo de implementação da metodologia RCM a estes

equipamentos é apresentado no artigo “Implementation of Reliability Centered Maintenance

for Circuit Breakers” [7]. O objetivo do estudo foi determinar qual a técnica de manutenção

mais apropriada a cada disjuntor de uma subestação. Todos os disjuntores foram classificados

relativamente a dois critérios. A condição técnica e a importância da falha do equipamento

no sistema de transmissão de energia. O índice de condição técnica foi avaliado definindo-se

as funções do disjuntor, falhas funcionais, modos de falha e seus efeitos e posterior

monitorização. Este índice é diferente para os vários disjuntores, pois cada disjuntor tem o

seu próprio contexto de operação. O índice de importância foi definido pelo cálculo do custo

da energia não fornecida pela subestação, em caso de falha do disjuntor. O processo de

seleção da técnica de manutenção mais apropriada a cada disjuntor foi baseado num mapa de

decisão de duas dimensões. Esse mapa foi dividido em quatro regiões, cada uma

correspondendo a uma técnica de manutenção diferente. As regiões foram separadas por


12

limites correspondentes a valores numéricos. Consequentemente o índice de condição técnica

foi transformado num número. A seleção foi realizada de tal forma que caso a falha do

disjuntor tivesse reduzidos impactos na energia não fornecida da subestação,

independentemente da sua condição técnica era sujeito a manutenção corretiva. Caso a falha

do disjuntor tivesse consideráveis impactos na energia não fornecida e uma condição técnica

fraca, devia ser substituído. Neste processo de decisão existe sempre alguma subjetividade

dos agentes de decisão na determinação dos limites de separação das regiões.

• Trabalho 4: "Reliability-centered maintenance model to managing power

distribution system equipment";

Em [8] é descrito um método iterativo para determinar o intervalo de manutenção ótimo

que assegure uma elevada disponibilidade de equipamentos do sistema de distribuição de

energia ao mínimo custo. O método é baseado na taxa de falhas dos equipamentos, que varia

com o tempo, na taxa de reparação e nos custos de energia não fornecida aos consumidores.

Foi proposto um modelo de Markov para a manutenção desenvolvido a partir do modelo

tradicional, de modo a considerar a taxa de falhas dependente do tempo. Este artigo refere

um método de manutenção baseada em fiabilidade em que não é realizada qualquer análise

de modos de falha do equipamento e seus efeitos, sendo que à partida a técnica de

manutenção do equipamento já encontra definida, pelo que o método iterativo apenas

possibilita determinar a frequência ótima da técnica de manutenção já aplicada.

• Trabalho 5: "Reliability centered maintenance program initiation on electric

distribution networks";

Em [9] são definidas as etapas necessárias para criar uma simples e adequada base de

dados para iniciar a metodologia RCM em redes elétricas de distribuição. Segundo este artigo,

a informação a recolher divide-se em características técnicas e eventos de avaria dos

componentes. Os indicadores de fiabilidade dos componentes a obter são a taxa de avarias e

a taxa de reparação. Ainda nesse artigo é referido um caso de estudo de aplicação prática do

RCM a uma pequena rede de distribuição de energia da Suécia. Os eventos de avaria dos

componentes foram registados desde 1990 a 2005. Os resultados obtidos mostraram que o

recurso a técnicas de manutenção preventiva sistemática aos equipamentos da rede de

distribuição não se justificava, uma vez que a implementação da metodologia RCM reduziu os

custos de manutenção e manteve os níveis de fiabilidade da rede.

• Trabalho 6: "Application of RCM to high voltage substations";

Existem vários trabalhos desenvolvidos no âmbito da implementação de manutenção

baseada em fiabilidade em subestações de MAT e de AT. No artigo [10] é documentada a

aplicação do RCM a uma subestação da “Électricité de France” (EDF), nomeadamente a uma

linha de 400 kV. Durante dois anos foi analisada a viabilidade do RCM, sendo realizados testes

de fiabilidade. Neste artigo é referido que a metodologia RCM está orientada para a

prevenção das falhas críticas, permitindo avaliar a criticidade e a frequência dessas falhas. A

realização de tarefas de manutenção apropriadas aos modos de falha da linha permitiu

melhorar a fiabilidade global da subestação. Porém, também é referido que a aplicação do

processo RCM envolveu um elevado investimento em recursos humanos. Mediante os

resultados alcançados, a EDF decidiu alargar a aplicação da metodologia RCM a outros

equipamentos.

“Reliability Centered Maintenance II”: Vantagens 13

2.5 - “Reliability Centered Maintenance II”: Vantagens

Em [1] o autor apresenta vantagens resultantes da implementação do RCM II em inúmeros

projetos, em vários setores indústrias e em diferentes países nos quais esteve envolvido.

Essas vantagens são descritas a seguir.

• Segurança de pessoas e bens e proteção do meio ambiente;

Todos os modos de falha evidentes são sistematicamente revistos em relação às suas

implicações na segurança e meio ambiente. O processo de decisão determina técnicas de

manutenção que reduzam significativamente ou se possível eliminem todos os riscos na

segurança das pessoas e bens ou no meio ambiente relacionados com os equipamentos.

O conceito de modos de falha não evidentes associados aos sistemas de proteção e a

utilização de técnicas de deteção de falhas permite melhorar substancialmente a

manutenção dos sistemas de proteção, reduzindo-se a probabilidade de falhas múltiplas,

cujas consequências de segurança são muito graves. Uma situação de falha múltipla ocorre

caso uma função de proteção se encontre num estado de falha e o equipamento protegido

falhe, devido a um defeito, por exemplo.

Os operadores dos equipamentos e o pessoal da manutenção são diretamente envolvidos

na análise dos riscos na segurança e no meio ambiente dos equipamentos. Ao adquirirem uma

maior sensibilidade a esses riscos, em situações de avaria, encontram-se mais habilitados a

tomarem decisões corretas e não cometerem erros.

• Melhora a disponibilidade e fiabilidade dos equipamentos;

A disponibilidade e fiabilidade de um equipamento podem ser melhoradas a partir da

redução das falhas com consequências operacionais, antecipadamente. A redução das falhas

com antecedência pode ser alcançada de várias maneiras no RCM II. Nomeadamente:

- Todos os modos de falha são sistematicamente revistos em relação às suas

consequências operacionais, sendo usados critérios rigorosos para selecionar a técnica

de manutenção mais eficiente para tratar o modo de falha.

- O RCM II privilegia as técnicas de manutenção preventivas condicionadas. Estas

permitem que potenciais falhas sejam detetadas antes de se tornarem em falhas

funcionais. Assim, os problemas podem ser retificados minimizando os efeitos das

paragens das máquinas e os equipamentos só são sujeitos a manutenção quando a sua

condição assim o exige, pelo que são colocados fora de serviço menos vezes.

- Os quadros de informação RCM II são ferramentas que permitem rapidamente

relacionar uma falha funcional com um modo de falha e daí os tempos de reparação

são mais curtos.

- O processo RCM II envolve um grupo de pessoas que conhecem bem o equipamento.

Estas conseguem identificar, através de análises sistemáticas de modos de falha,

modos de falha difíceis de serem detetados. Daí é possível eliminar estes modos de

falha tomando uma ação de manutenção apropriada.

• Custos de manutenção mais reduzidos;

Em sistemas, cuja manutenção era exclusivamente baseada em trabalhos preventivos

sistemáticos, a aplicação do RCM II tem resultado em reduções de 40% a 70% da carga de

trabalho de manutenção que era exigida ser realizada, conduzindo a otimizações do custo de


14

manutenção. A implementação do RCM II elimina algumas tarefas de manutenção por serem

consideradas desnecessárias, como por exemplo, as tarefas de manutenção que não

conduzem ao aumento da fiabilidade dos equipamentos. As principais razões da redução de

carga de trabalho são a diminuição do número de tarefas de manutenção que são necessárias

cumprir e o aumento do intervalo de tempo entre a realização dessas tarefas. Por outro lado,

a redução de atividades de manutenção, que impliquem paragens de sistemas de produção ou

de fornecimento de um serviço, também conduz a poupanças relacionadas com os custos de

inoperacionalidade desses sistemas.

O RCM II permite aprender como uma instalação ou um equipamento deve ser operado e

identificar falhas pouco evidentes, conduzindo a uma redução do número de falhas e da sua

severidade. Daí, é possível diminuir os gastos na reparação de falhas, bem como o tempo,

devido aos diagnósticos rápidos de falhas permitidos pelo RCM II.

• Maior vida útil dos equipamentos;

De todas as técnicas de manutenção, o processo de decisão do RCM II dá sempre

preferência às técnicas de manutenção condicionada. Estas técnicas de manutenção são

privilegiadas e consistem no controlo do estado real dos equipamentos, monitorizando

constantemente o seu funcionamento e na presença de sintomas de avaria são realizadas

intervenções de manutenção. Este tipo de manutenção permite maximizar a vida útil dos

equipamentos.

• Maior motivação dos indivíduos;

Um conhecimento profundo das funções de um dado equipamento e do que deve der feito

para o manter a funcionar corretamente permite aos indivíduos envolvidos no processo do

RCM II aumentar as suas competências, autoconfiança e responsabilidades. O processo RCM II

compreende análise e decisão e promove o trabalho em equipa, a comunicação e cooperação

entre os indivíduos envolvidos no processo e entre estes e os fabricantes dos equipamentos,

operadores dos equipamentos e utilizadores.

• Uma base de dados de manutenção;

O contexto de funcionamento de um equipamento pode sofrer alterações, como por

exemplo, mudanças ao nível das suas consequências operacionais, ambientais ou a introdução

de novas tecnologias. A base de dados de manutenção possibilita facilmente identificar as

tarefas de manutenção que são afetadas por essas alterações e efetuar a sua revisão de

acordo com as novas circunstâncias de operação do equipamento. Do mesmo permite

identificar as tarefas que não são afetadas não se desperdiçando tempo com a sua revisão.

A base de dados permite que os utilizadores do equipamento demonstrem que o seu

programa de manutenção é construído com base em fundamentações racionais. Assim,

constitui uma forma lógica de justificar a manutenção aplicada.

A informação dos requisitos de manutenção de todos os equipamentos de uma

organização armazenada na base de dados torna uma qualquer organização menos vulnerável

a saídas de pessoal com experiência, conhecimento e perícia da organização.

Sumário 15

2.6 - Sumário

A metodologia RCM pode ser aplicada a sistemas constituídos por vários equipamentos

interrelacionados ou simplesmente a apenas um equipamento. Da análise dos vários trabalhos

relacionados com a implementação da metodologia RCM verificou-se que nesses trabalhos

foram obtidos resultados satisfatórios, apesar de algumas dificuldades sentidas na aplicação

da metodologia, devidas à sua complexidade. O sucesso da metodologia está diretamente

relacionado com a qualidade da informação existente numa organização sobre as

especificações técnicas dos equipamentos, registos de fiabilidade dos equipamentos,

indicadores de custo de manutenção e com o trabalho desenvolvido pelas equipas.

Nos trabalhos analisados foi também possível encontrar uma grande variedade de

metodologias de manutenção centrada na fiabilidade, cada uma delas com a sua própria

forma de conduzir o processo RCM. No entanto, todas elas procuram integrar as várias

técnicas de manutenção de modo a reduzir ou se possível eliminar as consequências dos

modos de falha de um equipamento ou sistema, garantindo que estes possuam uma elevada

fiabilidade, utilizando a menor quantidade de recursos financeiros possível.

Ao longo deste capítulo foi dada enfâse ao RCM II. Esta forma estruturada de manutenção

apresenta-se fiel à metodologia de Nowlan e Heap usada na formulação de planos de

manutenção na indústria aeronáutica. Dados os seus benefícios, será esta a metodologia

seguida e implementada aos Sistemas de Proteção, Comando e Controlo de subestações

AT/MT.


16

17

Capítulo 3

Manutenção de Equipamentos: Conceito e Técnicas

Este capítulo tem como objetivo descrever as técnicas utilizadas por empresas na

manutenção dos seus equipamentos e infraestruturas. Ao longo do tempo, a manutenção

tornou-se numa das áreas mais importantes de uma empresa, contribuindo para a sua

produtividade, segurança, qualidade dos seus produtos e para a sua própria imagem.

A manutenção melhora o desempenho e a disponibilidade de um equipamento, porém

contribui para o aumento do custo da sua operação. Assim, a gestão da manutenção

procura encontrar o ponto ótimo entre o custo e os benefícios da manutenção. Uma boa

gestão da manutenção permite reduzir os custos relacionados com as falhas dos

equipamentos, controlar stocks, melhorar a qualidade de produtos ou serviços e promove o

trabalho em equipa.

De modo a medir o desempenho de uma política de manutenção definida por uma

empresa, são utilizados indicadores de fiabilidade. No sentido de quantificar globalmente os

esforços despendidos por uma empresa com a sua política de manutenção são calculados

valores de custos de manutenção. Estas variáveis são bastante úteis na gestão da manutenção

e ajudam a corrigir a política de manutenção decidida e implementada numa empresa. Os

indicadores de fiabilidade e os custos de manutenção serão estudados neste capítulo.

3.1 - Definição de Manutenção

Há várias definições de manutenção de equipamentos, segundo diversos autores:

• Em [11], a manutenção de equipamentos “constitui o conjunto de atividades

destinadas a garantir que um determinado equipamento, ao longo da sua vida útil

espetável, se comporte com níveis de desempenho ótimos e ofereça níveis máximos

de segurança na sua utilização e operação”.

• Em [12], a manutenção é definida como a “combinação de todas as ações técnicas,

administrativas e de gestão, durante o ciclo de vida de um bem, destinadas a mantê-

lo ou a repô-lo num estado em que possa desempenhar a função requerida”.

18 Manutenção de Equipamentos: Conceito e Técnicas

18

• Em [13], a manutenção é apresentada como o “conjunto das ações destinadas a

assegurar o bom funcionamento das máquinas e das instalações, garantindo que elas

são intervencionadas nas oportunidades e com o alcance certos, por forma a evitar

que avariem ou baixem de rendimento e, no caso de tal acontecer, que sejam

repostas em boas condições de operacionalidade com a maior brevidade, tudo a um

custo global otimizado”.

3.2 - Evolução da Manutenção

A revolução industrial, iniciada em meados do século XVIII em Inglaterra, conduziu à

substituição progressiva do trabalho do homem por máquinas. Nesse sentido, surgiu o

conceito de manutenção associado a máquinas utilizadas na indústria mineira, metalúrgica e

têxtil. A manutenção realizada era baseada em técnicas reativas. Ou seja, a manutenção era

realizada depois da ocorrência de uma avaria (ver subsecção 3.3.2).

Desde o século XVIII até ao início do século XX, a manutenção foi sempre caracterizada

por uma forte componente reativa. Porém, a partir do século XX, devido ao desenvolvimento

tecnológico e económico, surgiram novos equipamentos, cada vez mais complexos, e

consequentemente a manutenção teve necessidade de evoluir. Apareceram novas técnicas de

manutenção e a manutenção passou a ser vista como uma das atividades mais importantes

numa empresa. O autor em [1] caracterizou a evolução da manutenção desde 1930 até à

atualidade. Essa evolução é apresentada ao longo de três gerações:

• A primeira geração (1930 - 1939);

A primeira geração diz respeito ao período até à 2ª guerra mundial. Uma vez que a

indústria não era muito automatizada e como ainda não existiam grandes cadeias de

produção, os tempos de paragem não eram muito importantes, e daí a manutenção

preventiva não constituir uma prioridade. Como os equipamentos eram simples, a

manutenção era baseada em ações de limpeza e de lubrificação, sendo também fáceis de

reparar quando avariavam.

• Segunda geração (1940 - 1975);

A segunda geração inclui o período desde a década de 40 até meados da década de 70.

Neste período de tempo, a gestão da manutenção sofreu mudanças significativas, devido à

crescente automatização dos processos de produção. Na indústria, o número de máquinas

aumentou e tornaram-se cada vez mais complexas. No sentido de evitar avarias, na década

de 60, a manutenção preventiva atingiu uma grande popularidade, sendo baseada em

revisões e realizada em intervalos de tempo fixos. Porém, o custo das empresas com a

manutenção começou a aumentar, iniciando-se o planeamento e controlo da manutenção. O

objetivo da manutenção era possibilitar uma elevada disponibilidade das máquinas, e assim

diminuir os seus tempos de paragem, ao menor custo.

• Terceira geração (1975 - Atualidade);

A terceira geração compreende o período desde meados da década de 70 até à

atualidade. Ao longo deste período foram realizadas novas pesquisas sobre os padrões de

avaria dos equipamentos, surgiram novas técnicas de manutenção e novos objetivos

associados à manutenção. As novas pesquisas sobre os padrões de avaria dos equipamentos,

As Diferentes Técnicas de Manutenção 19

revelaram a existência de novos padrões, mostrando que a probabilidade de falha de um

equipamento pode apresentar um comportamento que não depende da idade de operação do

equipamento. Nos últimos anos surgiram novas técnicas de manutenção, como a manutenção

condicionada, ferramentas de apoio à decisão, como estudos de risco e análises de modos e

efeitos de falhas (Failure Modes and Effects Analysis), os equipamentos foram adquirindo

maior fiabilidade e verificaram-se grandes mudanças nas organizações, ao nível dos trabalhos

em equipa. Durante esta geração, os objetivos da manutenção, não só foram assegurar

elevada qualidade dos produtos e serviços ao menor custo, através de uma elevada

fiabilidade e disponibilidade dos equipamentos da empresa, mas também garantir segurança

de pessoas e bens e o cumprimento de normas ambientais. Por outro lado, a manutenção

passou a ser vista como um meio de prolongar o tempo de vida útil de um equipamento por

forma a obter o máximo retorno do seu investimento. Atualmente as organizações têm consciência da dependência entre a manutenção e a

qualidade dos seus produtos ou serviços prestados. Além disso, a segurança das pessoas e

bens, assim como a proteção do ambiente, são também vistos como uma prioridade na

elaboração dos planos de manutenção das organizações. Os operadores de manutenção são

confrontados com problemas de decisão. Em sistemas constituídos por vários equipamentos, é

necessário decidir quais os equipamentos que devem ser sujeitos a manutenção, e quais as

técnicas mais adequadas. Optando pela decisão correta é possível reduzir custos de

manutenção e garantir elevados padrões de disponibilidade dos equipamentos.

Os novos desafios colocados às empresas, devido ao desenvolvimento económico e

tecnológico, fez com que a manutenção evoluísse de uma simples forma de reparação de

avarias para uma forma de engenharia [14]. Hoje em dia, uma manutenção que assegure uma

disponibilidade elevada dos equipamentos e ao mesmo tempo tenha um custo reduzido é o

objetivo de qualquer departamento de manutenção.

3.3 - As Diferentes Técnicas de Manutenção

A divisão das técnicas de manutenção pode ser realizada de diversas formas. No entanto,

é comum a sua divisão em dois grandes grupos: a manutenção reativa e a manutenção

proativa.

• Manutenção reativa;

A manutenção reativa lida com o estado de avaria. As intervenções são executadas depois

de a avaria ocorrer. A manutenção corretiva é uma técnica de gestão reativa.

• Manutenção proativa;

A manutenção proativa é realizada antes de a avaria ocorrer, com o objetivo de prevenir

que o equipamento atinja o estado de avaria. Existem dois tipos de manutenção proativa. A

sistemática e a condicionada. A principal diferença entre elas encontra-se no seu

planeamento. A manutenção sistemática é efetuada em intervalos de tempo fixos e

predeterminados, enquanto a manutenção condicionada é efetuada em função dos resultados

de avaliações ao estado do equipamento. A divisão das técnicas de manutenção referida é

apresentada na Figura 3.1.


20

Figura 3.1 – As diferentes técnicas de manutenção de equipamentos ou infraestruturas [14].

As técnicas de manutenção expostas podem ser aplicadas isoladamente, ou de forma

combinada, constituindo outras técnicas de manutenção. Nomeadamente, a manutenção

produtiva total, habitualmente conhecida por “Total Productive Maintenance” (TPM), a

manutenção centrada na fiabilidade, “Reliability Centered Maintenance II” (RCM II) e a

manutenção baseada no risco, “Risk Based Maintenance” (RBM).

A manutenção produtiva total, i.e. TPM, é uma filosofia de manutenção que combina as

técnicas de manutenção corretiva e preventiva, com o objetivo de evitar falhas de máquinas

e de equipamentos e perdas de produção, com a participação dos próprios operadores das

máquinas, pessoal da manutenção e até quadros superiores de gestão da manutenção [13].

A metodologia RCM II reconhece que todas as técnicas de manutenção têm valor,

integrando-as de forma a obter um plano de manutenção personalizado para um determinado

equipamento. Como referido na subsecção 2.3.1, a cada modo de falha do equipamento é

atribuída uma técnica de manutenção. Assim, a metodologia fornece regras para decidir qual

a técnica mais apropriada, e à exceção das técnicas reativas, qual a sua periodicidade [15].

Na metodologia RBM, as ações de manutenção são definidas em função da probabilidade

das falhas do equipamento, bem como das suas consequências económicas e sociais.

Além destas, será estudada mais uma técnica de manutenção, o “Root Cause Analysis”

(RCA). Esta técnica reativa, efetuada depois da ocorrência de uma avaria de um

equipamento, procura identificar todas as causas dessa avaria, tratando-a, de modo a que

esta não ocorra novamente no futuro.

A seguir cada um dos diferentes tipos de manutenção será analisado, no sentido de se

conhecer os seus fundamentos e principais características.

3.3.1 - Manutenção Proativa

A manutenção proativa é realizada com o objetivo de evitar a ocorrência de avarias, ou

pelo menos reduzir a sua probabilidade, de modo a garantir um funcionamento seguro e

eficiente dos equipamentos. Este tipo de manutenção é efetuada de forma planeada, antes

das falhas funcionais do equipamento ocorrerem. Quando corretamente aplicada permite:

• Aumentar a fiabilidade e a disponibilidade dos equipamentos, o que

Manutenção Proativa: Preventiva Sistemática 21

consequentemente conduz à redução dos custos associados às avarias;

• Aumentar o período de vida útil dos equipamentos;

• Aumentar a segurança dos operadores dos equipamentos;

• Facilitar a gestão de stocks;

• Minimizar a indisponibilidade dos sistemas em que os equipamentos sujeitos a

manutenção estão integrados;

• Prever os custos da manutenção;

• Reduzir e regularizar a carga de trabalho;

Para se poder realizar uma manutenção proativa é necessário prever antecipadamente a

ocorrência das avarias. Porém, um equipamento possui diversos modos de avaria, e quanto

maior for a sua complexidade, maior será o número de motivos pelos quais o equipamento

pode falhar. Assim, é muito difícil, se não impossível, antever todos os seus modos de avaria.

A implementação da manutenção proativa requer o conhecimento de um registo histórico

detalhado do período de vida útil do equipamento. Este registo é geralmente obtido através

de informações de avarias, supervisões ao seu funcionamento e intervenções de manutenção.

A criação destes registos, embora implique um custo, é essencial na gestão da manutenção do

equipamento.

A partir da análise dos registos históricos, é realizada uma previsão das potenciais datas

em que as avarias poderão ocorrer. Nesse sentido, será possível preparar tarefas de

manutenção preventiva tendentes a evitá-las. Esta preparação permite minimizar os efeitos

da manutenção, por exemplo, na indisponibilidade de um sistema de produção.

A manutenção proativa, como referido anteriormente, compreende dois tipos de

manutenção. A manutenção preventiva sistemática e a manutenção preventiva condicionada.

3.3.1.a - Manutenção Proativa: Preventiva Sistemática

A manutenção preventiva sistemática é realizada em intervalos de tempo fixos

predeterminados. Os intervalos de manutenção são determinados mediante o comportamento

das avarias do equipamento em função do tempo. Os padrões conhecidos da probabilidade de

ocorrência de uma avaria em função do tempo são ilustrados na Figura 3.2.

A curva A apresentada na Figura 3.2, habitualmente designada por “curva da banheira”, é

dividida em três períodos. No período de início da vida do equipamento observa-se uma

elevada probabilidade de avaria. Porém, esta probabilidade decrece rapidamente, mantendo-

se constante ao longo de um período relativamente longo. No final deste período, a

probabilidade de avaria volta novamente a crescer. Admitindo que as avarias de um dado

equipamento ocorrem segundo o padrão A, a intervalos de tempo “T”, são efetuados

trabalhos de manutenção com o objetivo de manter o equipamento a funcionar na parte

horizontal da curva, isto é, com a menor probabilidade de ocorrência de avarias. Os trabalhos

de manutenção consistem em reparações, de modo a restabelecer as capacidades iniciais do

equipamento, inspeções visuais, revisões sistemáticas ou substituições de componentes nos

equipamentos. As operações de lubrificação são um bom exemplo de tarefas preventivas

sistemáticas. Estes trabalhos são efetuados independentemente do equipamento aparentar

estar em bom estado de funcionamento. O intervalo de manutenção “T” é estabelecido em

função de uma análise de registos históricos de avarias dos equipamentos. Estes registos

podem ser obtidos através de recolha de informação relacionada com o funcionamento do


22

equipamento no seu contexto operacional ou a partir de dados disponibilizados pelo

fabricante dos equipamentos.

Figura 3.2 - Padrões de avaria possíveis de um equipamento [4].

A adoção da manutenção preventiva sistemática apresenta algumas vantagens,

nomeadamente é possível prever os custos da manutenção, assim como minimizar os efeitos

negativos resultantes da indisponibilidade dos equipamentos, pois esta manutenção é

planeada antecipadamente. No entanto, não tem em consideração o estado real dos

equipamentos. Assim, existe o risco, não só de realizar a manutenção, encontrando-se o

equipamento a funcionar corretamente, havendo custos desnecessários, mas também de não

realizar manutenção, afetando o desempenho operacional dos equipamentos.

Ainda em relação às curvas dos padrões de avarias, nas curvas C,D,E, F não se consegue

identificar um ponto a partir do qual a probabilidade de avaria começa a aumentar

rapidamente. Consequentemente, a manutenção preventiva sistemática não tem aplicação

em equipamentos que apresentam estes padrões de avarias. Este tipo de manutenção torna-

se eficiente caso seja possível prever o período durante o qual o equipamento funciona sem

falhar.

Manutenção Proativa: Preventiva Condicionada 23

3.3.1.b - Manutenção Proativa: Preventiva Condicionada

A manutenção preventiva condicionada surgiu nos anos 70-80. Esta técnica de

manutenção proativa consiste no controlo do estado real de um equipamento, e permitiu

ultrapassar algumas das desvantagens associadas à aplicação da manutenção preventiva

sistemática.

Através de técnicas de monitorização do estado dos equipamentos, são definidas as

intervenções de manutenção. Estas não são realizadas com uma periodicidade constante, mas

sim de uma forma variável, em função da condição de funcionamento dos equipamentos. As

intervenções são apenas realizadas quando houver sinais de maus funcionamentos ou

aproximação de avarias. Caso o equipamento se encontre a funcionar corretamente, não são

efetuadas intervenções. Este conceito de manutenção, baseado em técnicas de inspeção

contínuas, permite aumentar a disponibilidade dos equipamentos. Em sistemas de produção

de bens ou de prestação de serviços, a disponibilidade de certos equipamentos é essencial.

Por outro lado, a manutenção preventiva condicionada conduz à redução dos custos de

manutenção, pois o esforço dedicado aos trabalhos de manutenção é menor. Além disso, este

tipo de manutenção apresenta benefícios relacionados com a segurança dos operadores dos

equipamentos.

Existem diferentes técnicas de controlo da condição de equipamentos. Associadas a

equipamentos mecânicos, as mais comuns são as análises de vibrações, as termografias, as

análises de parâmetros de rendimento, as inspeções visuais, as medições ultrassónicas e as

análises de lubrificantes em serviço. Estes meios de vigilância sistemáticos permitem

acompanhar o funcionamento dos equipamentos e detetar sintomas de avaria. Assim, é

possível intervir e evitar falhas dos equipamentos e consequentemente as suas

consequências.

A manutenção preventiva condicionada explora o facto de a maioria das avarias serem

precedidas por alguma forma de pré-aviso. No entanto, este pré-aviso pode ser de poucos

segundos, dias, ou até meses. Uma simples tarefa de inspeção visual periódica é um recurso

bastante útil na deteção e diagnóstico de potenciais avarias.

A Figura 3.3 ilustra a curva P-F. Esta mostra como a avaria começa, deteriorando-se até

um ponto onde pode ser detetada, ponto P. Se não for detetada, ou se nada for feito para a

evitar, começa a deteriorar-se a um ritmo mais acelerado, até que chega a um ponto de

avaria, designado por F. Neste estado de avaria, o equipamento é incapaz de realizar as suas

funções com um nível de desempenho aceitável pelo seu utilizador.


O intervalo P-F é o intervalo de tempo entre o ponto P e o ponto F. Como se pode

observar na Figura 3.4 este intervalo indica a frequência com que as tarefas de manutenção

preventiva condicionada devem ser realizadas, ou seja, estas de

intervalos menores que o intervalo P

intervalo P-F, o processo de verificação poderá torna

A eficiência da manutenção preventiva condicionada depende d

intervalo P-F. Este não deve apresentar variações significativas, se não corre

não se detetar a potencial avaria antes da sua ocorrência. Por outro lado, o intervalo entre a

descoberta da potencial falha e a sua ocorrência de

uma ação seja desencadeada a tempo de reduzir ou eliminar as consequências das avarias.

3.3.2 - Manutenção Corretiva

A manutenção corretiva destina

avarias que surgem sem aviso prévio ou são impossíveis de prever. Nesse sentido, não há

oportunidade de intervir antecipadamente e evitar a avaria. Como as avarias ocorr

forma imprevisível, este tipo de manutenção básico é a única alternativa, consistindo em

tarefas que conduzam à reposição do estado de funcionamento do equipamento. A

Con

diçã

o

Ponto em que a avaria começa a ocorrer

Con

diçã

o Intervalomanutenção condicionada


24

Figura 3.3 – A curva P-F [1].

F é o intervalo de tempo entre o ponto P e o ponto F. Como se pode

este intervalo indica a frequência com que as tarefas de manutenção

preventiva condicionada devem ser realizadas, ou seja, estas devem ser efetuadas em

intervalos menores que o intervalo P-F. Todavia, se esses intervalos forem muito inferiores ao

F, o processo de verificação poderá torna-se bastante dispendioso.

A eficiência da manutenção preventiva condicionada depende da consistência do

ste não deve apresentar variações significativas, se não corre


descoberta da potencial falha e a sua ocorrência deverá ser suficientemente longo para que


Figura 3.4 – O intervalo P – F [1].

Corretiva

A manutenção corretiva destina-se a reparar avarias aquando da sua ocorrência. Existem


oportunidade de intervir antecipadamente e evitar a avaria. Como as avarias ocorr



Tempo

Ponto a partir do qual se consegue detetar a avaria (P) Avaria (F)

Tempo

IntervaloP - F

Intervalode manutenção condicionada

P

F

F é o intervalo de tempo entre o ponto P e o ponto F. Como se pode

este intervalo indica a frequência com que as tarefas de manutenção

vem ser efetuadas em

. Todavia, se esses intervalos forem muito inferiores ao

consistência do

ste não deve apresentar variações significativas, se não corre-se o risco de


verá ser suficientemente longo para que


se a reparar avarias aquando da sua ocorrência. Existem


oportunidade de intervir antecipadamente e evitar a avaria. Como as avarias ocorrem de uma



F

Total Productive Maintenance (TPM) 25

manutenção corretiva é também designada de curativa, uma vez que se baseia na reparação

de avarias e maus funcionamentos ocorridos em serviço. Por outro lado, aplica-se

normalmente a equipamentos que possuem um baixo custo, cuja avaria tem impactos

reduzidos na operação dos sistemas em que estão integrados e os custos da sua

indisponibilidade são menores do que os custos necessários para evitar a sua falha. Nestes

casos a manutenção corretiva é a melhor opção.

O planeamento da manutenção corretiva consiste na gestão de componentes ou

equipamentos de substituição, no sentido de tratar as avarias. Uma manutenção

exclusivamente corretiva implica elevados custos com equipamentos de reserva, de trabalho

extra e elevados tempos de paralisação dos equipamentos.

3.3.3 - Total Productive Maintenance (TPM)

A manutenção produtiva total teve as suas origens no Japão no início da década de 70,

alcançando uma grande popularidade, nomeadamente na indústria automóvel e de

eletrónica. Na indústria automóvel Japonesa, esta técnica de manutenção permitiu o fabrico

de automóveis bastante fiáveis e simultaneamente com um baixo custo.

A filosofia de manutenção TPM defende a participação ativa dos operadores dos

equipamentos na sua manutenção. Estas pessoas conhecem bem os equipamentos e assim

desempenham um papel importante na definição dos planos de manutenção mais adequados

aos equipamentos, tendo em conta as suas diferentes condições de funcionamento. A

manutenção produtiva total integra as técnicas de manutenção corretiva e preventiva e tem

por finalidade a maximização da eficiência global dos equipamentos. Além disso, promove a

participação de pessoas com diferentes competências na manutenção, desde os operadores

dos equipamentos, o pessoal da manutenção, até quadros superiores de gestão da empresa.

Para implementar a filosofia de manutenção TPM são necessários os seguintes pilares

fundamentais [13]:

• Estruturação da manutenção autónoma;

• Estruturação da manutenção planeada,

• Formação e treino dos operadores dos equipamentos e técnicos de manutenção;

• Controlo inicial dos equipamentos e produtos;

• Manutenção da qualidade;

• TPM nos escritórios;

• Higiene, segurança e controlo ambiental;

O pilar mais importante do TPM é a manutenção autónoma. Esta consiste numa

manutenção básica aplicada aos equipamentos pelos operadores que lidam diariamente com

eles. As tarefas que constituem a manutenção autónoma são:

• Limpeza inicial;

• Medidas de combate contra a fonte de sujidade e local de difícil acesso;

• Elaboração de normas de limpeza e lubrificação;

• Inspeção geral;

• Inspeção autónoma;

• Organização e ordem;


26

• Consolidação;

3.3.4 - Reliability Centered Maintenance II (RCM II)

A metodologia RCM II é definida como um processo usado para determinar o que deve ser

feito para garantir que um qualquer equipamento ou sistema continue a fazer o que os seus

utilizadores querem que ele faça no seu contexto de operação atual [1]. A metodologia RCM II

foi brevemente apresentada na subsecção 2.3.1 e será descrita em detalhe no capítulo 5.

Esta implica analisar sete questões para um determinado equipamento ou sistema.

1. Quais as funções do equipamento no seu contexto operacional?

2. De que maneiras podem essas funções falhar?

3. O que causa cada falha de função?

4. O que acontece quando uma falha ocorre?

5. Qual a importância das consequências de cada falha?

6. O que pode ser feito para prever ou prevenir cada falha?

7. O que fazer quando não é possível ou justificável uma política de manutenção

proativa?

As respostas às cinco primeiras questões (1-5) permitem obter informação detalhada

acerca do funcionamento do equipamento no seu contexto operacional, e determinar causas

de falhas dominantes. Esta análise permite também avaliar a criticidade do equipamento e

perceber qual a sua importância no sistema em que se encontra integrado. Além disso, define

ações proativas de manutenção, observando aspetos de segurança, meio-ambiente, qualidade

e produção.

3.3.5 - Risk Based Maintenance (RBM)

Na manutenção baseada no risco é determinado o risco que um dado equipamento

representa. Esse risco é calculado através das consequências económicas e sociais dos modos

de falha do equipamento e da probabilidade desses eventos ocorrerem. Habitualmente são

elaboradas matrizes do tipo “consequências vs probabilidade” para os equipamentos. Os

planos de manutenção são elaborados em função do risco do equipamento, sendo dada

prioridade ao tratamento dos modos de falha críticos. De acordo com [16], uma análise de

risco deve conter as seguintes etapas:

• Identificação dos cenários de acidente envolvendo a falha do equipamento;

• Identificação dos mecanismos e modos de falha de uma potencial degradação;

• Determinar a probabilidade de cada mecanismo ou modo de falha;

• Avaliar as consequências resultantes de falha do equipamento;

• Determinação do risco da falha do equipamento;

• Categorização e escalonamento do risco;

A implementação deste tipo de manutenção requer uma análise e registo de informação,

quer relacionada com fiabilidade, quer com o funcionamento do próprio equipamento no seu

Root Cause Analysis (RCA) 27

contexto de operação. Assim, pode tornar-se dispendiosa exigindo uma elevada carga de

trabalho. Por outro lado, conhecendo-se o risco associado ao equipamento e a todos os seus

componentes, é possível concentrar a manutenção nos componentes com maior risco,

realizando-se manutenção com menor regularidade nos componentes com menor risco. Uma

vez que a manutenção é focada principalmente nos componentes críticos e somente quando é

necessária, os custos de manutenção são otimizados, garantindo-se fiabilidade e

disponibilidade dos equipamentos.

3.3.6 - Root Cause Analysis (RCA)

A metodologia RCA procura identificar todos os eventos que conduziram à avaria de um

dado equipamento. Assim, esta técnica lida com o estado de avaria. O objetivo desta

metodologia é identificar as verdadeiras causas da avaria, de modo a evitar que esta ocorra

novamente. Após a ocorrência de uma avaria, o método RCA analisa detalhadamente todos os

eventos com alguma probabilidade de terem provocado a avaria. Esses eventos são

verificados de uma forma estruturada. Desta análise é possível definir as ações que devem ser

tomadas para solucionar a avaria, de modo a que esta não suceda no futuro. O método RCA

implica analisar três questões aquando da ocorrência de uma avaria:

1. Qual foi a avaria?

2. Quais foram as causas da avaria?

3. Que ações devem ser tomadas para que a avaria não ocorra novamente?

O método RCA é utilizado de uma forma pontual, identificando as causas de uma avaria

em particular que ocorreu numa dada altura. O conhecimento profundo de um dado modo de

avaria permite que se tomem as devidas ações corretivas.

3.4 - Indicadores de Fiabilidade

Os indicadores de fiabilidade permitem avaliar as técnicas de manutenção adotadas por

uma empresa na conservação e prevenção de avarias dos seus equipamentos. Embora sejam

valores que exprimam probabilidades, revelam informação bastante útil sobre a ocorrência

de avarias, tempos médios de reparação e disponibilidade dos equipamentos. Ou seja,

permitem avaliar o desempenho de equipamentos. Devido às implicações técnicas,

económicas e de segurança associadas às avarias, estes indicadores são bastante importantes.

A fiabilidade de um equipamento é a probabilidade de o equipamento desempenhar, de

uma forma adequada, a função para o qual foi concebido, nas condições previstas e nos

intervalos de tempo em que tal é exigido [17]. Os indicadores de fiabilidade facilitam a

tomada de decisões de manutenção, nomeadamente ajudam a definir ou a corrigir as

técnicas de manutenção já implementadas. Nesse sentido, estes indicadores de fiabilidade

são relevantes na gestão da manutenção, facilitando a determinação do ponto ótimo entre a

fiabilidade do equipamento e o custo da sua manutenção.

Como se pode observar na Figura 3.5, quando corretamente aplicada uma estratégia de

manutenção a um dado equipamento, o aumento do nível de manutenção implica o aumento

dos custos de operação do equipamento. Porém com um maior nível de manutenção garante-


se que o equipamento possua uma maior fiabilidade, pelo que os custos das suas avarias

diminuem.

Figura 3.5 –

Nas expressões seguintes são apresentados os principais indicadores de fiabilidade

associados a equipamentos reparáveis. Estes têm um ciclo de vida, encontrando

estado de funcionamento (F) ou de avaria (A). No estado de avaria o equipamento é sujeito a

reparação e recupera o funcionamento. Na

equipamento reparável. Os estados de avaria parcial não foram considerados.

Figura 3.6 – Ciclo de v

O indicador MTBF (do inglês

um dado equipamento reside no estado de funcionamento. Ou seja, é o tempo de

funcionamento que decorre, em média, entre avarias consecutivas. Quanto maior for o valor

de MTBF, mais fiável é o equipamento.

determinado período de tempo, é calculado através da e

Est

ado

A

F F


28


Determinação do nível ótimo de manutenção.

seguintes são apresentados os principais indicadores de fiabilidade

associados a equipamentos reparáveis. Estes têm um ciclo de vida, encontrando


funcionamento. Na Figura 3.6 é apresentado o ciclo de vida de um

Os estados de avaria parcial não foram considerados.

Ciclo de vida de um equipamento reparável [18].

MTBF (do inglês “Mean Time Between Failures”) exprime o tempo médio que

dado equipamento reside no estado de funcionamento. Ou seja, é o tempo de


de MTBF, mais fiável é o equipamento. O valor do tempo médio entre avarias, para um

ado período de tempo, é calculado através da expressão (eq.1).

Tempo

F

A A A

F F


seguintes são apresentados os principais indicadores de fiabilidade

associados a equipamentos reparáveis. Estes têm um ciclo de vida, encontrando-se num


é apresentado o ciclo de vida de um

exprime o tempo médio que

dado equipamento reside no estado de funcionamento. Ou seja, é o tempo de


O valor do tempo médio entre avarias, para um

A

Indicadores de Fiabilidade 29

MTBF = 1Nt

[anos]eq. 1

Emque:

N → Númerodeperíodosdefuncionamento t → Duraçãodoperíododefuncionamentoi

Um valor de MTBF de 3 anos significa que o equipamento tem uma avaria, em média, de 3

em 3 anos. Contudo, este tempo médio entre avarias não exprime o tempo de calendário. A

taxa de avarias (λ) é o inverso do MTBF e é expressa em número de avarias por “ano de

funcionamento”.

λ = 1MTBF+

Nºdeavariasano .eq. 2

O indicador MTTR (do inglês “Mean Time To Repair”) exprime o tempo médio necessário

para reparar uma avaria. Este tempo inclui o tempo necessário para diagnosticar a avaria, o

tempo até à chegada de uma equipa de manutenção às instalações onde o equipamento se

encontra e o tempo que leva para reparar o sistema do qual o equipamento faz parte. Este

indicador é também habitualmente representado por r. A expressão (eq.3) permite calcular o

seu valor.

0112 = 13456

7

5 [horas]9:. 3

Emque:

3 → Númerodeperíodosdeavaria t< → Duraçãodoperíododeavariai

A taxa de reparação (µ) é o inverso de MTTR.

µ = 1MTTR[horas

>]eq. 4 A indisponibilidade (U) é a probabilidade de encontrar o equipamento no estado de

avaria. A indisponibilidade de um equipamento reparável é dada pela expressão (eq.5). De

modo a calcular o valor de U, os valores de MTTR e de MTBF devem possuir a mesma unidade.

@ = 011201AB +0112[%]9:. 5

A disponibilidade (A), para um determinado período de tempo, mede a percentagem de

tempo de funcionamento do equipamento em relação ao tempo total do período em análise.

A disponibilidade de um equipamento reparável é dada pela expressão (eq.6) e no sentido de

se calcular o seu valor, os valores de MTBF e de MTTR devem possuir a mesma unidade

temporal.


30

F = 01AB01AB +0112[%]9:. 6

A expressão (eq.6) mostra que é possível aumentar a disponibilidade de um equipamento

através do aumento do tempo médio que o equipamento reside no estado de funcionamento

(MTBF) ou diminuindo o tempo médio de reparação (MTTR). Estes indicadores de fiabilidade

(eq.1 a eq.6) servem para avaliar os benefícios resultantes de uma técnica de manutenção.

Além de avaliarem permitem fazer comparações da atividade de manutenção entre anos

diferentes e ajudar a tomar decisões de gestão da manutenção.

3.5 - Custos de Manutenção

O custo decorrente de uma técnica de manutenção permite avaliar a sua eficácia, sendo

um indicador importante na gestão da manutenção [19]. Através deste tipo de análise é

possível decidir qual a técnica de manutenção que mais se adequa a um equipamento. Por

vezes as técnicas de manutenção corretivas podem apresentar custos inferiores às técnicas de

manutenção preventivas ou o recurso à subcontratação pode ser mais vantajoso,

economicamente.

A determinação dos custos associados à atividade manutenção não é uma tarefa fácil,

pois alguns custos são difíceis de quantificar. Os custos da atividade de manutenção podem

ser divididos em custos diretos, indiretos e de posse de stocks [14].

Os custos diretos são os custos de funcionamento dos serviços de manutenção. Estes

custos contabilísticos diretamente calculados numa intervenção são o custo de mão-de-obra,

despesas do serviço de manutenção, custo de equipamentos de substituição em stock,

consumos de matérias-primas, ferramentas, e outros bens para a manutenção e o custo de

trabalhos subcontratados, se houver. O custo de mão-de-obra é aquele que mais interessa ao

gestor da manutenção, pois traduz, em termos financeiros, o esforço efetivamente dedicado

à manutenção. Este é representado pelo produto do tempo gasto na atividade de manutenção

e taxa horária, que integra salários e encargos sociais dos operadores. As despesas do serviço

de manutenção incluem despesas administrativas e custos com o transporte.

Os custos indiretos podem ser contabilizados e são originados por perdas de produção ou

falhas na qualidade de um serviço. Estes custos são sempre atribuídos à manutenção, seja por

falta dela ou aquando da sua realização.

Por último, os custos de posse de stocks contabilizam os custos dos materiais com

existência em armazém, sejam materiais de consumo corrente, sejam peças ou equipamentos

de reserva específicos.

Na Figura 3.7 são apresentados os verdadeiros custos da manutenção [13]. Os custos

contabilísticos referidos são representados na parte visível do iceberg. A parte imersa do

iceberg, quatro vezes maior que a parte visível representa todos os outros custos que não são

facilmente quantificáveis.

Sumário 31

Figura 3.7 – Iceberg dos custos da manutenção [13].

3.6 - Sumário

Neste capítulo foram descritas as várias técnicas de manutenção a partir de revisão de

literatura. Nas últimas décadas, surgiram novas metodologias de manutenção que procuram

integrar as várias técnicas de manutenção já existentes, explorando as vantagens de cada

uma delas. São exemplos a manutenção produtiva total, a manutenção centrada na

fiabilidade e a manutenção baseada no risco. Estas técnicas são baseadas no completo

conhecimento das funções do equipamento no seu contexto de operação e procuram

conhecer detalhadamente os tipos de avarias dos equipamentos, os seus efeitos e as suas

consequências na segurança de pessoas e bens, no meio ambiente e na operacionalidade dos

sistemas nos quais os equipamentos estão integrados.

As três técnicas referidas promovem o trabalho em equipa de várias pessoas, desde os

operadores dos equipamentos, pessoal da manutenção aos fabricantes dos equipamentos.

Esse envolvimento gera motivação sendo responsável pelos bons resultados que estas técnicas

têm evidenciado. Através de uma metodologia específica é determinada a política de

manutenção mais apropriada a cada equipamento, tendo em conta os riscos assumidos pelas

consequências das suas avarias, custos de manutenção e indicadores de fiabilidade.

Os indicadores de fiabilidade e os custos de manutenção são critérios importantíssimos na

definição de uma política de manutenção. Estas variáveis são difíceis de obter e de calcular,

exigindo recolha e tratamento de informação. Contudo, uma vez obtidos é possível justificar

se a política de manutenção implementada numa empresa é ou não viável.


32

33

Capítulo 4

Sistema de Proteção, Comando e Controlo: Constituição e Fiabilidade

O objetivo deste capítulo é descrever o Sistema de Proteção, Comando e Controlo (SPCC)

de subestações AT/MT de uma empresa operadora da rede elétrica. De modo a aplicar a

metodologia RCM II é necessário primeiramente compreender este sistema.

Devido à evolução das tecnologias de transmissão de dados digitais e dos equipamentos

de proteção e de comando, os SPCC´s que integram as subestações AT/MT possuem duas

arquiteturas diferentes. Uma designada clássica e outra numérica [20]. As características

principais dessas arquiteturas são descritas na subsecção 4.1.2. Ao nível dos vários

equipamentos que constituem o SPPC numérico são descritas as suas funções. Além destas

descrições, a atual política de manutenção dos equipamentos que constituem o SPCC é

apresentada e a fiabilidade de proteções numéricas e do sistema de comando e controlo é

analisada na secção 4.7.

4.1 - Descrição do Sistema de Proteção, Comando e Controlo

O Sistema de Proteção, Comando e Controlo (SPCC) de uma subestação AT/MT é

responsável por funções de proteção, de automatismo e de comando e controlo de todos os

órgãos da instalação. Nesse sentido, permite efetuar a alteração dos modos de

funcionamento da subestação (local ou distância), gerir informação, realizar

teleparametrização, telemanutenção de equipamentos, telecontagem e outros comandos de

controlo da subestação à distância e possibilita a interface homem-máquina [21]. Nesse

sentido, é responsável pelo comando global e supervisão de toda a subestação.

4.1.1 - Funções

O Sistema de Proteção, Comando e Controlo (SPCC) possibilita a implementação do serviço

de supervisão, controlo e aquisição de dados da subestação AT/MT, não só localmente, mas

também remotamente. A seguir apresentam-se os serviços disponibilizados pelo SPCC,

34 Sistema de Proteção, Comando e Controlo: Constituição e Fiabilidade

34

realizados à distância [21].

1) Telecontagem;

2) Teleengenharia;

3) Supervisão de equipamentos;

4) Teleproteção;

A descrição dos serviços segue-se:

1) A função de telecontagem consiste na recolha diária de impulsos correspondentes aos

valores de contagem de energia nos painéis da subestação que disponibilizam essa

medida. Os impulsos são enviados para uma unidade central de tratamento localizada

à distância.

2) A função de teleengenharia permite configurar, modificar parâmetros e alterar modos

de funcionamento das funções de proteção e de automatismo dos dispositivos

eletrónicos inteligentes (IED’s). Além destas, possibilita a recolha de registos de

acontecimentos e de oscilografia existentes nestas unidades. Por outro lado, permite

também a alteração de parâmetros e configurações da unidade central e a recolha de

dados resultantes de funções de autodiagnóstico, que verificam continuamente o

estado de software e hardware dos IED´s e da unidade central. Estas funções de

teleengenharia são executadas a partir de um centro de engenharia remoto ou de um

centro de condução.

3) A função de supervisão de equipamentos permite a supervisão, manutenção e

conservação de equipamentos existentes na subestação. Por exemplo, os sistemas de

alimentação auxiliar de corrente contínua (alimentador + bateria). Através desta

função é possível aceder a informação relacionada com o estado da bateria ou com o

funcionamento do alimentador e emitir ordens para a execução de programas de

reforço de carga da bateria.

4) A função de teleproteção possibilita a interligação entre duas ou três subestações

distintas.

4.1.2 - Arquiteturas de um Sistema de Proteção, Comando e Controlo

Um Sistema de Proteção, Comando e Controlo (SPCC) pode ser classificado de clássico ou

numérico [20]. Nos SPCC’s de tecnologia clássica, o comando e controlo da subestação AT/MT

é efetuado de forma centralizada. Existe uma unidade, designada URTA, responsável pelas

funções de automatismo de toda a subestação e onde reside a base de dados. As unidades de

proteção podem ser eletrónicas ou numéricas. A URTA através de relés interage com a

aparelhagem AT e MT da subestação, por meio de sinalizações, medidas e comandos.

A evolução das redes de comunicação de dados e das proteções numéricas permitiu

implementar um sistema de proteção, comando e controlo numérico em que os equipamentos

que o integram partilham informação digital entre si. Nestes sistemas, as proteções

numéricas realizam funções de proteção, de aquisição de medidas de grandezas analógicas,

de aquisição de sinalizações, de execução de comandos e funções de automatismo. Um SPCC

Constituição de um Sistema de Proteção, Comando e Controlo Clássico 35

numérico é caracterizado por uma arquitetura de fácil expansão física e de organização

funcional flexível. As proteções numéricas são instaladas pelos vários painéis existentes na

subestação, promovendo assim uma estrutura distribuída das funções pela subestação. Em

seguida é apresentada a constituição típica de um SPCC de tecnologia clássica e de um SPCC

de tecnologia numérica.

4.1.2.a - Constituição de um Sistema de Proteção, Comando e Controlo Clássico

O Sistema de Proteção, Comando e Controlo (SPCC) clássico é constituído pelos seguintes

equipamentos:

1) Proteções eletrónicas ou numéricas;

2) Unidade remota de teleação e automatismo;

3) Posto de comando local;

A descrição dos equipamentos segue-se:

1) As proteções eletrónicas e numéricas funcionam de forma independente e

descentralizada, estando associadas a painéis AT ou MT da subestação AT/MT. As

proteções eletrónicas possuem um sistema de medida de sinais analógicos constituído

por dispositivos semicondutores, como transístores e díodos. Num SPCC clássico, as

proteções não comunicam diretamente entre si, não havendo partilha de informação

entre estes equipamentos.

2) A Unidade Remota de Teleação e Automatismo (URTA) é responsável pelas funções de

automatismo e de telecontrolo. Esta unidade possui uma base de dados que atualiza a

informação e comandos enviados do centro de condução e posto de comando local

para a aparelhagem AT e MT da subestação, bem como a informação de medidas, de

alarmes e de sinalizações proveniente da subestação para o centro de condução. As

funções de automatismo (como por exemplo, deslastre e reposição por tensão ou

deslastre e reposição por frequência) são asseguradas pela URTA.

3) O posto de comando local encontra-se ligado à URTA, permitindo o comando e

controlo local da aparelhagem AT e MT da subestação. A Figura 4.1 ilustra a

arquitetura típica de um SPCC clássico.

A comunicação do SPCC de uma subestação AT/MT com o centro de condução implica

uma arquitetura de comunicação em que se destaca a URTA, as redes de comunicação e um

FrontEnd. A rede de comunicação entre a URTA e o FrontEnd é em fibra ótica ou rádio,

enquanto a rede de comunicação entre o FrontEnd e o centro de condução é em fibra ótica.

Um FrontEnd consiste numa unidade baseada num computador industrial que comunica com

várias subestações AT/MT e desempenha o processamento dos dados relativos à gestão de

várias subestações.


Figura 4.1 – Arquitetura típica

4.1.2.b - Constituição de um S

O Sistema de Proteção,

equipamentos AT ou MT da subestação, nomeadamente disjuntores AT ou MT, ou

transformadores de potência AT/MT e é constituído

• Dispositivos eletrónicos inteligentes

• Uma unidade central;

• Um posto de comando local;

• Equipamentos de comunicação da rede local de comunicação;

Na Figura 4.2 é apresentada a arquitetura

entre os IED’s e os equipamentos

elétricas em fio de cobre. Já a

e entre o posto de comando local e a unidade central é realizada através de uma rede local

de comunicação de dados em fibra ótica. O SPCC disponibiliza de forma contínua toda a

informação proveniente da interação com a subestação ao centro de condução. Essa

informação diz respeito ao estado atual de todos os equipamentos da subestação,

sinalizações, alarmes, comandos e medições de grandezas elétricas. De seguida, cada

elemento que integra o SPCC numérico será descrito.


36

típica de um sistema de proteção, comando e controlo clássico [20

Constituição de um Sistema de Proteção, Comando e Controlo Numérico

Sistema de Proteção, Comando e Controlo (SPCC) numérico interage com os


transformadores de potência AT/MT e é constituído pelos seguintes equipamentos [

Dispositivos eletrónicos inteligentes (IED’s);

Um posto de comando local;

Equipamentos de comunicação da rede local de comunicação;

é apresentada a arquitetura típica de um SPCC numérico. A interligação

entre os IED’s e os equipamentos AT ou MT da subestação é realizada por meio de ligações

interligação entre os IED’s, entre os IED’s e a unidade central



veniente da interação com a subestação ao centro de condução. Essa



CC numérico será descrito.

clássico [20].

Numérico

umérico interage com os


equipamentos [22]:

de um SPCC numérico. A interligação

AT ou MT da subestação é realizada por meio de ligações

interligação entre os IED’s, entre os IED’s e a unidade central



veniente da interação com a subestação ao centro de condução. Essa



Figura 4.2 – Arquitetura

4.2 - Dispositivos Eletrónicos Inteligentes

Os dispositivos eletrónicos inteligentes

multifuncionais. As proteções numéricas baseiam

medidas de grandezas elétricas e controlam saíd

elétricos, como por exemplo, linhas

nomeadamente valores de correntes e tensões, depois de adquiridas são realizados cálculos

para converter essas grandezas sob a forma de valores que possam ser usados num algoritmo

e serem comparados com

Na Figura 4.3 é apresentado

de comando e controlo, qu

subestação AT/MT. Nos painéis MT, nestes armários, juntamente com os IED’s são também

colocados os disjuntores MT.

• Aquisição de sinalizações da ap

grandezas elétricas;

• Emissão de ordens para a aparelhagem MT e AT da subestação;

• Implementação de funções de proteção e de automatismo;

• Interação com outros IED´s e com a unidade central, através da rede local

comunicação;

• Comando local dos aparelhos de manobra de cada painel;

Dispositivos Eletrónicos Inteligentes (IED’s)

Arquitetura típica de um sistema de proteção, comando e controlo

Dispositivos Eletrónicos Inteligentes (IED’s)

Os dispositivos eletrónicos inteligentes (IED’s) correspondem a proteções numéricas

multifuncionais. As proteções numéricas baseiam-se em microprocessadores que analisam

medidas de grandezas elétricas e controlam saídas para proteger ou controlar equipamentos

tricos, como por exemplo, linhas e transformadores. As grandezas elétricas analógicas,



valores de settings ou de referência.

é apresentado um exemplo de uma IED. Os IED’s são colocados em armários

e controlo, que se encontram instalados no interior do edifício de comando da


colocados os disjuntores MT. Segundo [22], os IED´s são responsáveis por:

Aquisição de sinalizações da aparelhagem MT e AT da subestação e medidas de

grandezas elétricas;

Emissão de ordens para a aparelhagem MT e AT da subestação;

Implementação de funções de proteção e de automatismo;

Interação com outros IED´s e com a unidade central, através da rede local

Comando local dos aparelhos de manobra de cada painel;

Dispositivos Eletrónicos Inteligentes (IED’s) 37

sistema de proteção, comando e controlo numérico [20].

correspondem a proteções numéricas

se em microprocessadores que analisam

as para proteger ou controlar equipamentos

. As grandezas elétricas analógicas,



Os IED’s são colocados em armários

e se encontram instalados no interior do edifício de comando da


arelhagem MT e AT da subestação e medidas de

Interação com outros IED´s e com a unidade central, através da rede local de


Figura

4.2.1 - Principais Características

Segundo [23], as proteções numéricas possue

• Fiabilidade;

Nas proteções numéricas, as falhas de operações são menos prováveis de ocorrer,

comparativamente a outras tecnologias (proteções eletromecânicas e eletrónicas).

• Autodiagnóstico;

As proteções numéricas têm a capacidade para conduzir continuamente autotestes, sob a

forma de circuitos de watchdog

de entrada de medidas analógicas. Esta característica permite vigiar o estado de

funcionamento do equipamento e detetar eventuais avarias internas. Em caso de avarias, a

proteção numérica bloqueia ou tenta uma recuperação, dependendo da severidade da avaria.

• Registo de eventos e de oscilografias;

As proteções numéricas registam vários

proteção ou falhas de hardware

tensões e correntes em situações de defeito.

• Integração em sistemas digitais;

A tecnologia numérica possui funções de co

de redes de fibra ótica, de modo a evitar problemas de interferências, as proteções

numéricas são integradas em sistemas digitais, contribuindo para uma operação mais rápida e

fiável das subestações, comunicando

• Adaptabilidade;

Devido às capacidades de comunicação e de programação que as proteções numéricas

possibilitam, é possível alterar

numérica, localmente ou à distância. Esta característica permite

sejam alterados de acordo com as


38

Figura 4.3 – Dispositivo eletrónico inteligente.

Principais Características das Proteções Numéricas

numéricas possuem as seguintes características:




watchdog, que incluem verificações de memória e análises ao módulo




Registo de eventos e de oscilografias;

As proteções numéricas registam vários eventos, nomeadamente atuações das funções de

hardware. Permitem também o registo e memória de oscilografias de

tensões e correntes em situações de defeito.

Integração em sistemas digitais;

A tecnologia numérica possui funções de comunicação e de aquisição de medidas. Através



fiável das subestações, comunicando com outros elementos da subestação.


possibilitam, é possível alterar settings e outros parâmetros de configuração da proteção

, localmente ou à distância. Esta característica permite que os settings

sejam alterados de acordo com as condições de operação da rede elétrica.




, que incluem verificações de memória e análises ao módulo




eventos, nomeadamente atuações das funções de

. Permitem também o registo e memória de oscilografias de

municação e de aquisição de medidas. Através




e outros parâmetros de configuração da proteção

settings da proteção

Constituição de hardware de uma Proteção Numérica 39

4.2.2 - Constituição de hardware de uma Proteção Numérica

Na Figura 4.4 é ilustrado um diagrama de blocos geral de uma proteção numérica, onde

são apresentados os principais módulos funcionais que a constituem. Os principais módulos

são:

1) Microprocessador;

2) Entrada de medidas analógicas;

3) Entrada de sinalizações digitais;

4) Saída de comandos;

5) Comunicação;

6) Alimentação;

7) Interface homem-máquina;

A descrição dos módulos segue-se:

1) O módulo microprocessador é responsável pelo processamento dos algoritmos de

proteção. Este módulo inclui a memória “Random Acess Memory”, (RAM), e a

memória “Read Only Memory”, (ROM). A memória RAM tem várias funções, como

guardar os dados recebidos que constituem as entradas do microprocessador e

armazenar informação durante o processo de compilação dos algoritmos de

proteção. A memória ROM é usada para armazenar programas permanentemente.

2) O módulo de entrada de medidas analógicas de corrente e tensão é formado por

vários elementos. O filtro analógico passa baixo filtra os sinais analógicos de alta

frequência, eliminando o ruído que é induzido nas linhas. Seguidamente os sinais

analógicos são transformados em sinais contínuos e convertidos, através de

conversores analógicos/digitais, em dados digitais. Estes são enviados

diretamente para o microprocessador.

3) O módulo de entrada de sinalizações digitais é responsável pela aquisição de

informação sobre o estado atual de diversos contatos da proteção numérica,

como por exemplo, o estado de um disjuntor se é aberto ou fechado. Estas

informações são fornecidas ao microprocessador.

4) O módulo das saídas binárias é composto por sinais digitais resultantes dos

algoritmos executados no módulo microprocessador. Estes são responsáveis pelas

ações de controlo, ordens emitidas e alarmes executados pela proteção numérica.

Assim, esta pode comandar equipamentos AT ou MT externos de manobra,

nomeadamente disjuntores.

5) O módulo de comunicação contém portas série e paralelas que permitem a

interligação da proteção numérica com os sistemas de controlo e comunicação da

subestação, bem como com outras proteções numéricas. Estas interligações

permanentes permitem a partilha de sinalizações, parâmetros e de telecomandos.

O módulo possibilita também a comunicação pontual com computadores pessoais,


40

por forma a inserir parâmetros de configurações, extrair registos de eventos ou

realizar operações de controlo.

6) O módulo de alimentação é responsável pela alimentação de circuitos DC que

transportam sinais de controlo e de alarmes. Deste modo, quando ocorrem

defeitos no sistema AC, a operação dos equipamentos de manobra não é afetada.

7) O módulo de interface homem-máquina é responsável por disponibilizar

informação ao utilizador, permitindo que este consiga comandar localmente o

painel AT ou MT, onde a proteção numérica se encontra instalada. A partir deste

módulo é possível [24]:

• Visualizar parâmetros das funções de proteção e automatismo e condições

específicas de funcionamento da subestação;

• Colocar ou retirar de serviço grupos de regulações pré-definidos;

• Colocar ou retirar de serviço funções;

• Alterar parâmeros mediante a introdução de palavra-chave;

• Recolher registos de oscilografia e registos cronológicos de acontecimentos;

• Atuar sobre os órgãos de manobra de cada painel (disjuntores);

Figura 4.4 - Diagrama de blocos de uma proteção numérica [23].

4.2.3 - Funções das Proteções Numéricas

As proteções numéricas possuem várias funções de proteção. Podem também ter funções

de automatismo e funções complementares relacionadas com registo de eventos e de

oscilografia, por exemplo. As funções de proteção asseguram a vigilância do funcionamento

Funções de Proteção 41

da rede elétrica e possibilitam a deteção de defeitos e sua posterior eliminação, permitindo

uma exploração segura da rede. As principais funções de proteção, de automatismo e

complementares associadas às proteções numéricas são descritas a seguir. As proteções

numéricas são instaladas em painéis AT ou MT da subestação. Na Tabela 4.1 são apresentados

os tipos de painéis AT e MT que constituem uma subestação numérica AT/MT, assim como a

sua função, de acordo com [21].

Tabela 4.1 - Painéis AT e MT de uma subestação AT/MT numérica [21].

Painel Função Linha AT /

Transformador de Potência AT/MT

Assegura a ligação direta entre a linha de distribuição de AT e o primário do transformador de potência AT/MT

Linha AT Assegura a ligação entre o barramento AT e a respetiva linha de distribuição de AT

Transformador de Potência AT/MT

Assegura a ligação entre o barramento AT e o primário do transformador de potência AT/MT

Potencial de Barras AT Assegura a ligação entre o barramento AT e

os transformadores de medida de tensão do barramento

Interbarras AT Assegura a ligação de dois barramentos entre si

Chegada Transformador de Potência

Assegura a ligação entre o secundário do transformador de potência AT/MT e o

barramento do quadro metálico

Linha MT Assegura a ligação entre o barramento do quadro metálico e a respetiva linha de

distribuição de MT

Bateria de Condensadores

Assegura a ligação entre o barramento do quadro metálico e a bateria de condensadores

de MT

Transformador de Serviços Auxiliares e Reactância de Neutro

Assegura a ligação entre o barramento do quadro metálico e o transformador MT/BT de

serviços auxiliares e a reactância de criação de neutro artificial

Potencial de Barras MT Assegura a ligação entre o barramento do

quadro metálico e os transformadores de medida de tensão do barramento

Interbarras MT Assegura a ligação de dois barramentos

entre si

Ligação de Barras Assegura a ligação de cada barramento à cela de interbarras

4.2.3.a - Funções de Proteção

Na Tabela 4.2 são apresentadas as funções de proteção específicas de cada tipo de painel

AT e MT de uma subestação numérica AT/MT segundo [21].


42

Tabela 4.2 - Funções de proteção específicas dos painéis AT e MT.

Painéis Função Linha AT

Barras AT

Linha AT/ TP

AT/MT

TP AT/MT

Chegada MT

Linha MT BC

TSA +

RN

MIF X X X X X X X MIH X X

MIHD X X PTR X X X mU X X MU X X mF X X X MF X X

PDIF X X X X Distância X Weak end

infeed X

Condutor partido X X

Presença de tensão

X

Cold load pickup X

Inrush restraint X

Verificação de

sincronismo X X

Desequilíbrio de neutro X

Máximo de tensão

homopolar de terras

resistentes

X

Teleproteção X Power Swing

Detection X

• Proteção de máxima intensidade de fase;

A função de proteção de máxima intensidade de fase deverá ser trifásica e permite a

deteção de defeitos entre as três fases ou entre duas fases [25]. À exceção dos painéis de

linha MT, em que esta função possui três níveis de deteção de defeitos (I>, I>> e I>>>) de

funcionamento por tempo independente, os restantes painéis possuem pelo menos dois níveis

de deteção de defeitos (I> e I>>), também de funcionamento por tempo independente. Em

qualquer um dos painéis, para o primeiro nível de deteção (I>), a corrente de arranque

mínima é de 1,5 HI, em que HI é a corrente nominal máxima em carga associada ao painel. A

temporização para o primeiro nível de deteção deve ser igual ou inferior a 5 segundos.

No painel de chegada TP esta função para além de proteger o barramento MT de defeitos

fase-fase, desempenha um papel de proteção de reserva às funções semelhantes dos painéis

de linhas MT. Nos painéis de linha MT, esta função desencadeia a função de automatismo

“religação rápida e/ou lenta de disjuntores”.

• Proteção de máxima intensidade homopolar;

A proteção de máxima intensidade homopolar é utilizada na deteção de defeitos fase-

terra pouco resistivos em painéis de baterias de condensadores MT e nos painéis de TSA + RN.

Nos painéis de baterias de condensadores MT, esta função possui pelo menos um nível de


deteção (Io>) de funcionamento por tempo independente. A medida da corrente homopolar

deverá ser obtida a partir de um transformador toroidal instalado para o efeito.

• Proteção de máxima intensidade homopolar direcional;

A função de proteção de máxima intensidade homopolar direcional destina-se à deteção

de defeitos fase-terra pouco resistivos. Esta função é utilizada em painéis de linha AT e nos

painéis de linha MT e tem a capacidade de desencadear a função de automatismo “religação

rápida e/ou lenta de disjuntores”. Nos painéis de linha AT, esta função tem dois níveis de

deteção de defeitos (Iod> e Iod>>) de funcionamento por tempo independente ou tempo

inverso. Nos painéis de linha MT, esta função de proteção deverá ter pelo menos dois níveis

de deteção de defeitos (Iod> e Iod>>) de funcionamento por tempo independente. Deverá

também permitir configurar a direccionalidade nos diferentes níveis de deteção de uma

forma individual.

• Proteção de máxima intensidade homopolar de terras resistentes;

A função de proteção de máxima intensidade homopolar de terras resistentes destina-se à

deteção de defeitos fase-terra com elevada resistência (valores superiores a 12,5 kΩ),

possuindo assim uma alta sensibilidade.

Nos painéis de linha MT, onde este tipo de defeito ocorre com regularidade, a função tem

um nível de deteção (Io>) e uma curva de funcionamento do tipo tempo muito inverso,

garantindo assim a seletividade temporal da linha MT com defeito em relação às outras linhas

MT. Esta função está relacionada com a função de automatismo “religação rápida e/ou lenta

de disjuntores”. Nos painéis de TSA+RN, a função deverá ter dois níveis de deteção (Io> e

Io>>), de funcionamento por tempo independente, de defeitos fase-terra resistivos no

barramento MT. Assim, funciona como backup à função de proteção de máxima intensidade

homopolar de terras resistentes dos painéis de linha MT. Esta função conduz ao disparo do

transformador de potência associado ao semibarramento em que se detetou o defeito, 3

minutos após o seu arranque.

• Proteção de máximo de tensão;

A proteção de máximo de tensão é utilizada em painéis de chegada MT e painéis MT de

baterias de condensadores. Esta função de proteção deverá ser trifásica e conduz ao disparo

temporizado do disjuntor dos painéis referidos em situações de elevação anormal da tensão

no barramento MT. A função de proteção possui 2 níveis de deteção (U> e U>>) de

funcionamento por tempo independente em painéis de chegada MT e um nível de deteção de

funcionamento por tempo independente (U>), no caso de painéis MT de baterias de

condensadores. Para o nível de deteção (U>), a tensão de arranque mínima é de 2@I, em que

@I é a tensão nominal associada ao painel. A temporização para este primeiro nível de

deteção deve ser igual ou inferior a 30 segundos.

• Proteção de mínimo de tensão;

A proteção de mínimo de tensão deverá ser trifásica e está associada ao painel de barras

AT e ao painel de chegada MT. Esta função deteta a falta de tensão no barramento em causa,

conduzindo ao processo de deslastre de cargas alimentadas pelo barramento. As cargas

deslastradas são repostas em serviço quando a tensão do barramento normalizar. Assim, esta

função tem como objetivo desencadear a função de automatismo “deslastre e reposição por

tensão”. A função possui dois níveis de deteção de mínimo de tensão (U < e U <<), sendo

que um deles desencadeia o deslastre e outro a reposição da tensão.


44

• Proteção de mínimo de frequência;

Os painéis de chegada MT possuem a função de proteção de mínimo de frequência. Esta

função tem três níveis de deteção (F <, F < < e F <<<) de funcionamento por tempo

independente, e para os quais deverá ser considerada uma atuação instantânea, aquando da

ocorrência de abaixamentos de frequência na rede MT. A função de automatismo “deslastre e

reposição por frequência” é desencadeada, desligando cargas seletivamente da subestação.

Após a normalização da frequência da rede é necessária uma ação voluntária para repor as

cargas deslastradas.

Nos painéis de linha MT e de linha AT, a função de proteção de mínimo de frequência tem

dois níveis de deteção de abaixamentos de frequência (F <, F < <), de funcionamento por

tempo independente e para ao quais deverá ser considerada uma atuação instantânea.

• Proteção de máximo de frequência;

Nos painéis de linhas MT e AT existe a função de proteção de máximo de frequência. Esta

tem dois níveis de deteção de elevações de frequência (F>, F>>) de funcionamento por tempo

independente e para os quais deverá ser considerada uma atuação instantânea.

• Proteção diferencial;

A função de proteção diferencial assume-se como a principal proteção de cabos

subterrâneos ou linhas aéreas de AT e permite detetar defeitos entre os transformadores de

intensidade localizados nos painéis AT que interligam as respetivas subestações. Os cabos

subterrâneos ou linhas aéreas AT possuem proteção diferencial em cada um dos seus

extremos. A comparação vetorial das correntes é realizada por fase. O tempo total de

operação da proteção deverá ser inferior a 30 ms. Esta função desencadeia a função de

automatismo “religação rápida e/ou lenta de disjuntores”.

A proteção diferencial de barras constitui a proteção principal de um barramento AT e

possibilita a deteção de defeitos entre os transformadores de intensidade (TI´s) dos painéis

AT interligados no mesmo barramento AT. O tempo total de operação da proteção deverá ser

inferior a 20 ms. A deteção de um defeito é determinada através das correntes que circulam

em cada um dos painéis AT, tendo sempre em conta a topologia atual de exploração da

subestação, nomeadamente a posição do seccionador de barras de cada painel e do disjuntor

de interbarras. Esta função de proteção deve possuir dois patamares de atuação. Um patamar

de alarme e um patamar de disparo dos disjuntores dos painéis associados à zona afetada.

Em transformadores de potência AT/MT, a proteção diferencial constitui a sua principal

proteção contra defeitos fase-fase, defeitos fase-terra e defeitos internos. A função compara

vectorialmente as correntes dos TI´s do lado AT e do lado MT do transformador de potência,

permitindo detetar situações de defeito nessa zona. Em condições normais de funcionamento

do transformador, a intensidade da corrente que percorre a proteção é nula, o que não

acontece numa situação de defeito. Defeitos externos ao transformador de potência e

saturações dos TI´s não devem afetar a característica de disparo desta função.

• Weak end infeed;

A função de proteção weak end infeed é específica dos painéis de linhas AT. Em situações

em que as correntes de defeito num extremo da linha protegida não são suficientemente

elevadas para enviar um sinal de teleproteção para a proteção de distância localizada no

outro extremo da linha, ocorrem disparos temporizados em backup no extremo da linha com

maior corrente de defeito. Esta função permite reenviar os sinais recebidos do extremo da


linha com maior corrente de defeito, assegurando deste modo a atuação da proteção de

distância no extremo da linha com maior corrente de defeito, mesmo com correntes de

defeito reduzidas ou nulas no outro extremo da linha.

• Power swing detection;

A função de proteção power swing detection é somente utilizada em painéis de linha AT.

Esta função tem como objetivo detetar oscilações de potência no sistema de distribuição de

energia decorrentes de variações significativas de carga no sistema ou alterações na sua

configuração. Quando a duração da oscilação de potência excede um valor configurado, a

função bloqueia a função de proteção de distância, impedindo a sua atuação intempestiva.

• Desequilíbrio de neutro;

A função de desequilíbrio de neutro destina-se a detetar situações de defeito interno nas

baterias de condensadores MT. Esta função de proteção é monofásica e possui dois níveis de

deteção de defeitos (Io> e Io>>) de funcionamento por tempo independente.

• Teleproteção;

A função de teleproteção permite eliminar de forma instantânea defeitos localizados ao

longo de uma linha AT. Esta função poderá estar associada à função de proteção de distância

e à função de proteção de máxima intensidade homopolar direcional.

• Verificação de sincronismo;

A função de proteção verificação de sincronismo é específica dos painéis de linha AT e de

barras AT. Esta função destina-se a garantir as condições de sincronismo entre sistemas

associados a fontes distintas de produção de energia e permite verificar as condições de

fecho de um disjuntor em função do desvio da amplitude de tensão, da frequência e da

desfasagem.

• Condutor partido;

A função de proteção condutor partido é específica dos painéis de linhas AT e dos painéis

de linhas MT. Esta função tem como utilidade a deteção de interrupção de uma fase na linha

a proteger. Esta deteção é baseada no aparecimento da componente inversa da corrente ou

em qualquer outro método, desde que seja garantida a deteção eficaz da assimetria da rede

resultante deste tipo de defeito.

• Presença de tensão;

A função de proteção presença de tensão permite efetuar a verificação da presença de

tensão nas saídas dos painéis das linhas MT, quando o disjuntor do painel fecha ou por ordem

automática ou voluntária. Esta função é utilizada em painéis de linhas MT das subestações

quando se interligam a estes painéis unidades independentes de produção de energia.

• Cold load pickup;

A função de proteção cold load pickup é específica dos painéis de linhas MT. Esta função

tem como objetivo evitar atuações intempestivas das funções de proteção associadas à

ligação de cargas após uma longa interrupção, através da alteração temporária das

regulações da função de proteção de máximo de intensidade de fase.

• Inrush restraint;

A função de proteção inrush restraint é específica dos painéis de linhas MT. Esta função


46

tem como objetivo evitar atuações intempestivas das funções de proteção associadas aos

picos de corrente, na sequência de ligação de cargas, a partir do bloqueio das funções de

proteção de máximo de intensidade de fase.

• Proteção de distância;

A função de proteção de distância é utilizada em painéis de linhas AT, constituindo a sua

principal proteção contra defeitos entre fases e fase-terra. Esta função possui uma

característica de funcionamento tempo-distância que permite obter um funcionamento

rápido e seletivo. A característica é poligonal com 5 escalões de medida direcionais. Cada um

dos escalões tem um alcance resistivo e reativo de regulação independente para defeitos

entre fases e fase-terra. O 1º escalão destina-se a eliminar defeitos na linha associada à

função de proteção de distância. Os restantes escalões detetam defeitos localizados nas

linhas a jusante, permitindo o backup ao sistema de proteção dessas linhas. A cada escalão

está associada uma temporização de disparo independente. A função de distância

desempenha ainda uma função de backup à função diferencial, permitindo a eliminação de

defeitos no barramento AT das subestações localizadas nos extremos do mesmo cabo/linha.

Neste caso, o número de escalões poderá ser inferior a 5 mas nunca inferior a 3.

• Proteção de máximo de tensão homopolar de terras resistentes;

A função de proteção de máximo de tensão homopolar de terras resistentes permite a

deteção de defeitos fase-terra pouco resistivos nos andares MT explorados em regime de

neutro isolado de uma subestação. Esta função tem um nível de deteção de defeitos (Uo>) de

funcionamento por tempo independente. Este nível de deteção deverá desencadear o disparo

temporizado do disjuntor do painel de chegada MT associado ao semibarramento MT em que

se detetou o defeito, 3 minutos após o seu arranque.

4.2.3.b - Funções de Automatismo

• Religação rápida e/ou lenta de disjuntores;

A função de religação rápida e/ou lenta de disjuntores permite eliminar defeitos fugitivos

e semipermanentes em linhas MT de forma automática [26]. Após o defeito ser detetado por

funções de proteção de MI, MIH ou PTR dos painéis MT da subestação, o disjuntor da linha é

aberto por um período de 300 ms (religação rápida) e caso o defeito persista após o fecho,

por um ou dois períodos mais longos de 15 segundos (religação lenta). Por sua vez se o

defeito ainda persistir, o disjuntor é aberto definitivamente. Esta função de automatismo

diminui as interrupções prolongadas no fornecimento de energia elétrica, uma vez que as

linhas MT com defeito só são retiradas de serviço se os defeitos permanecerem, contribuindo

para a melhoria da qualidade de serviço.

• Pesquisa de terras resistentes;

A função de pesquisa de terras resistentes destina-se a identificar por tentativas, em

coordenação com a função de religação, a linha ou barramento MT onde se verificou um

defeito à terra muito resistivo que não seja detetável pelas proteções individuais das saídas

MT. Os circuitos identificados com defeito são desligados definitivamente e os circuitos sãos

são repostos novamente em serviço pela função de religação. Devido às implicações na

qualidade de serviço, decorrentes desta pesquisa por várias linhas e barramentos, esta função

tem sido progressivamente abandonada [27].

Funções Complementares 47

• Deslastre e reposição por tensão;

Aquando da ocorrência de uma falta de tensão com uma dada duração predeterminada,

as linhas, baterias de condensadores e os transformadores ligados aos barramentos AT ou MT

são desligados [28]. Por forma a evitar a realimentação brusca desses circuitos, a função de

deslastre e reposição por tensão permite conduzir a realimentação de forma gradual e

sequencial, evitando assim picos das correntes de ligação.

• Deslastre e reposição por frequência;

Em situações de desequilíbrio entre a produção e o consumo que provocam diminuições

de frequência, a função de deslastre e reposição por frequência permite evitar o

afundamento geral da rede MT. Em função da sua prioridade, as cargas alimentadas pelas

linhas MT, são classificadas num escalão de baixa frequência de 49 Hz ou de 48.5 Hz. A

função de deslastre atua sobre os disjuntores de linhas MT e disjuntores das baterias de

condensadores. Quando a frequência voltar ao valor normal, a função de reposição por

frequência permite a ligação das linhas e baterias de condensadores desligadas, a partir de

uma ordem voluntária emitida pelo centro de condução [29].

• Regulação automática de tensão;

A função de regulação automática de tensão destina-se a manter a tensão de um

barramento ou semibarramento MT numa gama de valores de tensão predeterminados [30].

Esta função é necessária devido às quedas de tensão nos transformadores em carga que

alimentam os barramentos, sobretensões resultantes da ligação de baterias de condensadores

ou variações dos valores da tensão AT de alimentação. Os comutadores em carga dos

transformadores de potência são os responsáveis por diminuir ou aumentar o valor da tensão

secundária MT.

• Comando automático da bateria de condensadores;

A função de comando automático da bateria de condensadores provoca a abertura ou o

fecho dos disjuntores dos painéis da bateria de condensadores MT, de modo a compensar o

excesso de energia reativa existente na rede [31]. O controlo horário da bateria de

condensadores é um processo de comando em que a bateria é ligada e desligada a horas

predeterminadas, que variam entre os dias úteis, sábados e domingos.

• Comutação automática de disjuntores BT;

A função de comutação automática de disjuntores BT destina-se a assegurar a

alimentação do barramento de corrente alternada de BT dos serviços auxiliares das

subestações AT/MT e permite o comando dos disjuntores de baixa tensão dos painéis TSA.

Esse comando é determinado a partir de informações da posição dos disjuntores de baixa

tensão, da presença de tensão nos circuitos de BT dos TSA e do modo de operação de cada

disjuntor [32].

4.2.3.c - Funções Complementares

• Registo cronológico de acontecimentos;

A função registo cronológico de acontecimentos regista todas as atuações de funções de

proteção e funções complementares, assim como todos os sinais digitais externos e alarmes

internos do sistema.


48

• Osciloperturbografia;

A função de osciloperturbografia permite registar as formas de onda de todas as

grandezas analógicas e as transições de todos os sinais digitais internos e externos, sempre

que uma das condições de arranque seja ativada.

• Monitorização do disjuntor;

A função de monitorização do disjuntor permite calcular, armazenar e disponibilizar no

local e/ou à distância, a informação da energia cumulativa cortada pelo disjuntor do painel,

assim como, o número de manobras de abertura e de fecho do disjuntor. Esta informação é

útil para efeitos de manutenção do disjuntor.

• Localizador de defeitos;

A função localizador de defeitos permite disponibilizar informação da distância ao

defeito, em Km, facilitando a localização de defeitos permanentes nas linhas.

4.3 - Unidade Central do Sistema de Proteção, Comando e Controlo Numérico

A unidade central permite a comunicação da subestação com o centro de condução ou o

centro de engenharia remoto, e a comunicação com todos os dispositivos eletrónicos

inteligentes (IED’s), através da rede local de comunicação. A informação proveniente dos

IED’s (sinalizações e medidas), e os comandos provenientes do centro de condução, do centro

de engenharia remoto ou do posto de comando local são atualizados na base de dados desta

unidade. Esta unidade envia informação não só para o centro de condução ou para o centro

de engenharia remoto, mas também para o posto de comando local. Deste modo, permite a

animação em tempo real dos diversos quadros gráficos de interface homem-máquina

disponíveis no posto de comando local e o arquivo de registos de eventos do Sistema de

Proteção, Comando e Controlo e de oscilografia no seu disco [24]. A unidade central é

baseada num equipamento do tipo computador industrial.

4.4 - Posto de Comando Local do Sistema de Proteção, Comando e Controlo Numérico

Esta unidade interage com a unidade central e segundo [24] desempenha as funções a seguir

listadas:

• Visualização de esquemas sinópticos globais e parciais da instalação, com o estado

atual de todos os órgãos e aparelhos;

• Visualização do valor de todas as medidas disponíveis;

• Efetuar o comando de todos os órgãos de manobra (disjuntores, seccionadores e

comutadores de tomadas dos transformadores de potência) da subestação AT/MT;

• Visualização, através de um registo cronológico de todas as ocorrências verificadas na

subestação;

• Efetuar o tratamento de parâmetros de automatismo, de proteções, de comunicação,

e de registo de perturbações;

• Visualizaçăo do estado de autodiagnóstico do S

Controlo;

• Configuração e parametrização das funções de

dispositivos eletrónicos inteligentes

• Alteração do modo de funcionamento da

• Alteração do modo de funcionamento de cada painel (Local/Distância);

• Alteração do regime de funcionamento das funções de automatismo (Em serviço/Fora

de serviço);

O posto de comando local consiste num computador industrial,

unidade central e os equipamentos da rede de comunicação local são colocados num único

armário. Esse armário é designado por armário

numérico e é ilustrado na

Figura 4.5 - Exemplo de um armário

4.5 - Rede Local de Comunicação

De modo a permitir a implementação dos serviços e funções do

Comando e Controlo (SPCC

Numa subestação AT/MT, existe uma rede local de comunicação, que p

Rede Local de Comun

Visualizaçăo do estado de autodiagnóstico do Sistema de Proteção, Comando e

Configuração e parametrização das funções de proteção e de automatismo dos

dispositivos eletrónicos inteligentes;

Alteração do modo de funcionamento da instalação (Local/Distância);

Alteração do modo de funcionamento de cada painel (Local/Distância);

Alteração do regime de funcionamento das funções de automatismo (Em serviço/Fora

O posto de comando local consiste num computador industrial, e


armário. Esse armário é designado por armário Sistema de Proteção, Comando e Controlo

a Figura 4.5.

Exemplo de um armário Sistema de Proteção, Comando e Controlo (SPCC) numérico.

Rede Local de Comunicação

De modo a permitir a implementação dos serviços e funções do Sistema de Proteção,

SPCC), é necessário um conjunto de infraestruturas de comunicação.

Numa subestação AT/MT, existe uma rede local de comunicação, que permite a interligação

Rede Local de Comunicação 49

istema de Proteção, Comando e

proteção e de automatismo dos

instalação (Local/Distância);

Alteração do modo de funcionamento de cada painel (Local/Distância);

Alteração do regime de funcionamento das funções de automatismo (Em serviço/Fora

juntamente com a


istema de Proteção, Comando e Controlo

Sistema de Proteção, Comando e Controlo (SPCC) numérico.

Sistema de Proteção,

necessário um conjunto de infraestruturas de comunicação.

ermite a interligação


50

entre os dispositivos eletrónicos inteligentes, entre os dispositivos eletrónicos inteligentes e a

unidade central e entre o posto de comando local e a unidade central. Esta rede permite a

supervisão e controlo de toda a subestação, localmente. Por sua vez a rede de comunicação

entre os SPCC e o centro de condução possibilita o controlo e comando remoto da

subestação.

A rede local de comunicação é constituída por uma infraestrutura física e por

equipamentos de comunicação [22]. A infraestrutura física deve ser ”Fast Ethernet”,

suportada em fibra ótica, e assegura a transferência de informação entre os equipamentos

interligados. Os equipamentos de comunicação são:

• Routers;

• Switches;

• Hubs;

• Modems;

• Conversores de meio físico;

A rede local de comunicação deverá possuir as seguintes características de acordo com

[22]:

• Cumprimento dos tempos de atuação admitidos para funções do SPCC (por

exemplo funções de deslastre de frequência ou deslastre de tensão AT e MT);

Os tempos de propagação da informação na rede local de comunicação não devem

condicionar os tempos de atuação máximos admitidos para as funções de proteção.

• Segurança;

A rede deve apresentar redundância, elevada fiabilidade, possibilidade de deteção de

sinais de erro na camada física, fiabilidade nas transferências e mecanismos para verificação

da integridade da informação.

• Flexibilidade e disponibilidade;

A arquitetura da rede local de comunicação deve permitir alterações e operações de

manutenção ao SPCC, sem que para isso tenha que ser desativada. Uma avaria de um

dispositivo eletrónico inteligente não deve afetar o funcionamento da rede. Do mesmo modo

uma avaria da rede local de comunicação não deve afetar o funcionamento dos vários IED’s.

• Expansão;

A adição de novos IED’s deverá requerer apenas uma reconfiguração da topologia do

SPCC, não devendo ser necessário substituir o software de comunicações.

• Interoperabilidade;

Possibilidade de interligar equipamentos do SPCC de diferentes fabricantes, sem

comprometer a performance global do SPCC.

• Vida útil;

A arquitetura da rede deve permitir a coexistência de diferentes tipos e gerações de

equipamentos que integram o SPCC.

Rede de Comunicação Entre o Sistema de Proteção, Comando e Controlo e o Centro de Condução 51

4.6 - Rede de Comunicação Entre o Sistema de Proteção, Comando e Controlo e o Centro de Condução

Relativamente à ligação do Sistema de Proteção, Comando e Controlo (SPCC) de uma

subestação AT/MT ao centro de condução, esta pode ser feita por linha telefónica comutada,

linha telefónica privativa, correntes portadoras, rede rádio privativa da EDP Distribuição ou

rede digital em fibra ótica [22]. Nesta secção apenas será descrita a rede digital em fibra

ótica. O protocolo de comunicação é o protocolo IEC 60870-5-104 [33].

A rede de cabos de fibra ótica encontra-se suportada nas infraestruturas das redes

elétricas de alta e média tensão, aéreas ou subterrâneas. Esta rede permite o telecomando

das instalações elétricas AT e MT, comunicações de voz operacionais, comunicações entre

sistemas de proteção de linhas AT, entre outros serviços. De acordo com [34], os cabos de

fibra ótica utilizados nas redes de comunicação entre os SPCC’s das subestações e o centro de

condução são:

• Optical Power Ground Wire (OPGW);

Desempenha funções de cabo de guarda e de cabo de fibra ótica, usualmente instalado

em linhas aéreas de alta tensão. São bastante fiáveis e imunes aos efeitos de agentes

atmosféricos.

• All Dieletric Self-Supported (ADSS);

É um tipo de cabo totalmente dielétrico, sendo instalado abaixo dos condutores de fase

em linhas aéreas de alta e média tensão. São bastante sensíveis aos efeitos de agentes

atmosféricos.

• Cabo dielétrico de conduta;

É um tipo de cabo totalmente dielétrico, sendo instalado em condutas dedicadas ou

partilhadas com infraestruturas elétricas de alta, média ou baixa tensão.

As redes que incluem os cabos em fibra ótica referidos são a rede “Ethernet”, a rede

“Plesiocronous Digital Hierarchy” (PDH) e a rede “Syncronos Digital Hierarchy” (SDH). A rede

Ethernet é uma rede de transporte de dados TCP/IP, para acesso remoto a SPCC’s e para

suporte de serviços como o de monitorização da qualidade de energia elétrica. A rede PDH é

uma rede utilizada para agregar e transportar circuitos de telecomando de instalações

elétricas AT e MT, extensões telefónicas (voz e telecontagem), fonia da rede móvel, com

capacidades até 8 Mbit/s. Na Figura 4.6 é apresentado um equipamento de PDH. Estes são

instalados nas subestações AT/MT e no centro de condução. A rede SDH é uma rede utilizada

para agregar circuitos da rede PDH e transportá-los a grandes distâncias. Possui uma

capacidade de débitos de até 622 Mbit/s e funcionalidades de implementação de redundância

automática em caso de falha de nós de rede ou troços de interligação.


Figura 4.6 – Equipamento

4.7 - Manutenção do Sistema de

Os equipamentos que constituem o numérico e clássico são sujeitos a manutenção preventiva sistemática, baseada no tempo, sendo os intervalos de manutenção apresentados na dos diversos equipamentos são determinados e partir de recomendações dos seus fabricantes.

Tabela 4.3 - Manutenção

SPCC Numérico

Equipamento

SP IED’s

SCC

UC

PCL

Switches, Routers, Fibra ótica da RLC

Na rede digital em fibra ótica de comunicação entre o SPCC de uma subestação AT/MT e

o centro de condução, a manutenção dos principais equipamentos que podem constituir essa

rede também é preventiva sistemática e os intervalos de manutenção são ilustrados

Tabela 4.4.

Tabela 4.4 - Manutenção da rede de comunicação entre Controlo

Equipamento

Fibra ótica Fibra ótica

Fibra ótica

Dispositivo de rede Ethernet

Os procedimentos de manutenção a executar nas intervenções de manutenção preventiva

sistemática aos equipamentos indicados nas

cujo objetivo é verificar o correto funcionamento das funções dos equipamentos.


52

Equipamento “Plesiocronous Digital Hierarchy” (PDH).

Manutenção do Sistema de Proteção, Comando e Controlo

Os equipamentos que constituem o Sistema de Proteção, Comando e Controlo (numérico e clássico são sujeitos a manutenção preventiva sistemática, baseada no tempo, sendo os intervalos de manutenção apresentados na Tabela 4.3. Os intervalos de manutenção dos diversos equipamentos são determinados e partir de recomendações dos seus fabricantes.

Manutenção do Sistema de Proteção, Comando e Controlo

SPCC Numérico SPCC Clássico Intervalo de

tempo (anos)

Equipamento Intervalo de tempo (anos)

5 SP

Proteção eletrónica

2 Proteção numérica

2

SCC

PCL

Routers, Fibra ótica da RLC 2

URTA Outros

componentes



rede também é preventiva sistemática e os intervalos de manutenção são ilustrados

Manutenção da rede de comunicação entre o Sistema de Proteção, Comando e Controlo e o centro de condução [34].

Equipamento Intervalo de tempo (anos)

Fibra ótica - ADSS 1 Fibra ótica - OPGW 3

Fibra ótica - Conduta 3 PDH 3 SDH 2

Dispositivo de rede Ethernet

2


sistemática aos equipamentos indicados nas Tabela 4.3 e Tabela 4.4 são baseados em ensaios,

cujo objetivo é verificar o correto funcionamento das funções dos equipamentos.

Proteção, Comando e Controlo

Sistema de Proteção, Comando e Controlo (SPCC) numérico e clássico são sujeitos a manutenção preventiva sistemática, baseada no tempo,

Os intervalos de manutenção dos diversos equipamentos são determinados e partir de recomendações dos seus fabricantes.

ão, Comando e Controlo [34].

Intervalo de tempo (anos)

2

5

2 2

5



rede também é preventiva sistemática e os intervalos de manutenção são ilustrados na

o Sistema de Proteção, Comando e


são baseados em ensaios,

cujo objetivo é verificar o correto funcionamento das funções dos equipamentos. Nos anexos

Fiabilidade de Proteções Numéricas 53

A – D são apresentados ensaios a efetuar a alguns dos equipamentos.

Além da manutenção preventiva sistemática são também realizadas ações de manutenção

corretiva e de manutenção condicionada ao SPCC numérico e clássico. As ações de

manutenção corretiva permitem a reposição do estado de funcionamento dos equipamentos

após uma avaria. As ações de manutenção preventiva condicionada são desencadeadas pelas

funções de autodiagnóstico dos equipamentos. Estas funções monitorizam constantemente o

estado atual dos equipamentos. O número de intervenções destes 3 tipos de manutenção a

sistemas de proteção, e a sistemas de comando e controlo, numa empresa operadora da rede

elétrica, no ano de 2011, são apresentados na Figura 4.7. Nesta figura verifica-se que o

sistema de comando e controlo clássico foi sujeito a um elevado número de intervenções de

manutenção corretiva. Relativamente ao número de intervenções de manutenção preventiva

sistemática, ocorreram poucas intervenções no ano de 2011.

Figura 4.7 - Número de intervenções de manutenção em 2011, aos Sistemas de Proteção, Comando e Controlo da responsabilidade de um departamento de operação e de manutenção de uma empresa operadora da rede elétrica.

4.8 - Fiabilidade de Proteções Numéricas

Na Tabela 4.5 são apresentados registos de avaria de 329 unidades de proteção numérica.

Num período de análise relativo aos anos de 2007 a 2012, verificaram-se 17 ocorrências de

avaria dessas unidades. Estas avarias implicaram a substituição das unidades de proteção e

posterior reparação por parte do fabricante.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

SP Eletrónico SP Numérico SCC Clássico SCC Numérico

Nº

de int

erve

nçõe

s de

m

anut

ençã

o

Manutenção Preventiva Sistemática

Manutenção Preventiva Condicionada

Manutenção Corretiva


54

Tabela 4.5 - Registos de avaria de 329 unidades de proteção numérica, num período de análise entre 2007 a 2012.

Instalação Nº de

unidades

Data entrada em serviço das unidades

Nº de intervenções

de Manutenção Preventiva Sistemática

Nº de unidades

que já avariaram

Datas das avarias

SE Gondomar 35 31-12-2001 2 3

30-03-2009 26-06-2009 04-01-2012

SE Matosinhos

Sul 9 30-11-2001 2 2 18-03-2010

PC Alagoa de Cima

4 14-12-2006 1 0 -

SE Lamas 24 23-03-2005 1 4

19-01-2011 02-05-2011 11-05-2011 17-11-2011

SE Carneiro 9 30-03-2003 1 2 30-05-2009 22-07-2011

SE Lordelo 23 06-04-2005 1 2 17-02-2009 06-01-2010

SE Muro 15 27-04-2005 1 1 14-10-2008 SE Turiz 12 18-02-2004 1 1 19-12-2011

SE Âncora 10 19-12-2006 1 0 - SE Areias 9 01-01-2009 0 1 03-08-2011

PC Azinheira

3 19-12-2006 1 0 -

SE Braga 30 01-07-2008 0 0 - SE

Bragança 11 01-01-2009 0 0 -

SE Chaves 9 01-01-2010 0 0 - SE Fafe 10 15-08-2009 0 1 30-09-2011

SE Fornos 12 21-06-2007 0 0 - SE

Monserrate 12 30-06-2008 0 0 -

SE Mirandela

13 31-08-2006 1 0 -

SE Mosteirô 13 01-06-2008 0 0 - PC

Orbacém 5 05-04-2006 1 0 -

SE Palmilheira

13 06-11-2006 1 0 -

PC Polipropigal 5 13-07-2008 0 0 -

SE Requião 11 01-08-2008 0 0 - SE Sousa 20 12-06-2008 0 0 -

SE Valpaços 12 30-06-1999 2 0 - Total 329 - - 17 -

No gráfico da Figura 4.8 é possível observar os anos que as 17 unidades funcionaram antes

de avariarem. Apenas 5 unidades avariaram num período inferior a 5 anos, nunca tendo sido

sujeitas a manutenção preventiva. Quanto às restantes unidades, 11 avariaram após uma

intervenção de manutenção e somente uma unidade avariou após já ter sido sujeita a duas

intervenções de manutenção.

Sinalização de “Watchdog” de Proteções Numéricas 55

Figura 4.8 - Anos de funcionamento das unidades que já avariaram.

O gráfico da Figura 4.9 ilustra os tempos de funcionamento das 312 unidades que nunca

avariam. Destas unidades, 133 já foram sujeitas a manutenção preventiva uma vez e 51

sofreram duas ações de manutenção. Assim, mais de metade destas 312 unidades foram pelo

menos uma vez intervencionadas, continuando a funcionar e a desempenhar as suas funções

corretamente.

Figura 4.9 - Anos de funcionamento das unidades que nunca avariaram.

Algumas unidades foram instaladas nos anos de 2009 e de 2010, e daí os seus tempos de

funcionamento serem reduzidos, encontrando-se os equipamentos no início do seu período de

vida útil. No entanto, existem 51 unidades com tempos de funcionamento iguais ou superiores

a 10 anos que nunca avariam. Apenas 5,2% das unidades em estudo já avariaram. A partir da

análise dos registos de avaria da Tabela 4.5 conclui-se que as proteções numéricas em estudo

são equipamentos que apresentam uma elevada fiabilidade e a manutenção aplicada é

adequada.

4.9 - Sinalização de “Watchdog” de Proteções Numéricas

Como já referido neste capítulo, as unidades de proteção numérica possuem funções de

autodiagnóstico que verificam continuamente o estado do hardware e de software dos

1 1

2

1

4

2

5

1

0

1

2

3

4

5

6

2 3 4 5 6 7 8 10

Nº

de u

inda

des

Anos de funcionamento

9

28

91

29 31

55

11 7

39

12

0102030405060708090

100

2 3 4 5 6 7 8 9 10 13

Nº

de u

nida

des

Anos de funcionamento


56

módulos funcionais que a constituem. Estas funções permitem avaliar a fiabilidade destas

unidades. De acordo com [35], as situações que originam sinalizações de “Watchdog” são:

• Falha de comunicação entre o microprocessador e o processador digital de sinais

(filtros + conversor A/D);

• Falha de comunicação entre o processador digital de sinais e a entrada de medidas

analógicas de corrente e tensão;

• Erros de calibração dos valores das medidas;

• Problemas durante o processo de gravação de dados em memória;

• Falha de comunicação entre o módulo de entrada de sinalizações digitais e o

microprocessador;

• Falha de comunicação entre o módulo de saídas binárias e o microprocessador;

Foi realizado um estudo sobre as sinalizações de “Watchdog” de 21 unidades de proteção

numérica de uma subestação numérica AT/MT, durante os anos de 2008,2009,2010 e 2011. Na

Figura 4.10 são apresentados os tempos médios entre sinalizações de “Watchdog” das

unidades em estudo. Como se pode observar nessa Figura os tempos médios entre

sinalizações de “Watchdog” diferem bastante entre as várias unidades, assumindo valores

desde meio mês até 24 meses. Os tempos médios entre sinalizações de “Watchdog” são

inferiores a 1 ano em algumas unidades, no entanto, as situações que conduziram à maior

parte dessas sinalizações de “Watchdog” tiveram uma duração de segundos, e

consequentemente a proteção numérica recuperou sem qualquer intervenção dos operadores

de manutenção. Do estudo realizado verificou-se que as unidades de proteção numérica

apresentaram poucas sinalizações de “Watchdog”, onde a proteção numérica bloqueou e

efetivamente foram necessárias ações corretivas de manutenção. Nesse sentido, as proteções

numéricas possuem uma elevada probabilidade de desempenhar as suas funções de uma

forma adequada.

Figura 4.10 - Tempo médio entre as sinalizações de “Watchdog” de 21 unidades de proteção numérica de uma subestação numérica AT/MT, durante os anos de 2008,2009,2010 e 2011.

6.0 6.8

16.0

6.0

12.0

4.86.0

8.0

16.0

9.6

5.3

9.612.0

24.0

12.0

4.0

9.0

14.0

19.0

24.0

5TP5

21

RGTE

NS1

2BRA

GA1

2BRA

GA2

2CEL

EIR1

2CEL

EIR2

2ESC

UD

EI

2TAD

IM

2TP5

21 -

TPU

2TSA

+RN

1

2TP5

22 -

TPU

2TSA

+RN

2

2CO

ND

EN1

RGTE

NS2

5TP5

22

2IN

TER

B

2NO

GU

EIR

2PRI

SCO

S

5BARR

A1

2NO

GU

EIR

2CO

ND

EN2

Tem

po m

édio

(m

eses

)

Unidades de proteção numérica

0.5

Fiabilidade do Sistema de Comando e Controlo 57

4.10 - Fiabilidade do Sistema de Comando e Controlo

A fiabilidade do sistema de comando e controlo é avaliada através de dois índices. Esses

índices são a disponibilidade e a eficácia do telecomando da subestação AT/MT. A

disponibilidade é a percentagem de tempo que o Sistema de Proteção, Comando e Controlo

(SPCC) de uma subestação AT/MT se encontra disponível para implementar o serviço de

supervisão, controlo e aquisição de dados da subestação, num dado período de tempo. A

eficácia é a percentagem de comandos bem sucedidos solicitados ao SPCC de uma subestação

AT/MT, num dado período de tempo, geralmente três meses. De acordo com [34], a

disponibilidade deve ser igual ou superior a 99 %, enquanto a eficácia não deve ser inferior a

96 %. O correto funcionamento do telecomando de subestações AT/MT com Sistema de

Proteção, Comando e Controlo numérico depende essencialmente da unidade central, dos

sistemas da rede digital de fibra ótica de comunicação com o SPPC da subestação, da rede

local de comunicação, dos IED´s e da aparelhagem AT e MT da subestação. Na Figura 4.11 são

apresentados os principais equipamentos que condicionam a operação do telecomando de

subestações (TCSE) de uma subestação numérica AT/MT.

Figura 4.11 - Constituição do TCSE de uma subestação numérica AT/MT.

A disponibilidade do Telecomando de Subestações (TCSE) é determinada pela expressão

(eq.7): JKLMNOKPKQKRSR9TUVW =

= 19XMNNM9YSZKNOSQ19XMNNM9YSZKNSQ + 19XMNR9KORKLMNOKPKQKRSR9 ∗ 100[%]9:. 7

A eficácia do Telecomando de Subestações (TCSE) é calculada a partir da expressão (eq.8):

^_KZáZKSTUVW =

= 3ºR9ZNXSORNL9OaKSRNLM9QNbb − 3ºR9ZNXSORNL_SQℎSRNL3ºR9ZNXSORNL9OaKSRNLM9QNbb ∗ 100[%]9:. 8


58

Na Figura 4.12 são ilustrados os valores da disponibilidade e da eficácia do telecomando

de uma subestação AT/MT com um SPCC clássico (SE Verdinho) e de uma subestação AT/MT

dotada de um SPCC numérico (SE Fornos), durante o ano de 2011. A disponibilidade do TCSE

das duas subestações em todos os meses do ano de 2011 apresentou valores superiores a 99%.

A eficácia do TCSE da subestação com SPCC clássico foi inferior a 96%, em quatro meses do

ano de 2011. Nesses meses, a maior parte dos comandos falhados foi devida aos

equipamentos de manobra, como os disjuntores, com os quais o SPCC interage. Na subestação

com SPCC numérico, a eficácia apresentou o valor de 100% em todos os meses em que houve

envio de comandos do centro de condução para a subestação.

Figura 4.12 - Disponibilidade e eficácia do Telecomando de Subestações (TCSE).

4.11 - Sumário

O Sistema de Proteção, Comando e Controlo (SPCC) é responsável pela proteção,

supervisão e comando global de uma subestação AT/MT. As funções de proteção permitem

detetar defeitos que ocorram na própria subestação e rede elétrica AT ou MT. Estas funções

de forma independente ou interagindo com funções de automatismo procuram eliminar esses

defeitos, garantindo assim uma exploração segura da rede elétrica AT e MT. O SPCC

possibilita também a supervisão e o comando, local e à distância, da subestação. A

supervisão, pois disponibiliza informações sobre o estado de funcionamento dos vários órgãos

e aparelhos da subestação, de medidas de grandezas elétricas e sobre todas as ocorrências

verificadas na subestação (por exemplo, atuações de proteções). O comando, já que permite

o controlo de todos os órgãos de manobra (disjuntores, seccionadores e comutadores de

tomadas dos transformadores de potência) da subestação, assim como a configuração e

alteração de parâmetros das unidades de proteção numérica.

A manutenção realizada aos diferentes equipamentos que integram o SPCC consiste em

ensaios que procuram verificar se as funções desses equipamentos estão a funcionar

corretamente. Do estudo realizado sobre a fiabilidade das proteções numérica, verificou-se

que estes equipamentos possuem uma elevada fiabilidade. O sistema de comando e controlo

também apresenta elevados valores de disponibilidade e de eficácia.

68.00%

72.00%

76.00%

80.00%

84.00%

88.00%

92.00%

96.00%

100.00%

Meses de 2011

Disponibilidade do TCSE -SE Verdinho

Eficácia do TCSE - SE Verdinho

Disponibilidade do TCSE -SE Fornos

Eficácia do TCSE - SE Fornos

59

Capítulo 5

“Reliability Centered Maintenance II”: Metodologia e Caso de Estudo

O objetivo deste capítulo é descrever a metodologia “Reliability Centered Maintenance II

“ (RCM II). A descrição consistirá numa análise de cada uma das sete questões da metodologia

e ao processo de seleção da técnica de manutenção mais vantajosa a cada modo de falha.

Esse processo é baseado num diagrama de decisão, em que os modos de falha são

classificados numa categoria de consequências e avaliados relativamente às técnicas de

manutenção consideradas na metodologia RCM II. As categorias de consequências e as

técnicas de manutenção adotadas na metodologia são enunciadas neste capítulo. Além da

descrição da metodologia RCM II, no presente capítulo são também apresentados os

resultados de um caso de estudo de aplicação da metodologia RCM II a um dispositivo

eletrónico inteligente. Este equipamento integra o Sistema de Proteção, Comando e Controlo

de uma subestação numérica AT/MT, desempenhando funções essenciais na operação deste

sistema, como analisado na secção 4.2. Os principais resultados da aplicação da metodologia

serão discutidos.

5.1 - Descrição da metodologia “Reliability Centered Maintenance II”

No capítulo 2, subsecção 2.3.1 e no capítulo 3, secção 3.3.4, a metodologia RCM II foi

apresentada. A metodologia implica o estudo detalhado de sete questões para um

determinado equipamento. De forma estruturada, são identificadas as funções do

equipamento no contexto em que está a operar, as falhas dessas funções e as causas dessas

60 “Reliability Centered Maintenance II”: Metodologia e Caso de Estudo

60

falhas, ou seja, os modos de falha. De seguida, são identificados os efeitos dos modos de

falha e através destes são determinadas as consequências dos modos de falha do

equipamento no sistema onde este se encontra integrado. Por último, com base em critérios

de fiabilidade, custos de manutenção, e das consequências dos modos de falha são

determinadas quais as técnicas de manutenção proativas e/ou reativas que devem ser

aplicadas a cada um dos modos de falha do equipamento.

5.1.1 - Funções

O primeiro passo da metodologia RCM II é identificar as funções do equipamento no seu

contexto operacional, pois o principal objetivo da manutenção é assegurar que os

equipamentos continuem a cumprir as suas funções [1]. As funções são divididas em duas

categorias:

• Funções primárias – Listam as razões principais de aquisição do equipamento.

• Função secundárias – São aquelas necessárias para o equipamento cumprir requisitos

regulamentares (como por exemplo, normas ambientais) e aquelas que dizem respeito

a questões de segurança, controlo e eficiência energética que o equipamento tem de

satisfazer.

5.1.2 - Falhas Funcionais

Uma falha funcional é definida como um estado de falha em que o equipamento é incapaz

de realizar uma função específica com um nível de performance aceitável pelo seu utilizador.

Esta definição engloba perdas totais de função ou falhas parciais, onde o equipamento ainda

funciona, mas com um nível de performance inaceitável para o seu utilizador. Após

identificadas as funções são determinadas todas as falhas associadas a cada uma delas.

5.1.3 - Modos de Falha

O próximo passo é identificar todos os eventos que podem causar cada uma das falhas

funcionais. Estes eventos são conhecidos por modos de falha. Os modos de falha registados

são aqueles que já ocorreram na operação do equipamento, ou na operação de outros

equipamentos similares ao equipamento em estudo no mesmo contexto, os que atualmente

são prevenidos com técnicas de manutenção e aqueles que nunca aconteceram, mas possuem

uma elevada probabilidade de virem a manifestar-se no contexto de operação do

equipamento. Exemplos de modos de falha são erros humanos, deterioração, desgaste e

rotura de componentes e falhas de projeto. A descrição de um modo de falha deve ser

detalhada de modo a ser possível selecionar a técnica de manutenção apropriada ao modo de

falha.

5.1.4 - Efeitos das Falhas

O quarto passo da metodologia RCM II consiste em listar os efeitos das falhas. Os efeitos

das falhas descrevem o que acontece quando cada modo de falha ocorre. A descrição dos

efeitos das falhas deve:

Consequências das Falhas 61

• Incluir qual a evidência de que o modo de falha aconteceu (como por exemplo,

alarmes e ruídos);

• Incluir de que forma é que o modo de falha coloca em risco a segurança ou o

ambiente (como por exemplo, aumento do risco de fogos e explosões, quedas de

objetos e aumento dos níveis de ruído);

• Incluir de que forma é que os modos de falha do equipamento afetam a operação do

sistema onde o equipamento está integrado. Seguem-se alguns exemplos:

- Tempo que é necessário para reparar o modo de falha e restabelecer o serviço e o

que deve ser feito (substituir, reparar,…);

- Tempo total de interrupção do equipamento, desde de que falha até ser colocado

novamente em serviço;

- Sanções monetárias envolvidas;

- Necessidade de outros equipamentos ou atividades serem interrompidas;

- Custos operacionais resultantes;

- Prejuízos físicos causados pelo modo de falha;

A partir da informação da descrição dos efeitos das falhas deve ser possível avaliar as

consequências dos modos de falha. Ou seja, deve ser possível concluir:

• Se o modo de falha será evidente para as equipas de manutenção em circunstâncias

normais de operação;

• Se o modo de falha coloca em risco a segurança ou viola normas ambientais;

• Quais os efeitos que o modo de falha do equipamento tem na operação do sistema do

qual faz parte;

5.1.5 - Consequências das Falhas

O quinto passo da metodologia RCM II consiste em perceber qual a importância da

ocorrência de cada modo de falha. Os modos de falha de um equipamento podem afetar a

qualidade de produtos de uma organização, o serviço ao cliente, ter sérios efeitos no

ambiente ou colocar em risco a segurança de pessoas, bens e infraestruturas. As

consequências de um modo de falha apresentam diferentes níveis de importância. Caso um

modo de falha apresente graves consequências, devem ser usadas técnicas de manutenção

proativas, de forma a prevenir ou se possível eliminar essas consequências. Por outro lado,

modos de falha com consequências pouco relevantes devem ser corrigidos com técnicas de

manutenção reativas.

Na metodologia RCM II as técnicas de manutenção proativas são realizadas não com o

objetivo de evitar os modos de falha, mas sim evitar ou pelo menos reduzir as consequências

dos modos de falha. No processo de avaliação das consequências na metodologia RCM II, há

uma separação entre funções evidentes e funções não evidentes ou “escondidas”. As funções

evidentes de um dado equipamento são aquelas cujas falhas são sinalizadas por alarmes,

interrupções de processos, ruídos anormais, ou seja, tornam-se visíveis para as equipas de

manutenção em circunstâncias normais de operação. Por outro lado, as funções não evidentes

são aquelas cuja falha não é evidente às equipas de manutenção em circunstâncias normais

de operação, pelo que o equipamento permanece avariado até que alguma outra falha

ocorra. Nesse sentido, existem modos de falha evidentes e não evidentes ou “escondidos”. Os


62

modos de falha evidentes serão classificados em quatro categorias de consequências:

segurança, ambientais, operacionais e não operacionais. Na metodologia RCM II, as

consequências dos modos de falha são divididas da seguinte forma:

• Consequências das falhas não evidentes ou “escondidas”;

Os modos de falha não evidentes não têm impacto direto numa organização, contudo,

conduzem ao aumento da probabilidade de falhas múltiplas. As falhas múltiplas podem ter

consequências graves e por vezes catastróficas. Estes modos de falha estão associados, por

exemplo, a equipamentos de proteção. Caso uma função de proteção destes equipamentos se

encontre num estado de falha e o equipamento protegido falhe, devido a um defeito, por

exemplo, ocorre uma situação de falha múltipla. Esta situação acontece pois ninguém sabe

que a função de proteção está avariada e o equipamento protegido encontra-se a funcionar

sem proteção.

• Consequências de segurança;

Um modo de falha tem consequências de segurança se diretamente ou causando uma

outra avaria coloca em risco vidas humanas, infraestruturas e equipamentos.

• Consequências ambientais;

Um modo de falha tem consequências ambientais caso provoque algum dano ambiental ou

viole normas ambientais regionais, nacionais ou outros regulamentos.

• Consequências operacionais;

Um modo de falha com consequências operacionais tem efeitos prejudiciais diretos em

sistemas de produção ou de operação (como por exemplo, interrupções de processos de

produção, deteriorações de produtos, perda da continuidade e/ou qualidade de serviços

prestados a clientes).

• Consequências não operacionais;

Um modo de falha tem consequências não operacionais se não tem efeitos adversos

diretos na segurança, ambiente ou em sistemas de produção ou de operação. As únicas

consequências associadas a estes modos de falha são os custos diretos de reparação dos

modos de falha. Estas consequências são exclusivamente económicas.

O processo de avaliação das consequências dos modos de falha permite incluir os

objetivos de segurança, ambientais e operacionais de uma organização na sua atividade de

manutenção. Este processo possibilita também focar a manutenção nos modos de falha dos

equipamentos que mais afetam o desempenho da organização.

5.1.6 - Técnicas de Manutenção Consideradas na Metodologia RCM II

Na metodologia RCM II são consideradas técnicas de manutenção proativas e reativas na

prevenção e correção de modos de falha, respetivamente. As técnicas de manutenção

proativas (ver subsecção 3.3.1.) são as técnicas preventivas sistemáticas (Reparação ou

Substituição de componentes que constituem os equipamentos) e as técnicas preventivas

condicionadas. As técnicas de manutenção proativa têm prioridade sobre as técnicas de

Técnicas de Manutenção Consideradas na Metodologia RCM II 63

manutenção reativa, sendo que estas últimas só são escolhidas se não for possível encontrar

uma técnica de manutenção proativa adequada a um determinado modo de falha do

equipamento. As tarefas de manutenção reativas adotadas na metodologia RCM II são as

técnicas corretivas (ver subsecção 3.3.2), as técnicas de redesenho de componentes e

equipamentos e as técnicas de deteção de falhas. Estas duas últimas técnicas, uma vez que

ainda não foram apresentadas, são descritas a seguir.

• Técnicas de Redesenho

As técnicas de redesenho correspondem a ações capazes de mudar a configuração física

de um equipamento, de alterar o contexto de operação do equipamento, ou mudar o método

usado pelos operadores para realizarem as tarefas de manutenção.

• Técnicas de Deteção de Falhas

As tarefas de deteção de falhas permitem verificar se um equipamento ainda funciona.

Estas implicam verificar funções “escondidas” em intervalos de tempo regulares para

descobrir se estas estão avariadas. São aplicadas somente a equipamentos de proteção cujas

falhas de funções não se tornam evidentes para as equipas de manutenção em circunstâncias

normais de operação. As tarefas de deteção de falhas permitem reduzir a indisponibilidade

dos equipamentos de proteção e assim diminuir a probabilidade da ocorrência de falhas

múltiplas. De acordo com [1], a probabilidade de uma falha múltipla é calculada pela

expressão (eq.9).

fgh = fTWi × @TklW [%]9:. 9

Em que:

Poéaprobabilidadedeumfalhamúltipla[%]Pstuéaprobabilidadedefalhadoequipamentoprotegido[%]

Usxytéaindisponibilidademédiadoequiapmentodeproteção[%]

Em [1], são apresentados dois métodos para determinar a frequência das tarefas de

deteção de falhas, isto é, o “Failure Finding Interval” (FFI). No primeiro método, o FFI de um

equipamento de proteção é calculado através da expressão (eq. 10).

BBH = 2 × 100%− FTklWz|

~× 0TklW [SONL]9:.10

Em que:

FFIéaperiodicidadedastécnicasdedeteçãodefalhas[anos] Asxytéadisponibilidadedesejadadoequipamentodeproteção[%]

Usxytéaindisponibilidadedoequipamentodeproteção[%] Msxytéotempomédioentreavariasdoequipamentodeproteção[anos]

Conhecendo-se o valor do tempo médio entre falhas múltiplas 0gh e o valor do tempo

médio entre avarias do equipamento protegido 0TWi, usando a expressão (eq. 2), é


64

possível determinar o valor da probabilidade de uma falha múltipla (eq. 11) e de

probabilidade de falha do equipamento protegido (eq.12), respetivamente.

fgh = 10gh

[%]9:.11

fTWi = 10TWi

[%]9:.12 Então, a expressão (eq. 9) pode ser escrita da seguinte forma:

1

0gh= 10TWi

× @TklW [%]9:. 9

Sendo que:

@TklW = 0TWi0gh

[%]9:.13

Combinando a expressão (eq. 9) e a expressão (eq. 13), resulta a expressão (eq. 14). Esta

traduz o segundo método de cálculo do valor de FFI de um equipamento de proteção.

BBH = 2 ×0TklW ×0TWi

0gh[SONL]9:.14

Em que:

FFIéaperiodicidadedastécnicasdedeteçãodefalhas[anos] Msxytéotempomédioenteavariasdoequipamentodeproteção[anos] Mstuéotempomédioentreavariasdoequipamentoprotegido[anos]

Moéotempomédioentefalhasmúltiplas[anos]

5.1.7 - Processo de Seleção das Técnicas de Manutenção

O sexto e sétimo passo da metodologia RCM II consistem em determinar qual a técnica de

manutenção mais apropriada a cada modo de falha de um dado equipamento. O processo de

seleção é realizado através de um diagrama de decisão, designado por diagrama de decisão

“Reliability Centered Maintenance II”. Este diagrama é ilustrado na Figura 5.1 e é aplicado a

cada modo de falha, resultando a técnica de manutenção a que o modo de falha deve ser

sujeito. As técnicas de manutenção, referidas na subsecção 5.1.6., são analisadas para cada

modo de falha. As condições em que as técnicas de manutenção devem possuir para “valerem

a pena fazer-se” e serem “tecnicamente praticáveis” são apresentadas na Tabela 5.1. Esta

informação é relevante no processo de decisão.

Processo de Seleção das Técnicas de Manutenção 65

Figura 5.1 - Diagrama de decisão “Reliability Centered Maintenance II” [1].


66

Tabela 5.1 – Condições que as técnicas de manutenção devem possuir para “valerem a pena fazerem-se” e serem “tecnicamente praticáveis” no processo de seleção do diagrama de decisão RCM II.

Técnica “vale a pena fazer” “é tecnicamente praticável”

Preventiva Condicionada

(T1)

1. Se reduz a probabilidade de falhas múltiplas para o valor o

mais baixo possível, considerado aceitável, no caso de modos de

falha “escondidos”. Nos equipamentos de proteção,

estas técnicas devem possibilitar diminuir a sua indisponibilidade.

Nos equipamentos protegidos devem diminuir a sua taxa de

avarias;

Ou

2. Se reduz a probabilidade de falha para o valor mais baixo

possível, considerado aceitável, no caso de modos de falha

evidentes com consequências de segurança e ambiente;

Ou

3. Se durante um período de tempo, apresenta um custo

inferior ao custo resultante das consequências operacionais e de reparação da falha, no caso de modos de falha evidentes com consequências operacionais;

Ou

4. Se durante um período de tempo, apresenta um custo

inferior ao custo de reparação da falha, no caso de modos de

falha evidentes com consequências não operacionais;

1. Se é possível identificar claramente uma potencial falha;

2. Se o intervalo P-F é consistente. Ou seja, não apresenta variações

constantemente, não se correndo o risco de detetar a falha potencial

depois de esta se tornar numa falha funcional;

3.Se é praticável monitorizar o

componente em intervalos menores que o intervalo P-F;

4. Se o intervalo entre a descoberta da potencial falha e a ocorrência da falha funcional for suficientemente

longo para que uma ação seja tomada para reduzir ou eliminar as consequências do modo de falha;

Preventiva sistemática (Reparação

de componentes)

(T2)

1. Se é possível identificar uma idade em que o componente

verifica um rápido aumento da probabilidade de falha;

2. Se permite o restabelecimento

das capacidades iniciais do componente;

Preventiva sistemática

(Substituição de

componentes) (T3)

1. Se é possível identificar uma idade em que o componente

verifica um rápido aumento da probabilidade de falha;

De deteção de falhas

(T6)

1. Se reduz a probabilidade de falhas múltiplas para o valor o

mais baixo possível, considerado aceitável, no caso de modos de

falha “escondidos”.

1. Se é possível aceder ao equipamento de proteção e não

haver necessidade de o desmontar para realizar as inspeções;

2. Se não aumenta o risco de falhas

múltiplas aquando da sua realização;

3. Se é exequível no intervalo

requerido. Caso os intervalos sejam muito curtos, a execução das

técnicas de deteção de falhas pode assumir custos elevados de mão-de-obra e de interrupções de serviço.

Se os intervalos forem muito longos, na ordem das centenas de anos, por exemplo, as técnicas de deteção de

falhas são desnecessárias;

Indicadores de Fiabilidade e Custos de Manutenção Necessários à Implementação da Metodologia

RCM II 67

5.2 - Indicadores de Fiabilidade e Custos de Manutenção Necessários à Implementação da Metodologia RCM II

A metodologia RCM II é um processo contínuo, baseado no comportamento dos

equipamentos, visando sempre responder aos seus problemas funcionais com técnicas de

manutenção apropriadas, durante todo o seu ciclo de vida útil. Isto significa que a estratégia

de manutenção praticada hoje a um dado equipamento, pode não ser a mesma daqui a dez

anos, pois o histórico de avarias do equipamento pode sofrer alterações e diferentes

condições de funcionamento podem surgir. Nesse sentido, a recolha de informação é uma

prática essencial na metodologia RCM II. De modo a implementar a metodologia é necessário

obter um conjunto de informações sobre os equipamentos. Para além da recolha de

informação sobre as suas funções, falhas funcionais, modos de falha e efeitos das falhas, são

também necessárias informações sobre a fiabilidade dos equipamentos e de custos de

manutenção.

A metodologia RCM II tem por base a fiabilidade dos equipamentos. Não só na

determinação da frequência com que algumas técnicas de manutenção devem ser realizadas,

mas também no processo de decisão de qual a técnica de manutenção mais adequada a cada

modo de falha, o conhecimento da fiabilidade dos equipamentos e principalmente dos seus

componentes é fundamental. Os indicadores de fiabilidade de um equipamento/componente

são apresentados no capítulo 3, secção 3.4.

Em situações em que os modos de falha apresentam consequências operacionais, as

técnicas de manutenção proativas “valem a pena fazerem-se “, se durante um dado período

de tempo, apresentam um custo inferior ao custo resultante das consequências operacionais

e de reparação da avaria. Nesta situação é necessário conhecerem-se custos. Na Tabela 5.2

são referidas algumas variáveis essenciais na contabilização dos custos referidos.

Tabela 5.2 - Variáveis a registar para o cálculo de custos.

Custo Variáveis a registar

Manutenção

Nº de homens necessários

Duração média (h)

Custo médio homem por hora (€/h)

Despesas com transporte, material de ensaio, …

Reparação de avaria

Custo de reparação do equipamento

Consequências operacionais

Custo da indisponibilidade do equipamento no sistema

5.3 - Aplicação da Metodologia RCM II a um Dispositivo Eletrónico Inteligente

De modo a perceber o esforço envolvido e principais desafios à aplicação da metodologia

RCM II, foi realizado um estudo que consistiu em aplicar a metodologia a um dispositivo

eletrónico inteligente. Este equipamento é usado na proteção, supervisão e controlo de

saídas de cabos subterrâneos e linhas aéreas em subestações numéricas AT/MT. Na aplicação


68

da metodologia foram analisados dados sobre as avarias destes equipamentos, custos de

manutenção e informações sobre as características do equipamento disponibilizadas pelo

fabricante. Os conhecimentos dos operadores de manutenção, que lidam diariamente com o

equipamento, também foram considerados.

5.3.1 - Apresentação de Resultados A aplicação da metodologia RCM II ao dispositivo eletrónico inteligente (IED) implicou uma

análise a 19 funções, incluindo funções de proteção, funções de automatismo e funções

complementares, sendo identificados 29 modos de falha diferentes. Na presente secção

apenas são apresentados alguns dos resultados obtidos, sendo os restantes resultados

apresentados no anexo E. Na Tabela 5.3 são indicados exemplos de funções do dispositivo

eletrónico inteligente.

Tabela 5.3 - Descrição de exemplos de funções do dispositivo eletrónico inteligente.

Funções de Proteção

1 Máximo de corrente de limiar alto com

disparo instantâneo (50, 50 N) Proteção amperimétrica muito rápida de

deteção de defeitos entre fases e fase-terra

2 Máximo de corrente de limiar baixo com disparo temporizado (51,51 N)

Proteção cronométrica de deteção de defeitos entre fases e fase-terra

3 Mínimo de tensão (27) Permite a deteção de situações de abaixamento anormal de tensão

Funções de Automatismo

4 Religação automática (79) Permite a reposição em serviço de uma linha após a eliminação de defeitos temporários

5 Reposição automática por normalização de

tensão

Permite a reposição em serviço de carga, após um tempo configurável de tensão

estável Funções Complementares

6 Oscilografia Permite o registo e memória de oscilografias

de tensões e de correntes

7 Registo de eventos Permite a monotorização de todas as entradas

e saídas existentes na proteção numérica e variáveis internas lógicas definidas

Tomando as funções 1,4 e 7 como exemplo, na Tabela 5.4 são indicadas as falhas funcionais

associadas a estas funções.

Tabela 5.4 - Descrição das falhas funcionais das funções 1,4 e 7.

Função (F)

Falha Funcional (FF)

1 A A função de proteção não atua aquando da ocorrência de um defeito no SEE

(Falha de operação)

B A função de proteção atua quando não existe qualquer defeito no SEE (Falsa

operação)

4 A O ciclo de religações não é cumprido B O disjuntor não dá disparo definitivo, após todas as tentativas de religação

7 A Eventos ou alterações de estados de entradas e saídas não são registados e

armazenados

Na Tabela 5.5 são apresentados os modos de falha que causam algumas das falhas funcionais

das funções apresentadas na Tabela 5.4.

69

Tabela 5.5 - Modos de falha.

F FF Modos de Falha (MF)

1 A

1 Microprocessador não executa o algoritmo de proteção (CPU) 2 Fonte de alimentação queimada

3 Não há sinal digital de atuação do disjuntor, no módulo de saída, pois os contatos estão encravados

4 Conversor A/D não converte corretamente os sinais analógicos de medidas de

tensões e correntes, pelo que a proteção não “vê” o defeito 5 Módulo de entrada de sinalizações digitais danificado

4 A

1 Microprocessador não executa o algoritmo de proteção (CPU)

2 Não há sinal digital de atuação do disjuntor, no módulo de saída, pois os contatos encravaram, durante os ciclos de religação

3 Estado do disjuntor incorreto, devido ao mau funcionamento do módulo de

entrada de sinalizações digitais, durante os ciclos de religação

7 A 1 Microprocessador não consegue processar os dados digitais convertidos ou filtrados 2 Memória RAM danificada

Na Tabela 5.6 são registados os efeitos dos modos de falha apresentados na Tabela 5.5.

Tabela 5.6 - Efeitos dos modos de falha.

F FF MF Efeitos dos modos de falha

1 A

1 - “Watchdog” operacional

- Aumento do risco de ocorrem danos nos equipamentos protegidos - Saídas de serviço desnecessárias

2

- “Watchdog” operacional - Aumento do risco de ocorrem esforços térmicos e dinâmicos nos equipamentos

protegidos - Saídas de serviço desnecessárias

3

- Disjuntor não dispara em caso de defeito - Um alarme é gerado

-Aumento do risco de ocorrem danos nos equipamentos protegidos - Saídas de serviço desnecessárias

4

-Leitura incorreta de medidas de tensão e corrente - Microprocessador não executa ações de comando


5 - Microprocessador não executa ações de comando


4 A

1 - “Watchdog” operacional -Aumento do risco de ocorrem danos na linha

2 - O disjuntor não responde às ordens de atuação

- Um alarme é gerado -Aumento do risco de ocorrem danos na linha

3 - Sinalizações do estado do disjuntor não traduzem o seu estado real

-Aumento do risco de ocorrem danos na linha

7 A 1

- “Watchdog” operacional - Perda de informação relacionada com eventos ou alterações de estados de

entradas e saídas do IED


- Os diversos registos não são armazenados, não podendo ser acedidos no IED

Como referido, a partir da avaliação dos efeitos de cada modo de falha, é realizada a sua

classificação numa categoria de consequências. Na Tabela 5.7 são indicadas as consequências

dos modos de falha apresentados na Tabela 5.5.


70

Tabela 5.7 - Consequências de cada modo de falha.

F FF MF Consequências das Falhas

1 A

1 Segurança Operacionais

2 Segurança

Operacionais 3 Não evidentes 4 Não evidentes 5 Não evidentes

4 A 1 Segurança 2 Segurança 3 Não evidentes

7 A 1 Não operacionais 2 Não operacionais

Os cinco primeiros passos da metodologia RCM II, ou seja, as respostas às cinco primeiras

questões foram organizadas e registadas nas Tabelas 5.3 a 5.7. Nesse sentido, de modo a

concluir a aplicação da metodologia RCM II ao dispositivo eletrónico inteligente é apenas

necessário determinar as técnicas de manutenção que devem ser atribuídas aos modos de

falha, isto é, responder às questões seis e sete da metodologia. O diagrama de decisão RCM

II, apresentado na Figura 5.1 foi aplicado a cada modo de falha listado na Tabela 5.5.

A Tabela 5.8 apresenta uma folha de decisão RCM II, onde são registadas as respostas às

perguntas do diagrama de decisão RCM II. As colunas H, S, E, O são usadas para registar a

categoria de consequências associada a cada modo de falha. Cada modo de falha é associado

a apenas uma categoria de consequências. As colunas H1/S1/O1/N1 são usadas para registar

se uma técnica preventiva condicionada pode ser definida para antecipar um modo de falha a

tempo de evitar as suas consequências. As colunas H2/S2/O2/N2 são usadas para registar se

uma técnica preventiva sistemática (Reparação de componentes) adequada pode ser

determinada para prevenir modos de falha. As colunas H3/S3/O3/N3 são usadas para registar

se uma técnica preventiva sistemática (Substituição de componentes) pode ser desencadeada

para prevenir modos de falha. Nas colunas H4 e H5 e S4 são registadas as respostas às

questões relacionadas com a necessidade de técnicas de manutenção reativa. Na coluna

”Tarefa proposta” é indicada a técnica de manutenção a realizar ao modo de falha. Por

último na coluna “Intervalo inicial” é registada a frequência da técnica de manutenção. Nas

técnicas de manutenção preventiva condicionada, a frequência depende do intervalo P-F (ver

subsecção 3.3.1.b). Nas técnicas de manutenção preventiva sistemática, a frequência

depende do comportamento de avaria do componente/equipamento ao longo do seu período

de vida útil (ver subsecção 3.3.1.a). Nas técnicas de deteção de falhas, o intervalo é

calculado pelos métodos apresentados nas expressões (eq. 9 e eq.14).

Modos de Falha “Evidentes” e “Não Evidentes” 71

Tabela 5.8 - Folha de decisão RCM II [1].

Legenda: N – Não; S – Sim * Ver Secção 5.3.4

5.3.2 - Modos de Falha “Evidentes” e “Não Evidentes”

Do estudo realizado, como referido na secção 5.3.1, foram identificados 29 modos de

falha diferentes para o dispositivo eletrónico inteligente, responsáveis por falhas das suas

várias funções. A Figura 5.2 ilustra a divisão das consequências dos 29 modos de falha. A partir

da análise desta Figura conclui-se que 13,79% dos modos de falhas não são evidentes e 86,21%

são evidentes e possíveis de serem detetados pelos autotestes que vigiam continuamente o

estado do dispositivo eletrónico inteligente.

Figura 5.2 - Consequências dos modos de falha.

5.3.3 - Técnicas de Manutenção Selecionadas

Após aplicar o diagrama de decisão RCM II aos 29 modos de falha, resultou que os modos

de falha evidentes deveriam ser tratados com técnicas de manutenção corretiva e os modos

de falha não evidentes com técnicas de deteção de falhas. As técnicas de deteção de falhas

efetuam uma verificação das funções de proteção desde os sensores aos atuadores. Nesse

sentido, estas técnicas consistem em aplicar ao IED sinais de corrente e tensão, de modo a

simular diferentes situações de defeito, e averiguar se as ordens de atuação foram as

corretas. A Figura 5.3 apresenta a divisão das técnicas de manutenção a realizar aos modos

13.79%

48.28%13.79%

24.14%Não evidentes

Segurança

Operacionais

Não operacionais

RCM II FOLHA DE DECISÃO

SISTEMA Sistema de Proteção, Comando e Controlo

SUBSISTEMA Dispositivo Eletrónico inteligente (IED)

Informação Avaliação da consequência

H1 H2 H3 Técnica reativa Tarefa

proposta Intervalo

inicial S1 S2 S3 O1 O2 O3

F FF MF H S E O N1 N2 N3 H4 H5 S4

1

A

1 S S - - N N N - - N T4 - 2 S S - - N N N - - N T4 - 3 N - - - N N N S - - T6 * 4 N - - - N N N S - - T6 * 5 N - - - N N N S - - T6 *

4 A 1 S S - - N N N - - N T4 - 2 S S - - N N N - - N T4 - 3 N - - - N N N S - - T6 *

7 A 1 S N N N N N N - - - T4 - 2 S N N N N N N - - - T4 -


72

de falha identificados.

Figura 5.3 – Técnicas de manutenção dos modos de falha.

Como se pode observar na Figura 5.3 não resultaram técnicas de manutenção preventivas

sistemáticas (Reparação ou substituição de módulos funcionais) adequadas aos modos de

falha do dispositivo eletrónico inteligente. Os módulos funcionais do IED são baseados em

componentes eletrónicos. Após o período de mortalidade infantil, os padrões de avaria desses

componentes não dependem do tempo, não se conseguindo identificar uma idade operacional

a partir da qual a sua probabilidade de falha começa a aumentar rapidamente [4]. A previsão

de avaria do IED é difícil, pois as avarias dos seus módulos funcionais seguem um padrão

aleatório no tempo e não estão relacionadas com a idade operacional do equipamento.

Assumindo, por exemplo, que as avarias dos módulos funcionais do IED ocorriam segundo o

padrão representado na Figura 5.4, seria possível identificar uma idade em que os módulos

funcionais verificam um rápido aumento da sua probabilidade de falha. Assim, a intervalos de

tempo “T”, seriam efetuadas técnicas de manutenção preventivas sistemáticas (Reparação ou

substituição) com o objetivo de manter a probabilidade de falha dos módulos funcionais na

parte horizontal da curva. Neste exemplo as técnicas de manutenção preventivas sistemáticas

seriam adequadas.

Figura 5.4 – Padrão de avaria B [10].

Por outro lado, o IED em estudo começou apenas a operar desde o ano de 2008, pelo que

ainda não se possuem registos fiáveis de avarias dos seus módulos funcionais, assim como de

valores custos de manutenção. Consequentemente, estas técnicas não superaram as

condições exigidas para “valem a pena fazerem-se” e serem “tecnicamente praticáveis.

Porém é normal os programas RCM II iniciais, para equipamentos novos, não incluírem

técnicas preventivas sistemáticas.

As técnicas de manutenção preventiva condicionada também não tiveram aplicação aos

modos de falha do dispositivo eletrónico inteligente, pois este já se encontra dotado de

86.21%

13.79%

Técnica Corretiva

Técnica de Deteção de Falhas

Técnicas de Deteção de Falhas - Determinação do “Failure Finding Interval” (FFI) 73

autotestes e funções de autodiagnóstico que verificam continuamente o estado do hardware

e de software dos módulos funcionais que o constituem, assegurando que um eventual mau

funcionamento ou avaria interna seja imediatamente sinalizada por meio de alarmes. Nesse

sentido, não são praticáveis técnicas de manutenção de monitorização, incluindo o uso de

outros equipamentos para monitorizar o IED ou inspeções baseadas em sentidos humanos, no

sentido de verificar se algum módulo funcional do IED está a falhar.

5.3.4 - Técnicas de Deteção de Falhas - Determinação do “Failure Finding Interval” (FFI)

Em [36] um fabricante, “Schweitzer Engineering Laboratories” - SEL, apresenta um valor

de tempo médio entre avarias para os seus IED´s de 300 anos. Na Figura 5.5 são ilustrados

valores de FFI para o dispositivo eletrónico inteligente em estudo, calculados utilizando a

expressão (eq.9). Foram assumidos três valores diferentes para o seu tempo médio entre

avarias. Além do valor de 300 anos, foi adotado um valor superior de 450 anos e um valor

inferior de 50 anos. Procurou-se deste modo analisar valores de FFI para o IED em estudo,

considerando uma probabilidade de avaria inferior, uma igual e uma superior à probabilidade

de avaria dos dispositivos eletrónicos inteligentes da SEL.

Figura 5.5 - Valores de FFI para o IED em estudo (Método 1).

Através da análise do gráfico da verifica-se que quanto maior for a disponibilidade

desejada para o dispositivo eletrónico inteligente, menor é a periodicidade das técnicas de

deteção de falhas, ou seja, os valores de FFI necessitam de serem menores. Considerando

valores de tempo médio entre avarias maiores, ou seja, probabilidades de falhas dos IED’s

menores, as técnicas de deteção de falhas devem ser realizadas em intervalos de tempo mais

longos. A expressão (eq.9) estabelece uma relação entre o FFI, a disponibilidade deseja para

o IED e tempo médio entre avarias do IED. O método 2 de cálculo do FFI é mais rigoroso, pois

para além da probabilidade de falha do IED, inclui a probabilidade de falha do equipamento

protegido e a probabilidade de falhas múltiplas. Na Figura 5.6 são apresentados os valores de

FFI para o dispositivo eletrónico inteligente em estudo, calculados utilizando a expressão (eq.

14). O valor de tempo médio entre falhas do IED considerado foi de 300 anos e o valor de

tempo médio entre avarias de um cabo subterrâneo de 15 kV, enquanto equipamento

9.008.10

7.20

6.30

5.40

4.50

3.60

2.70

1.800.90

6.005.40

4.804.20

3.60

3.00

2.401.80

1.200.60

1.00 0.90 0.80 0.70 0.60 0.50 0.40 0.30 0.20 0.100.00

3.00

6.00

9.00

99.00 99.10 99.20 99.30 99.40 99.50 99.60 99.70 99.80 99.90

FFI (

anos

)

Disponibilidade (%)

MTBF = 450 anos

MTBF = 300 anos

MTBF = 50 anos


74

protegido pelo IED, foi de 163 anos [37]. Foram assumidos os cenários de probabilidade de

falhas múltiplas apresentados na Tabela 5.9.

Tabela 5.9 – Cenários de previsão de probabilidades de falha múltipla.

Cenário A B C D E Prob. de

uma falha múltipla num ano

800001

600001

400001

200001

100001

MFM

(Anos) 80000 60000 40000 20000 10000

Figura 5.6 - Valores de FFI para o IED em estudo (Método 2).

A partir da análise do gráfico da Figura 5.6 verifica-se que adotando-se o cenário com a

menor probabilidade de falhas múltiplas (cenário A), a periodicidade das técnicas de deteção

de falhas efetuadas ao dispositivo eletrónico inteligente deve ser de aproximadamente 1 ano.

Assumindo o cenário E, a periodicidade deve ser de cerca de 10 anos. Neste cenário existe um

risco bastante maior de ocorrerem falhas múltiplas. Assim, intervalos de deteção de falhas

maiores conduzem a uma manutenção com custos mais eficientes, porém é necessário

assumir um risco maior de ocorrência de falhas múltiplas. Já intervalos de deteção de falhas

menores implicam elevados recursos humanos e financeiros, no entanto, o risco de ocorrem

falhas múltiplas é significativamente reduzido. Os valores considerados de probabilidade de

falha do IED e do cabo subterrâneo resultaram de estudos a equipamentos semelhantes a

estes, porém ainda existe a probabilidade de falhas múltiplas, cujo valor se desconhece e daí

a necessidade de se ter recorrido a seis cenários de previsão. A decisão de qual o intervalo de

deteção de falhas a aplicar ao IED está dependente do risco de falhas múltiplas que o agente

de decisão está disposto a assumir.

O método de Monte Carlo não cronológico foi utilizado para estimar o valor da

probabilidade de falha múltipla. Assumindo que as falhas do IED e as falhas do equipamento

protegido são acontecimentos independentes, a probabilidade de falha múltipla corresponde

à multiplicação da probabilidade de falha do IED pela probabilidade de falha do equipamento

protegido. Uma vez conhecidas as probabilidades de falhas do IED e do equipamento

protegido, para um coeficiente de convergência de 1 %, o que implicou 70680 sorteios, foi

determinado um valor de probabilidade de falha múltipla de 0.000026. Neste caso o valor

obtido de FFI foi de 2. 6 anos.

1.22 1.632.45

4.89

9.78

0.00

4.00

8.00

12.00

80000 60000 40000 20000 10000

FFI (

Ano

s)

Tempo médio entre falhas múltiplas (anos)

Conclusões da Aplicação da Metodologia RCM II ao Dispositivo Eletrónico Inteligente 75

5.3.5 - Conclusões da Aplicação da Metodologia RCM II ao Dispositivo Eletrónico Inteligente

O dispositivo eletrónico inteligente em estudo, através de funções próprias de

monitorização do seu funcionamento, permite detetar cerca de 86,21% dos seus modos de

falhas. Estes são evidentes, visto que são gerados alarmes aquando da sua ocorrência e

devem ser tratados com técnicas de manutenção corretiva. Estas técnicas devem conduzir à

reposição do estado de funcionamento do IED após uma sinalização de avaria. Dos modos de

falha evidentes, mais de metade tem como principal consequência a segurança, colocando

em risco o equipamento protegido. As técnicas de manutenção preventivas sistemáticas

(Reparação ou substituição de módulos funcionais) e condicionadas não foram selecionadas

para prevenir modos de falha. Quanto aos modos de falha não evidentes, que correspondem

aos restantes 13,79%, devem ser desenvolvidas técnicas de manutenção de deteção de falhas

para reduzir a indisponibilidade do IED. Na secção 4.7, foi referido que o dispositivo

eletrónico inteligente é sujeito a manutenção a cada 5 anos. Nestas intervenções são

efetuadas técnicas de deteção de falhas a todas as funções existentes no IED. A determinação

da periodicidade das técnicas de deteção de falhas requer um registo da probabilidade de

falha do IED, do equipamento protegido e da probabilidade de falhas múltiplas.

5.4 - Sumário

A metodologia RCM II permite de uma forma estruturada identificar os modos de falha de

um dado equipamento e as suas consequências na segurança de pessoas e bens, no ambiente,

assim como na disponibilidade do equipamento. Baseada em critérios de fiabilidade, em

custos de manutenção, e nas consequências dos modos de falha, a metodologia determina a

técnica de manutenção mais apropriada a cada modo de falha do equipamento, que

prioritariamente minimize ou evite as consequências desses modos de falha.

A aplicação da metodologia RCM II ao dispositivo eletrónico inteligente envolveu um

elevado esforço, pois foram analisadas cerca de 19 funções do dispositivo eletrónico

inteligente, para as quais foram identificadas falhas funcionais, modos de falhas e estudados

os seus efeitos e consequências. Para além desta análise, foi também necessário recolher

dados de fiabilidade do IED e de custos de manutenção. Contudo, foi possível conhecer o

funcionamento do dispositivo eletrónico inteligente no seu contexto de operação e perceber

quais os impactos dos seus diferentes modos de falha no Sistema de Proteção, Comando e

Controlo no qual está integrado. Os riscos na segurança e operação do cabo subterrâneo

relacionados com falhas do IED foram identificados.


76

77

Capítulo 6

Comentários Finais e Possíveis Trabalhos Futuros

Neste capítulo são descritas as conclusões e contribuições do trabalho desenvolvido sobre

a aplicação de metodologias “Reliability Centered Maintenance”, (RCM), nos planos de

manutenção de Sistemas de Proteção, Comando e Controlo (SPCC’s) da responsabilidade de

um departamento de operação e de manutenção de uma empresa operadora da rede elétrica.

A secção 6.3 deste capítulo diz respeito a sugestões de possíveis trabalhos futuros.

6.1 - Conclusões

As metodologias de manutenção que combinam técnicas preventivas e reativas, analisam

avarias e suas consequências, índices de fiabilidade dos equipamentos e custos de

manutenção, tal como as metodologias RCM, apresentam vantagens comparativamente às

metodologias de manutenção exclusivamente baseadas em apenas uma técnica de

manutenção. A metodologia RCM II apresenta as vantagens e desvantagens listadas na Tabela

6.1.

Tabela 6.1 – Vantagens e desvantagens da metodologia RCM II.

Vantagens Desvantagens Processo contínuo, adequando sempre os

procedimentos de manutenção ao comportamento e histórico de avarias do equipamento, durante

todo o seu ciclo de vida útil

Processo moroso

Permite o conhecimento pormenorizado do funcionamento do equipamento no seu contexto

operacional Envolve elevados recursos humanos e financeiros

Noção da importância do equipamento no sistema em que está integrado

Necessidade de recolha de bastantes dados sobre a fiabilidade dos componentes que constituem o

equipamento

Eliminação de tarefas de manutenção desnecessárias

Necessidade de informação detalhada sobre funções, falhas funcionais, modos de falha,

efeitos das falhas e consequências das falhas do equipamento

Identificação de causas de falhas dominantes Registo de custos de manutenção Aumento do tempo médio entre falhas do Implica tomar decisões constantemente

78 Comentários Finais e Possíveis Trabalhos Futuros

78

equipamento Aumento da disponibilidade do equipamento

Permite focar a manutenção nos componentes com maior taxa de avarias que constituem o

equipamento

Redução do custo da manutenção Redução do número de acidentes

Melhora o trabalho em equipa Redução dos tempos de avaria

Maior capacidade de diálogo com os fabricantes dos equipamentos

Todos os riscos de segurança e ambiente relacionados com o equipamento são identificados

As funções de proteção, supervisão e comando que o Sistema de Proteção, Comando e

Controlo (SPCC) desempenha na rede elétrica AT e MT exigem que este sistema funcione com

elevada fiabilidade. Dos estudos sobre fiabilidade realizados ao SPCC, concluiu-se que as

unidades de proteção numérica, equipamentos essenciais ao funcionamento de um SPCC

numérico, possuem uma elevada fiabilidade. Num período de análise de 5 anos ao

funcionamento de 329 unidades contabilizaram-se apenas 17 ocorrências de avarias em que

houve necessidade de substituir e consequentemente reparar a unidade por parte do

fabricante. Destas 329 unidades de proteção numérica, 51 possuem tempos de funcionamento

iguais ou superiores a 10 anos sem nunca terem tido uma avaria do tipo referido. Não foi

encontrada uma relação direta entre a probabilidade de falha e a idade de funcionamento

das unidades de proteção numérica. Do mesmo modo o sistema de comando e controlo, quer

numérico, quer clássico, possui uma elevada disponibilidade e eficácia.

Do estudo da implementação da metodologia RCM II a um dispositivo eletrónico

inteligente (IED) concluiu-se que os autotestes que monitorizam o seu funcionamento

permitem detetar cerca de 86,21% dos seus modos de falha. Estes modos de falha devem ser

tratados com técnicas de manutenção corretiva. Os restantes 13,79% modos de falha devem

ser prevenidos com técnicas de deteção de falhas. A metodologia RCM II procura responder

sempre as necessidades funcionais do equipamento, durante todo o seu ciclo de vida útil. No

entanto, não é viável continuar a aplicação a metodologia RCM II ao IED estudado. Os motivos

apresentados são:

• Elevada percentagem de modos de falha evidentes - Como referido acima, o IED

deteta 86,21% dos seus modos de falha. Assim, os operadores de manutenção sabem

quando desenvolver as ações de manutenção adequadas à correção da falha ou à

prevenção da potencial falha. O principal desafio são as falhas não evidentes.

• Elevado número de modos de falhas - O IED é baseado em módulos funcionais, que

por sua vez, são formados por inúmeros componentes eletrónicos.

Consequentemente, o número de modos de falha pode disparar numa análise com

elevado nível de detalhe às suas falhas funcionais, implicando tempo e envolvendo

elevados recursos humanos na recolha e análise detalhada de informação relacionada

com funções, falhas funcionais, efeitos das falhas e consequências das falhas.

• Reduzido número de avarias do IED - O cálculo de indicadores de fiabilidade (“Mean

Time Between Failures”, MTBF, e “Mean Time To Repair”, MTTR) dos módulos

funcionais do IED, necessários à implementação da metodologia RCM II, requer um

Contribuições da Dissertação 79

número apreciável de ocorrências de avarias num período de análise. Ora, o tipo de

IED estudado possui um reduzido número de avarias, pelo que os indicadores referidos

seriam pouco expressivos, condicionando os resultados obtidos na metodologia.

• Complexidade da metodologia RCM II – A implementação da metodologia RCM II é um

processo complexo e trabalhoso que requer tempo e elevados recursos humanos. A

metodologia implica aprendizagem por parte dos operadores de manutenção, registo

de variáveis necessárias ao cálculo de indicadores de fiabilidade do IED e de custos de

manutenção, aplicação do algoritmo, e além disto a execução propriamente dita das

técnicas de manutenção ao IED. Devido ao departamento de operação e de

manutenção, possuir para além dos equipamentos de proteção, equipamentos de

comando e controlo, e de telecomunicações, não é praticável alocar elevados

recursos humanos em apenas um tipo de equipamento específico.

• Mudanças significativas nas práticas do departamento de operação e de

manutenção – Como já referido, a implementação da metodologia RCM II ao IED exige

valores de fiabilidade dos módulos funcionais do IED e de custos de manutenção, o

que pressupõe a recolha e registo de variáveis, como por exemplo, tempos de avaria

do IED e número de avarias. Uma vez que o departamento não possui práticas

instituídas nesse sentido, seria necessário mudar profundamente a política de

manutenção do departamento.

6.2 - Contribuições da Dissertação

O trabalho desenvolvido ao longo da dissertação permitiu conhecer de forma

pormenorizada a metodologia RCM II. A informação sobre os passos a seguir para implementar

esta metodologia, o algoritmo envolvido e as variáveis necessárias para aplicar a metodologia

foram descritas. Assim, o departamento de operação e de manutenção neste momento tem

ao seu dispor toda a informação de que necessita para começar a aplicar a metodologia RCM

II aos seus equipamentos.

Os estudos sobre a fiabilidade das proteções numéricas contribuíram para avaliar a

estratégia de manutenção em vigor no departamento de operação e de manutenção a estas

unidades. A partir destes estudos conclui-se também que não há uma relação direta entre a

idade de operação destes equipamentos e a sua probabilidade de falha. As avarias das

unidades de proteções numérica ocorrem de forma aleatória no tempo.

O estudo sobre a aplicação da metodologia RCM II a um IED permitiu concluir que não é

viável aplicar a metodologia RCM II a este tipo de equipamento. Os restantes equipamentos

que integram o SPCC também possuem funções de autodiagnóstico, e elevados padrões de

fiabilidade, à exceção de algumas unidades de proteção eletrónicas. Nesse sentido, a

aplicação da metodologia RCM II não deve ser aplicada a equipamentos do SPCC de uma

forma isolada, mas sim, ao conjunto de equipamento que constituem o SPCC. Esta solução

será analisada na secção de possíveis trabalhos futuros.

80 Comentários Finais e Possíveis Trabalhos Futuros

80

6.3 - Possíveis Trabalhos futuros

A sugestão de trabalho futuro seria a aplicação da metodologia RCM II a todo um Sistema de

Proteção, Comando e Controlo (SPCC) de uma subestação numérica AT/MT, definida

previamente, da responsabilidade do departamento de operação e de manutenção. Como

referido na subsecção 4.1.2.b, este sistema é formado por uma unidade central, um posto de

comando local, vários dispositivos eletrónicos inteligentes, equipamentos da rede local de

comunicação e da rede de comunicação entre a subestação AT/MT e o centro de condução. O

objetivo desse trabalho seria determinar um plano de manutenção ótimo adequado ao SPCC.

Na aplicação da metodologia RCM II, as funções do SPCC, tal como referido na subsecção

4.1.1 diriam respeito a telecontagem de energia e teleengenharia, por exemplo. Os modos de

falha corresponderiam a falhas dos equipamentos que integram o SPCC e as consequências

dos modos de falha seriam os impactos das avarias dos equipamentos no SPCC. De modo a

organizar a informação sobre análise de falhas do SPCC e seus efeitos, assim como determinar

a fiabilidade e custos de manutenção do SPCC sugere-se a criação de um programa

informático em Microsoft Office Acess, por exemplo. Somente através de informação

registada sobre as ocorrências de avaria do SPCC e das intervenções de manutenção é

possível implementar uma metodologia de manutenção baseada em fiabilidade. Exemplo de

informação a registar seria qual a falha funcional do SPCC, as causas dessa falha, os efeitos

dessa falha, a data da falha, o tempo de falha, o custo de reparação da falha, o custo de

consequências operacionais da falha, as datas das intervenções de manutenção e os custos da

manutenção.

81

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[36] Kirby, R.; Schwartz, R.; "Microprocessor-based protective relays," Industry Applications

Magazine, IEEE, vol.15, no.5, pp.43-50, September-October 2009.

[37] "IEEE Recommended Practice for the Design of Reliable Industrial and Commercial Power

Systems," IEEE Std 493-1990, vol., no., pp.0_1, 1991, Page 114.

84

Anexo A

Ficha de Ensaio de Manutenção Preventiva a Proteções de Linhas de AT

DAT – Direção de Automação e Telecontrolo

ATOM – Operações e Manutenção

FE LAT MANUTENÇÃO PREVENTIVA DE PROTECÇÕES FICHA DE ENSAIO

85

INSTALAÇÃO: Proteções

LAT

ÁREA OPERACIONAL:

PAINEL

Nº:

NOME: Alimentação SACC: V

EXECUTANTES: DATA:

SEGURANÇA: PROCEDIMENTOS (1): CUMPRIMENTO DO

MANUAL DE PREVENÇÃO DO

RISCO ELÉCTRICO

Utilização do equipamento de segurança individual e coletivo adequado ao tipo de trabalho a efetuar Delimitação e sinalização da zona de trabalhos Cumprimento de Regras/Métodos de Trabalho Existência de Certificação de Segurança

(1)– De acordo com o Manual de Prevenção do Risco Elétrico, no aplicável

DADOS GERAIS

Relação dos TI´s: - Comum: Barras Linha

Relação dos TT´s de linha: -

Relação dos TT´s de Barras:

-

Linha com auto produtor:

REE: REE por telecomando:

DADOS DA

PROTECÇÃO

MP1 MP2

Marca:

Modelo: Versão: Versão:

Nº de série:

I nominal: A I nominal: A

ENSAIO DA FUNÇÃO MÁXIMA INTENSIDADE DE FASE E HOMOP OLAR

I > I >> I0 > (PTR)

Regime

Arranque (A) Tempo (s) Arranque (A) Tempo (s) Arranque (A) Tempo (s)

Regulado

Medido Regula

do Medido

Disp Disj

Regulado

Medido Regulad

o Medid

o Regula

do Medido

Regulado

Medido

RNE

REE

ENSAIO DA FUNÇÃO CONDUTOR PARTIDO

I (A) U (V) tcp (s)

Regulado

Actuação

86

ENSAIO DA FUNÇÃO DIRECCIONAL DE TERRA – MP1 (I0>>)

Regime Arranque (A) Tempo (s)

VALORES DE ACTUAÇÃO:

Regulado

Medido

Regulado

Medido

RNE

Tensão Polarização: V

REE

Ângulos U/I, gama de atuação:

º a

º

Verificação da direccionalidade com correntes e tensões reais

ENSAIO DA FUNÇÃO DIRECCIONAL DE TERRA – MP2 (I0>>)

Regime Arranque (A) Tempo (s)


Regulado

Medido

Regulado

Medido

RNE

Tensão Polarização: V

REE

Ângulos U/I, gama de atuação:

º a

º


87

ENSAIO DA FUNÇÃO DISTÂNCIA

Zona 1 Zona 2 Zona 3 Alongado Arranque Mod

o

Regulado

Medido

Regulado

Medido

Regulado

Medido

Regulado

Medido

Regulado

Medido

F-F

Rd

Xd

t(ms)

F-T

Ro

Xo

t(ms)

DISPARO E RELIGAÇÃO COM DEFEITO EM:

Z1

Z1 + Z1 Alongado

DISPARO DEFINITIVO COM DEFEITO EM:

Z1 (dentro do “Reclaim Time”) Z2

ZAlong (em REE) Z3

ZAlong (com encravamento do Disjuntor, mola frouxa)

Z4

Sem Sincronismo

Com Religador F/S

_____________________________________________

_____________________________________________

OUTRAS VERIFICAÇÕES: REE – atuação instantânea

Bloqueio da função PD por disparo do Disjuntor de TT’s


ENSAIO DA FUNÇÃO VERIFICAÇÃO DE SINCRONISMO

Tensão Sincronismo: URS, UST, UTR, URN, USN, UTN

PERMISSÃO DE FECHO COM SINCRONISMO AUTOMÁTICO:

Barramento M / linha V Barramento V / linha V (±___º)

Barramento M / linha M Barramento V / linha V (±___%/U)

Barramento V / linha M Barramento V / linha V (±___Hz)

OUTRAS VERIFICAÇÕES:

Sincronismo Manual / 50seg.

Bloqueio do sincronizador por disparo de TT’s de Linha e/ou TT’s de Barras

88

ENSAIO DA FUNÇÃO DISTÂNCIA AO DEFEITO

NA PROTECÇÃO NA RTU NO DESPACHO

(mA) (Km) (Km) (Km)

Z1

Z2

Diferencial

ENSAIO DA FUNÇÃO PROTECÇÃO DIFERENCIAL

Id> [A] declive k1 [º] Id k1> [A] Id >> [A]

Valor teórico

Actuação

Defeito

Fase 1 Fase 2 Fase 3

Regulado t [ms]

Actuação t [ms]

SPCC

SINALIZAÇÕES COMANDOS MEDIDAS

P1 | P2 | TC P1 | P2 | TC P1 | P2 | TC P1 | P2 | TC P1 | P2 | TC

Com. Local/Dist Disj. Falha MIFi Disj Lig/Desl I

RNE ES/FS Disj Ligado/Desl MIFt RNE/REE V

REE ES/FS Bloco Disj Int/Ext MIHdi Sinc. Man/Aut P

Relig ES/FS Disj Mola Frouxa MIHdt Sinc. Bloq. Q

Local/Distância Secc Bypass Ab/Fe PTR Secc. Terra Ab/Fe

Condutor Partido Alarme SF6 WD Prot Secc. Linha Ab/Fe

PN em ensaio Disp/Enc SF6 Arranque PD Secc. Barr.1 Ab/Fe

Relig. em curso Disj. TT´s linha Disp Defeito FF Secc. Barr.2 Ab/Fe

Tensão linha aus Disj. TT´s Barr Disp Defeito FT

Tensão linha pres Falha SACC Defeito Z1

Sinal GPS Transf de protecções Defeito Z2

Sinc Man/Aut Receção Teleproteção. Defeito Z3

Falta Sincronismo SOFT

Cond. Partid

Entradas Analógicas MP1: UR, US, UT, UN U0 IR, IS, IT, IN Usinc

Entradas Analógicas MP2: UR, US, UT, UN U0 IR, IS, IT, IN

TESTES ADICIONAIS

Encravamentos de seccionadores Transferência de protecções

89

Anexo B

Ficha de Ensaio de Manutenção Preventiva a Proteções de Linhas de MT



FE LMT MANUTENÇÃO PREVENTIVA DE PROTECÇÕES FICHA DE ENSAIO

90

INSTALAÇÃO: Proteções

LMT

ÁREA OPERACIONAL:

PAINEL Nº:

NOME:

EXECUTANTES: DATA:

SEGURANÇA: PROCEDIMENTOS (1):

CUMPRIMENTO DO

MANUAL DE

PREVENÇÃO DO RISCO

ELÉCTRICO

Utilização do equipamento de segurança individual e coletivo

adequado ao tipo de trabalho a efetuar

Delimitação e sinalização da zona de trabalhos

Cumprimento de Regras/Métodos de Trabalho

Existência de Certificação de Segurança


TI´s

Marca: Modelo: Comum: Barras Linha

Classe /

potência

Enrolamento medidas Enrolamento Proteção

Relação: -

TORO Marca: Modelo: Comum: S1 S2

Relação: - Classe/potência:

PROTECÇÃO

MÁXIMA

INTENSIDADE

FASE

Marca: Modelo:

Versão: Nº de série: I nominal: A

PROTECÇÃO

MÁXIMA

INTENSIDADE

HOMOPOLAR

Marca: Modelo:

Versão: Nº de série: I0(4) nominal: A

Holmgreen Toro I0 nominal: A

PROTECÇÃO

TERRAS

RESISTENTES

Marca: Modelo:

Versão: Nº de série: I0 nominal: A

RELIGADOR Marca: Modelo: Versão: Nº de série:

RR: 1L: 2L: Reclaim Time:

91

ENSAIO DA FUNÇÃO MÁXIMA INTENSIDADE DE FASE

I > (A) t > (s) t(disj)>(s

) I >> (A) t >> (s) t(disj)>(s) I >>> (A) t >>> (s)

t(disj)>(s)

Regulado

Atuação

Fase

1

RNE

REEA

REEB

Fase

2

RNE

REEA

REEB

Fase

3

RNE

REEA

REEB

ENSAIO DA FUNÇÃO MÁXIMA INTENSIDADE HOMOPOLAR (Neutro isolado)

U0 > [φi,

φf]0> I0 > t0 > [φi,φf]0>> I0 >> t0 >> [φi,φf]0>>> I0 >>> t0 >>>

Regulado

Atu

ação

RNE

REEA

REEB

ENSAIO DA FUNÇÃO PROTECÇÃO DE TERRAS RESISTENTES (I0>)

Regulação Io> = TM = Tipo de Curva

Valores Teóricos

Ip(A)

Is(A)

t(s)

Atuação RNE t(s)

Atuação REE A

Atuação REE B

92

ENSAIO DA FUNÇÃO MÁXIMA INTENSIDADE HOMOPOLAR (Neutro

impedante)

I0>> I0>>>

Regulado

Ip(A)

Is(A)

t(s)

Atuação RN

E

Ip(A)

Is(A)

t(s)

Atuação RE

EA

Ip(A)

Is(A)

t(s)

Atuação RE

EB

Ip(A)

Is(A)

t(s)

ENSAIO DA FUNÇÃO DIRECCIONAL DE TERRA – (I0d)- Neutro Impedante

Regim

e

Arranque (A) Tempo (s)


Regulado Medido Regulado Medido

RNE

Tensão

Polarização: V

REE A Ângulos U/I,

Gama de

atuação:

REE B

Verificação da direccionalidade com correntes e

tensões reais

93

ENSAIO DA FUNÇÃO DIRECCIONAL DE TERRA – (I0d) - Neutro Isolado

Regim

e

Arranque (A) Tempo (s) VALORES DE ACTUAÇÃO:

Regulado Medido Regulado Medido

RNE

Tensão

Polarização: V

REE A Ângulos U/I,

Gama de

atuação:

REE B

Verificação da direccionalidade com correntes e

tensões reais

ENSAIO DA FUNÇÃO CONDUTOR PARTIDO

Regulado Atuação

I (A) tcp (s) I (A) tcp (s)

RELIGAÇÃO

Religações Religação Rápida 1ª Religação Lenta 2ª Religação Lenta

94

SPCC

SINALIZAÇÕES COMANDOS MEDIDAS

Prot | TC Prot | TC Prot |

TC Prot | TC Prot | TC

Com. Loc/Dist Disj. Deslig. / Lig MIFi Disj. Lig/Desl I (A)

RNE Disj. Int/Ext MIFt P (MW)

REE A Disj. MOL. Frouxa MIHi RNE

REE B Alarme SF6 / Pressão MIHt REE A

WD PROT Religação em Curso MIHDi REE B

Condutor Partido Disparo Definitivo MIHDt Relig.

ON/OFF

PN Ens. Secc. Terra Ab/Fe PTRi

Religador ES/FS Falha de tensão CA PTRt

Falha CC Com e Prot.

Falha CC Força Motriz

Entradas Analógicas : IR, IS, IT, IN

TESTES ADICIONAIS

Disparo em REE A por DTRt Mudança de grupo Disp. Em REE por WD da própria, da Reactância

ou Falha de Comunicação

Disparo em REE B por DTRi Relé KE, 1” Disparo por Arco interno (mecânico) Caixa Cabo

OBSERVAÇÕES:

95

Anexo C

Ficha de Ensaio de Manutenção Preventiva a UC´s, PCL’s e URTAS



FE UC, PCL, URTA MANUTENÇÃO PREVENTIVA FICHA DE ENSAIO

96

FICHA DE INSPECÇÃO

DADOS GERAIS

Local: Data:

Equipamentos

Tipo:

URT Clássica URT Numérica URR

Fornecedor:

EFACEC ABB SIEMENS CETT LANDIS

URT PC Marca: UC

Marca: Modelo: Marca:

Modelo: Motherboard: Modelo:

Nº série: Nº série: Nº série:

Comunicações:

FO PLC Cabo Telefónico Rádio Link Micro-ondas GPRS

Marca: Modelo: Nº série:

ESTADO GERAL DA INSTALAÇÃO Estado Geral da Instalação OK/NA NC*

1 Ar condicionado

2 Telefone nª _____

3 Sujidade Instalação

4 Iluminação Instalação

5 Central Intrusão (se tem ou não)

6 Portas ou Portão SE - Tipo de chave:___________

7 Cofret de Chaves

8 WC

9 Aquecimento

10 Vidros Partidos

11 Infiltrações

12 Acesso para deficientes motores

97

URTA CLÁSSICA

URT Clássica OK/NA NC*

Verificação Cartas URT

1 Fontes de Alimentação

2 Cartas Comunicação (Modem)

3 Cartas Sinalizações

4 Cartas Comandos

5 Cartas Medidas

6 Cartas AIG

7 Falta de Cartas

8 Anomalia em Cartas periféricas da URT

Outros

9 Cablagens / Calhas ou Tampas/ Fichas ou capots

10 Sujidade URT

11 Vestígios de Animais

12 Estado Geral Armário URT

13 Estado Geral Armário AIG

14 Etiquetas identificativas (Cartas/Cabos)

15 Instruções de RESET à URT

16 Documentação da URT (Esquemas/Listas de Sinais)

17

18 …

98

PC e UC – Hardware e Software

PC e UC da URT OK/NA NC*

Hardware PC

1 Monitor – Tamanho: ________ - Alimentação: __________

2 Teclado

3 Rato

4 Modem Comunicações Acesso Remoto (Testar a ligação com o CCO)

5 Filtros

6 Ventoinhas

7 Drive CD/DVD/ Disquetes

9 Discos Raid em falta (onde aplicável)

10 Portas de Comunicações (em caso de avaria identificada na deslocação)

11 Cartas portas série – Modelo: ____________ - Tipo porta: _____ M F

12 Comunicação com despacho por porta da carta de portas série

13 Cartas rede – Quantidade: ____ - IP: ____.____.____.____ - IP: ____.____.____.____

Hardware UC

1 Portas de Comunicações (em caso de avaria identificada na deslocação)

2 …

Software

1 Users e Passwords Windows

2 Users e Passwords URT

3 Windows – Versão: ______________

4 CLP500 / MicroScada / WinCC / Outro

5 Acesso Remoto (Netmeeting e Remote Desktop ativo)

6 Sinópticos

7 Alarmes permanentes (verificar se Alarmes reais e se igual entre URT e Scada) (prt sc)

8 Estado do Regul. Tensão (se em MANUAL verificar se há PIN explicativo Scada)

9 Estado dos Automatismos (se fora de Serviço verificar se há PIN explicativo Scada)

10 Criação do PDF com auditoria ao PC

11 Em C:\WINDOWS\ARTA.INI , alterar o “WAIT TIME” para 30

12 Backup do disco D: e C:\WINDOWS\*.ini

Se procedimento não for aplicável, preencher a respetiva coluna OK com sigla NA;

NC* “Não Conforme” – Para descrever observações, use o espaço reservado na Tabela própria.

99

Hardware e Ensaios

SE OK/NA NC*

Hardware

1 Switchs – Tipo: ____________ - QT: ____ - Tipo: ____________ - QT: ____

2 Rooter – Tipo: ___________

3 GPS – Tipo: ____________

4 Unidade Aux. – Tipo: __________ - QT: ____ - Backup ficheiros configuração (URR)

5 RAT – Tipo: ____________

6 Fibras óticas – Tipo conectores MT-RJ (Novos) F-SMA (Rosca) T-ST (Baioneta)

7 Equipamento em falta - ___________________________________________________

9

10

11

Ensaios

1 Anel fibra (retirar uma fibra de cada vez, no mesmo ponto do anel)

2 …

Outros

1 Imagem do disco

2 Comunicação Down – Tipo: ________

3

4

5

6

100

TRABALHOS A EFETUAR

PC e UC da URT OK/NA NC*

1 Verificar / aceitar os alarmes presentes na lista de alarmes do PCL+UC

2 Verificar os ficheiros de registo de erros do PCL+UC

3 Verificar / aceitar em cada IED os alarmes presentes

4 Verificação do estado das memórias dos IEDs

5 Recolha dos registos dos IED’s (UACs, BCUs, Routers, Switch, Protecções)

6 Efetuar backup das proteções Efacec

7 Efetuar backup das proteções ABB

8 Efetuar backup das proteções Siemens

9 Efetuar backup das proteções Alstom (MODN/OPN/Tropic)

10 Efetuar backup das proteções Areva

11 Efetuar backup das proteções Dimat

12 Efetuar backup da UC

13 Efetuar backup do PCL

14 Apagar os ficheiros de erros do PCL+UC

15 Apagar dados do event_log e arquivos do PCL+UC

16 Apagar os registos da base de dados e dos IEDs

17 Limpeza interna/externa da UC

18 Limpeza interna/externa do PCL, verificação do correto funcionamento dos

ventiladores e troca de filtros caso necessário

19 Limpeza interna/externa das UA

20 Limpeza externa dos IEDs e Conversores

21 Registo dos números de série de todo o equipamento intervencionado

22 Verificação da validade das pilhas de acordo com o número de série do IED

23 Verificação das ligações à terra dos diferentes equipamentos

24 Verificação do estado do equipamento de sincronização

25 Verificação da rede de comunicações do SPCC

26 Registo e análise das tensões de alimentação dos conversores da instalação

27 Verificar o estado da cablagem, se existe vestígios da presença de roedores

28 Verificar se os cabos e fios se encontram nas calhas respetivas e corretamente

conectados

101

28 Verificar se os cabos e fios se encontram nas calhas respetivas e corretamente

conectados

29 Funcionamento da iluminação do armário da URT

30 Funcionamento da resistência anti condensação do armário da URT

31 Verificar o estado dos filtros e ventilação do armário

32 Comunicação com o CC (comutar para local/distância e verificar se chega ao CC)

33 Verificação do estado de conservação geral da instalação

34 Verificação do correto funcionamento do acesso remoto

35 Inspeção visual do funcionamento dos diferentes equipamentos

PROCEDIMENTO FINAL

Antes de sair do local, certificar-se c/Despacho/CCO, que as comunicações estão OK.

OBSERVAÇÕES À INSPECÇÃO

N.º da Obs.

Descrição das observações

102

Executante

N.º EDP:

Assinatura:

PROCEDIMENTOS GERAIS

SEGURANÇA

PROCEDIMENTOS (1)

CUMPRIMENTO DO MANUAL DE

PREVENÇÃO DO RISCO ELÉCTRICO

Utilização do equipamento de segurança individual e colectivo adequado ao tipo de trabalho a efectuar

Delimitação e sinalização da zona de trabalhos

Cumprimento de Regras/Métodos de Trabalho

Existência de Certificação de Segurança


DOCUMENTAÇÃO

PEDIDOS DE INDISPONIBILIDADE

MANUAIS

DOCUMENTAÇÃO (1)

MANUAIS/PROCEDIMENTOS Manual com procedimentos específicos do Equipamento

Manual Técnico do Equipamento

(1) – De acordo com o Equipamento instalado.

FERRAMENTAS

DOCUMENTAÇÃO (1)

FERRAMENTAS

Equipamento de ensaio

Cabos de ensaio

Mala de ferramentas

PC com o SW adequado

(1) – De acordo com o Equipamento instalado.

PROCEDIMENTOS DE CONTACTO

PROCEDIMENTOS EXECUTADO OBS.

103

CONTACTO

COM

CCO/Despachos

Informar qual a URT a testar, e colocar Local a URT e Painéis a ensaiar (ou todos..)

Obter acordo para ensaios pretendidos

No final da intervenção, antes de sair do local, confirmar correto estado de todas as Entidades de Sinóptico, Testar pelo menos 1 Comando (Regulador Tensão, se aplicável), e colocar Automatismos em Serviço e URT em comando Remoto.

104

Anexo D

Ficha de Ensaio de Manutenção Preventiva a Equipamentos de Telecomunicações



FIT MANUTENÇÃO PREVENTIVA DE TELECOMUNICAÇÕES FICHA DE ENSAIO

105

Local : Data:

Equipamentos

Tipo: Ethernet SDH PDH Eletro-ótico HDSL Rádio Outro: Marca: Marca: Marca: Modelo: Modelo: Modelo: Nº série: Nº série: Nº série:

1. Geral OK NC*

1 Identificar os disjuntores

2 Medir o nível de tensão de alimentação dos equipamentos VAC: VDC:

3 Verificar visualmente a continuidade das ligações à terra nos armários

4 Medir temperatura do interior dos armários (ºC) T:

5 Verificar estado bastidores (acesso, isolamento, limpeza, organização, doc. atualizada)

6 Recolher os eventos de alarmes, locais e remotos

7 Gravar configuração do equipamento

8 Verificar estado da comunicação com sistema de gestão centralizado

9 Verificar aperto das fichas

10 Atualizar layout bastidores e planta c/localização dos armários e quadro alimentação

11 Verificar existência de equipamentos desativados

SDH OK NC*

12 Forçar o funcionamento dos módulos de redundância: Matriz

P63E1

PDH OK NC*

13 Verificar as fontes de alimentação (uma de cada vez!)

14 Verificar o funcionamento dos circuitos:

Extensões

E&M

RS232

G.703 (64Kbit/s)

15 Ensaiar os tributários livres:

SPCM-S4

E&M

RAC

106

Rádio OK NC*

16 Tipo de modulação: FM 64QAM Outro:

17 Medir, em emissão, a potência Direta e Refletida (W) PD: PR:

18 Medir a frequência da portadora (MHz) f:

19 Medir desvio de modulação (kHz) ∆f:

20 Medir limiar de “abertura” do recetor (µV) L:

21 Medir, c/antena local, o nível de sinal na receção (dBµV ou dBm) Rx:

22 Medir relação sinal/ruído (dB) S/R:

23 Antes de abandonar o local, certificar-se c/Despacho, que as comunicações estão ok.

Se procedimento não for aplicável, preencher a respetiva coluna OK com sigla NA;

NC* “Não Conforme” – Para descrever observações, use o espaço reservado no verso.

N.º da Obs.

Descrição das observações

Executante

N.º EDP:

Assinatura:

107

Anexo E

Resultados da Aplicação da Metodologia RCM II a um Dispositivo Eletrónico Inteligente

108

Tabela 1 - Descrição das funções do Dispositivo Eletrónico Inteligente (IED)

Funções de proteção

1 Máximo de corrente de limiar alto com disparo

instantâneo (50)

Proteção amperimétrica muito rápida de deteção de defeitos entre fases

2 Máximo de corrente de

limiar baixo com disparo temporizado (51)

Proteção cronométrica de deteção de defeitos entre fases

3 Máximo de corrente de limiar alto com disparo

instantâneo (50N)

Proteção amperimétrica muito rápida de deteção de defeitos entre fase-terra

4 Máximo de corrente de

limiar baixo com disparo temporizado (51N)

Proteção cronométrica de deteção de defeitos entre fase-terra

5 De terras resistentes (51N) Proteção de máximo de corrente de deteção de defeitos fase-terra muito resistivos, com uma

característica de tempo dependente

6 Mínimo de tensão (27) Permite a deteção de situações de abaixamento

anormal de tensão

7 Máximo de tensão (59) Permite a deteção de situações de elevação anormal de tensão

8 Máximo de tensão homopolar (59 N)

Proteção para defeitos fase-terra em regimes de neutro isolado ou ressonante

9 Máximo de mínimo de

frequência (81)

Proteção de máximo e mínimo de frequência, para situações de desequilíbrio entre geração e

carga

10 Sequência inversa (46)

Permite a deteção de valores elevados da componente inversa do sistema trifásico de correntes (condutores partidos com ou sem

contato à terra, falta de uma fase,…)

11 Sobrecarga (49) Proteção contra esforços térmicos de origem elétrica

Funções de automatismo

12 Religação automática Permite a reposição em serviço de uma linha após a eliminação de defeitos temporários

13 Reposição automática

por normalização de tensão Permite a reposição em serviço de carga, após um tempo configurável de tensão estável

14 Reposição automática

por normalização de frequência

Permite a reposição em serviço de carga, com um tempo programável de confirmação de

frequência estável

15 Proteção contra falha

de disjuntor Verifica a correta operação do disjuntor em

caso de defeito

16 Supervisão de manobras

dos aparelhos Permite selecionar órgãos de corte ou de

secionamento e comandá-los Funções complementares

17 Registo de eventos Permite a monotorização de todas as entradas e saídas existentes na proteção numérica e

variáveis internas lógicas definidas

18 Localizador de defeitos Disponibiliza informação sobre a distância ao

defeito eliminado

19 Oscilografia Permite o registo e memória de oscilografias de tensões e de correntes

109

Tabela 2 - Descrição das falhas funcionais do Dispositivo Eletrónico Inteligente (IED)

Funções Falhas funcionais

1 a 11 A A função de proteção não atua aquando da

ocorrência de um defeito no SEE (Falha de operação)

B A função de proteção atua quando não existe qualquer defeito no SEE (Falsa operação)

12 A O ciclo de religações não é cumprido

B O disjuntor não dá disparo definitivo, após todas as

tentativas de religação

13 A A carga é reposta em serviço, não se encontrando a

tensão ainda estável B A carga não é reposta em serviço

14 A

A carga é reposta em serviço, não se encontrando a frequência ainda estável

B A carga não é reposta em serviço 15 A A proteção não arranca

16 A Não há variação do estado dos contatos binários de um órgão

17 A Eventos ou alterações de estados de entradas e saídas não são registados e armazenados

18 A A informação não é disponibilizada ou é incorreta 19 A Falha do registo e armazenamento de oscilografias

110

Tabela 3 - Modos de falha do Dispositivo Eletrónico Inteligente (IED)

Funções Falhas funcionais Modos de falha

1 a 11

A

1 Microprocessador não executa o algoritmo de proteção

2 Fonte de alimentação auxiliar queimada

3 Não há sinal digital de atuação do disjuntor, no

módulo de saída, pois os contatos estão encravados

4 Conversor A/D não converte corretamente os sinais

analógicos de medidas de tensões e correntes, pelo que a proteção não “vê” o defeito

5 Estado do disjuntor aberto, devido ao mau

funcionamento do módulo de entrada de sinalizações digitais

B

1 Settings da função de proteção incorretos, por causa

de erros humanos

2 Contato de saída conduz à abertura do disjuntor,

devido ao mau funcionamento dos circuitos do módulo das saídas binárias


analógicos de medidas de tensões e correntes, pelo que a proteção “vê” um defeito inexistente

4 Módulo de entrada de sinalizações digitais danificado

12

A

1 Microprocessador não executa o algoritmo de proteção corretamente


módulo de saída, pois os contatos encravaram, durante os ciclos de religação

3 Estado do disjuntor incorreto, devido ao mau

funcionamento do módulo de entrada de sinalizações digitais, durante os ciclos de religação

B 1

Microprocessador não executa o algoritmo de proteção corretamente



13

A

1 Microprocessador não executa o algoritmo de proteção corretamente


analógicos de medidas de tensões, pelo que a proteção “vê” a tensão estável

B 1 Microprocessador não executa o algoritmo de

proteção

2 Não há sinal digital de atuação do disjuntor, no módulo de saída, pois os contatos estão encravados

14

A

1 Microprocessador não executa o algoritmo de

proteção corretamente


analógicos de medidas, pelo que a proteção “vê” a frequência estável

B 1 Microprocessador não executa o algoritmo de

proteção



15 A 1 Microprocessador não executa o algoritmo da proteção corretamente

16 A

1 Microprocessador não executa o algoritmo da função corretamente

2 Não há sinal digital de atuação do órgão, no módulo

de saída, pois os contatos estão encravados

3 Encravamentos relacionados com a comunicação, quando os comandos são executados remotamente

17 A 1

Microprocessador não consegue processar os dados digitais convertidos ou filtrados

2 Memória Flash danificada

111

18 A 1 Microprocessador não executa o algoritmo da função

corretamente

19 A 1 Memória Flash danificada 2 Microprocessador não executa o algoritmo da função

112

Tabela 4 - Efeitos das falhas do Dispositivo Eletrónico Inteligente (IED)

Funções Falhas

funcionais Modos

de falha Efeitos das falhas

1 a 11

A

1

- “Watchdog” operacional - Aumento do risco de ocorrem danos nos

equipamentos protegidos - Saídas de serviço desnecessárias

2

- “Watchdog” operacional - Aumento do risco de ocorrem esforços térmicos e

dinâmicos nos equipamentos protegidos - Saídas de serviço desnecessárias

3

- Disjuntor não dispara em caso de defeito - Um alarme é gerado

-Aumento do risco de ocorrem danos nos equipamentos protegidos

- Saídas de serviço desnecessárias

4

-Leitura incorreta de medidas de tensão e corrente - Microprocessador não executa ações de comando

-Aumento do risco de ocorrem danos nos equipamentos protegidos

- Saídas de serviço desnecessárias

5

- Microprocessador não executa ações de comando -Aumento do risco de ocorrem danos nos

equipamentos protegidos - Saídas de serviço desnecessárias

B

1 - Aumento do risco de ocorrerem saídas de serviço de linhas, sem necessidade

2 - O disjuntor dispara pelo que há saídas de serviço de linhas, sem necessidade, e perdas de energia

3 - O microprocessador executa uma ação de comando de abertura do disjuntor, havendo saídas de serviço

de linhas, sem necessidade, e perdas de energia.

4

- As sinalizações das entradas digitais não traduzem o estado real dos órgãos de corte e secionamento, pelo que o microprocessador pode executar ações de comando, conduzindo a saídas de serviço de linhas, sem necessidade, e a perdas de energia

12

A

1 - “Watchdog” operacional -Aumento do risco de ocorrem danos na linha

2 - O disjuntor não responde às ordens de atuação


3 - Sinalizações do estado do disjuntor não traduzem

o seu estado real -Aumento do risco de ocorrem danos na linha

B

1

- “Watchdog” operacional -Aumento do risco de ocorrem danos na linha

- Pode haver necessidade de o defeito ter de ser eliminado por outras proteções a montante,

conduzindo a um maior número de saídas de serviço de linhas e consequentemente haverá maiores

perdas de energia

2

- Em caso de defeito fugitivo, o disjuntor não dá disparo definitivo


- Pode haver necessidade de o defeito ter de ser eliminado por outras proteções a montante,

113

conduzindo a um maior número de saídas de serviço de linhas e consequentemente haverá maiores

perdas de energia

13

A


- Ocorre novamente uma situação de defeito, continuando a linha fora de serviço

2

- O microprocessador executa ações de comando, sendo iniciada a reposição da carga em serviço.

Ocorre novamente uma situação de defeito, continuando a linha fora de serviço

B


- Aumenta o tempo em que a linha está fora de serviço

2

- O disjuntor não responde às ordens de atuação. A reposição da carga não é iniciada, aumentando o

tempo em que a linha está fora de serviço - Um alarme é gerado

14

A


- Ocorre novamente uma situação de defeito, continuando a linha fora de serviço

2

- O microprocessador executa ações de comando, sendo iniciada a reposição da carga. Ocorre novamente uma situação de defeito,

continuando a linha fora de serviço

B


- Aumenta o tempo em que a linha está fora de serviço

2

- O disjuntor não responde às ordens de atuação. A reposição da carga não é iniciada, aumentando o

tempo em que a linha está fora de serviço - Um alarme é gerado

15 A 1 - “Watchdog” operacional

16 A


2 - Não é possível retirar ou colocar linhas em serviço para realizar reconfigurações de rede ou ensaios ao

IED, localmente ou remotamente

3 - Não é possível retirar ou colocar linhas em serviço para realizar reconfigurações de rede ou ensaios ao

IED, remotamente.

17 A


- Perda de informação relacionada com eventos ou alterações de estados de entradas e saídas do IED


- Os diversos registos não são armazenados, não podendo ser acedidos no IED

18 A 1 - O local do defeito eliminado não é identificado

19 A 1

- “Watchdog” operacional - As oscilografias não são armazenadas, não

podendo ser acedidas no IED

2 - “Watchdog” operacional - As oscilografias não são registadas

114

Tabela 5 - Folha de decisão RCM II do Dispositivo Eletrónico Inteligente (IED)

Legenda: N- Não; S – Sim * Ver Secção 5.3.4 T4 – Técnica de manutenção corretiva T6 – Técnica de deteção de falhas

RCM II FOLHA DE

DECISÃO

SISTEMA Sistema de Proteção, Comando e Controlo

SUBSISTEMA IED

Informação Avaliação da

consequência

H1 H2 H3

Ação reativa Tarefa

proposta

Intervalo

inicial

S1 S2 S3

O1 O2 O3

F FF MF H S E O N1 N2 N3 H4 H5 S4

1

a

11

A

1 S S - - N N N - - N T4 -

2 S S - - N N N - - N T4 -

3 N - - - N N N S - - T6 *

4 N - - - N N N S - - T6 *

5 N - - - N N N S - - T6 *

B

1 N - - - N N N S - - T6 *

2 N - - - N N N S - - T6 *

3 N - - - N N N S - - T6 *

4 N - - - N N N S - - T6 *

12

A

1 S S - - N N N - - N T4 -

2 S S - - N N N - - N T4 -

3 N - - - N N N S - - T6 *

B 1 S S - - N N N - - N T4 -

2 S S - - N N N - - N T4 -

13

A 1 S N N S N N N - - - T4 -

2 N - - - N N N S - - T6 *

B 1 S N N S N N N - - - T4 -

2 S N N S N N N - - - T4 -

14

A 1 S N N S N N N - - - T4 -

2 N - - - N N N S - - T6 *

B 1 S N N S N N N - - - T4 -

2 S N N S N N N - - - T4 -

15 A 1 S N N N N N N - - - T4 -

16 A

1 S N N N N N N - - - T4 -

2 S N N N N N N - - - T4 -

3 S N N N N N N - - - T4 -

17 A 1 S N N N N N N - - - T4 -

2 S N N N N N N - - - T4 -

18 A 1 S N N N N N N - - - T4 -

19 A 1 S N N N N N N - - - T4 -

2 S N N N N N N - - - T4 -

Aplicação de Metodologias RCM nos Planos de Manutenção · PDF...

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