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Análise de Risco em Sistemas Elétricos de Missão Crítica Engº Jorge Luis Gennari – Mantest Engenharia Elétrica

Introdução A operação contínua e de modo satisfatório de um Sistema Elétrico de Potência é uma exigência vital para instalações que têm na energia elétrica um insumo fundamental para seu funcionamento. Não importando se a instalação é de alta, média ou baixa tensão. Se essa condição de insumo vital para o processo produtivo for uma premissa, o Sistema Elétrico merece um estudo mais aprofundado no que diz respeito à previsão de falhas. Falhas aleatórias devem ser previstas e contrabalançadas de modo que os possíveis prejuízos, não só aos equipamentos, mas também a produção seja minimizada. Uma das maiores preocupações para quem projeta, constrói ou opera sistemas elétricos de Missão Crítica é mensurar o risco envolvido inerente ao sistema. A quantificação deste risco tem muita importância. Na fase de projeto podem-se definir configurações operacionais mais adequadas para implantação e na fase operacional podem-se definir estratégias de mudanças mais adequadas ao tipo de instalação existente. A norma IEEE 493 IEEE Recommended Practice for the Design of Reliable Industrial and Commercial Power Systems define uma metodologia a ser aplicada nesta análise e mostraremos neste artigo os resultados de sua aplicação no CPD de em um grande banco. Desta forma, é importante a definição dos seguintes pontos:

Número estimado de falhas por ano Índice de Disponibilidade Índice de Confiabilidade Sugestões de melhorias em pontos potenciais de falhas

Conceitos Básicos De modo resumido, Confiabilidade pode ser descrita como a probabilidade de um sistema ou equipamento cumprir, sem falhas, uma missão com uma duração determinada. A Teoria da Confiabilidade tem por escopo os métodos, os critérios e as estratégias que devem ser usados nas fases de concepção, projeto, desenvolvimento, operação, manutenção e distribuição de energia elétrica de modo a se garantir o máximo de eficiência, segurança, economia e duração de fornecimento. De modo resumido, a Teoria da Confiabilidade tem os seguintes objetivos:

Estabelecer as leis estatísticas da ocorrência de falhas nos dispositivos e nos sistemas;

Estabelecer estratégias que permitam alterar os dispositivos e sistemas visando à melhoria dos índices quantitativos e qualitativos relativos às falhas.

Para que tais objetivos possam ser atingidos de maneira eficaz, são utilizadas algumas ferramentas principais, tais como:

A estatística; A teoria das probabilidades; O conhecimento empírico das causas das falhas e seus

respectivos parâmetros nos diversos tipos de componentes e sistemas e,

Regras e estratégias estabelecidas para aprimorar o desempenho dos sistemas, bem como, as técnicas necessárias para o melhoramento dos mesmos.

Alguns conceitos são comumente utilizados em se tratando de Confiabilidade e, de modo geral, a Confiabilidade do sistema dependerá basicamente deles:

MTBF – Mean Time Between Failures (tempo médio entre

falhas) - Tempo médio de funcionamento de certo equipamento (reparável) entre duas falhas seguidas. Para equipamentos novos, o MTBF deve ser fornecido pelo fabricante e para equipamentos usados, utilizaremos como base os índices sugeridos no IEEE Reliability Book.

MTTR – Mean Time To Repair (tempo médio para reparo) - Tempo médio de reparo de um determinado equipamento. Para um equipamento novo, assim como o MTBF, o MTTR deve ser fornecido pelo fabricante e para equipamentos usados, utilizaremos como base os índices sugeridos no IEEE Reliability Book.

Mantenabilidade - Facilidade de um equipamento ser mantido ou recolocado no estado normal de operação.

Topologia – é a configuração do sistema elétrico normalmente representado por um diagrama unifilar;

Comportamento do sistema: características operacionais, serviços de manutenção, etc;

Confiabilidade – probabilidade do sistema se manter em operação durante certo intervalo de tempo. É calculada com base na taxa de falhas por ano e no tempo de serviço esperado.

Onde: C é a Confiabilidade;

λ é a taxa de falhas por ano; t é o número de anos considerado.

Disponibilidade – relação entre o tempo em que o

sistema está disponível de o tempo total considerado. É calculada com base na taxa de falhas por ano e no tempo de serviço esperado, normalmente um ano

Onde: D é a Disponibilidade; MTBF é o tempo médio entre as falhas; MTTR é o tempo médio para reparo;

A metodologia que utilizaremos para o cálculo da Confiabilidade é conhecida como “Metodologia Lambda-Tau”, a qual, em conjunto com um modo de representação simplificada, conhecido como RBD (Reliability Block Diagram), define valores para um sistema reparável a partir das taxas de falha “λ” (Lambda) e dos tempos de reparo “τ” (Tau). Todo o sistema elétrico de potência foi representado graficamente no programa Power Factory 14.1 (que é a ferramenta RBD utilizada) de modo a ser encarado como uma “árvore de falhas”, a qual é considerada livre de eventos redundantes e correlaciona um determinado efeito com suas possíveis causas, obedecendo a simplificações de correlação de taxas de falhas e tempos de reparo conforme dependência e independência. Os índices calculados e usados como critério de comparação são:

Confiabilidade - % Disponibilidade - %

Consideramos ainda:

Todos os valores de taxa de falha e tempo de reparo dos

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equipamentos do sistema necessários para os cálculos foram retirados da norma IEEE 493 – ver um resumo na Tabela 1 abaixo;

As UPS’s têm sua taxa de falhas definida, principalmente, pela sua idade. Neste caso, todas foram consideradas como novas.

A concessionária foi considerada como fonte de alimentação com falha média de 15 vezes ao ano com duração de 1 hora por falha.

O sistema considerado inicia-se no ponto de entrega de energia da concessionária e vai até a carga considerada de missão crítica dentro do CPD.

DADOS IEEE 493

Equipamento MTBF (Mean Time

Between Failure) Falhas por unidade-ano

MTTR (Mean Time To Repair)

Horas

Seccionadora MT 0,0061 1,6 h

Disjuntor MT 0,0176 10,6 h

Barramento MT 0,0009585 por metro 17,3 h

Gerador 0,1691 32,7 h

Disjuntor BT 0,0042 4,7 h

Cabo BT 0,00001273 por metro 15 h

Transformador < 10MVA

0,0059 297,4 h

Tabela 1 - Dados de Falha IEEE 493

Resultados A topologia do SEP considerado pode ser resumida pela figura abaixo:

Figura 1 – Topologia do Sistema Elétrico Logicamente, o desenho acima está bastante simplificado, tendo

função apenas ilustrativa. Foram então calculados os índices Confiabilidade e disponibilidade para três diferentes configurações de topologia, com intuito de comparação entre os índices de Confiabilidade e Disponibilidade de fornecimento de energia elétrica para as barras estratégicas do SEP:

Concessionária Concessionária + Geração Concessionária + Geração + UPS

Na tabela 2 abaixo, são mostrados os resultados de falhas por ano para os três casos acima e ainda a evolução da probabilidade de um defeito acontecer com o passar do tempo.

Tabela 2 - Confiabilidade

Nota-se que a Confiabilidade do sistema sem a presença da UPS é muito baixa: praticamente zero. Isso quer dizer que no prazo de um ano, a probabilidade do sistema NÃO falhar é próxima de zero. Quando analisamos a probabilidade de falha acumulada em 5 anos e 10 anos podemos ver que a jusante da UPS a probabilidade de falha aumenta com o passar dos anos mas mantém-se em níveis aceitáveis. Ou seja, a UPS é determinante para a adequação do fornecimento de energia elétrica em sistemas de Missão Crítica. O cálculo da Disponibilidade, cujos resultados estão mostrados para os três casos acima na tabela 3 abaixo, mostra que à medida que são acrescentadas opções de fornecimento a Disponibilidade aumenta. A Disponibilidade, considerando-se somente a alimentação através da concessionária, não é adequada a um sistema de missão crítica, ficando no valor de 99,8291%. Ao se acrescentar a unidade geradora, ocorre um aumento desta Disponibilidade, com valores de 99,9954%. Continuando, ao se considerar a UPS, este valor passa para 99,9995%. Em termos de tempo de interrupção de operação, a evolução também é mostrada na tabela 2. O tempo de interrupção passa de 898,46 minutos, para o caso sem gerador e UPS, para 2,74 minutos na saída da UPS.

Tabela 3 - Disponibilidade Na figura 2 mostrada abaixo, podemos ver a evolução da Disponibilidade a medida que caminhamos na direção da carga crítica. E na figura 3 é mostrado o ganho em tempo esperado em paradas intempestivas.

Local Falha / Ano 1 ano 5 anos 10 anos

Concessionária 15 0,00% 0,00% 0,00%

Concessionária

+ Geração15,1393 0,00% 0,00% 0,00%

UPS 0,02248 97,78% 89,37% 79,87%

CONFIABILIDADE

Local Falha/AnoMTTR

(horas)Disponibilidade

Disponibilidade

em Horas

Tempo de

Desligamento

Concessionária 15,00000 1,000000 99,8291% 8.745,03 h 898,46 min

Concessionária

+ Geração15,13930 0,026830 99,9954% 8.759,59 h 24,37 min

UPS 0,02248 2,034550 99,9995% 8.759,95 h 2,74 min

DISPONIBILIDADE

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Figura 2 – Disponibilidade

Figura 1 - Tempo de Desligamento

Agora considere a topologia mostrada na figura 4 onde foram

acrescentados mais uma unidade geradora, mais uma CTA e mais

uma UPS. Neste caso, a barra de missão crítica é uma carga do tipo

dual. A princípio, podemos imaginar que a expectativa de ganho é

de uma duplicação nos índices. Mas na prática não é exatamente

isso que acontece, pois os resultados também dependem dos

novos equipamentos instalados entre a saída da UPS e a barra dual,

e estes equipamentos introduzem falhas no sistema que antes não

existiam. Ou seja, o simples aumento de complexidade da

topologia pode, em casos extremos, mais piorar os índices do que

melhorar.

Na tabela 4 podemos ver a evolução da Confiabilidade para a nova

configuração. Apesar de no primeiro ano a expectativa de defeito

melhorar pouco, ao longo de 10 anos este índice tem uma melhoria

substancial quando comparado com o caso anterior.

Tabela 4 - Confiabilidade – Barra Dual

Para a Disponibilidade, temos a evolução mostrada na tabela 5, e

duas coisas chamam a atenção. A primeira é que o resultado mais

notável percebido é que não houve aumento suficiente para

acrescentar mais um “9” ao índice de Disponibilidade do sistema.

Ou seja, se a intenção do investimento em mais equipamentos

(gerador, UPS, CTA, etc.) foi um upgrade neste índice, o ganho

observado foi muito pequeno.

A segunda é que houve efetivamente um ganho, que se mostra na

diminuição do tempo de desligamento de 2,74 minutos para 1,66

minutos. Este valor parece ser pequeno, mas imagine se esta

instalação for, por exemplo, de uma emissora de televisão, onde o

desempenho financeiro está diretamente atrelado ao tempo em

que a emissora fica no ar. Qualquer ganho de tempo pode ser

diretamente comparado ao investimento necessário para este

ganho ser efetivado.

Figura 4 – Topologia – Carga Dual

Tabela 5 – Disponibilidade – Barra Dual

Conclusões

Do exposto acima, podemos tirar algumas conclusões para a

implantação de melhorias no Sistema Elétrico de Potência.

A) O uso da norma IEEE 493 para a análise de SEP em

instalações de Missão Crítica nos dá uma base única de

99,8291%

99,9954% 99,9995%

99,8000%

99,8500%

99,9000%

99,9500%

100,0000%

Concessionária Concessionária +Geração

Concessionária +Geração + UPS

Disponibilidade

Local Falha/AnoMTTR

(horas)Disponibilidade

Disponibilidade

em Horas

Tempo de

Desligamento

Concessionária 15,00000 1,000000 99,8291% 8.745,03 898,46

Concessionária

+ Geração15,13930 0,026830 99,9954% 8.759,59 24,37

2 UPS + Barra

Dual0,01362 2,034550 99,9997% 8.759,97 1,66

DISPONIBILIDADE

898,46

24,37 2,74 0,0

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

700,0

800,0

900,0

1.000,0

Concessionária Concessionária + Geração Concessionária + Geração +UPS

Tempo de Desligamento - minutos

Local Falha / Ano 1 ano 5 anos 10 anos

Concessionária 15 0,00% 0,00% 0,00%

Concessionária

+ Geração15,1393 0,00% 0,00% 0,00%

2 UPS + Carga

Dual0,01362 98,65% 93,41% 87,26%

CONFIABILIDADE

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cálculo que permite a comparação entre diferentes

configurações e condições operativas.

B) Em empresas com múltiplas instalações, a norma IEEE

493 pode ser usada como ferramenta de gestão para a

tomada de decisões de investimentos como mostrado no

exemplo acima, onde o ganho em tempo adicional de

operação pode ser comparado ao investimento

necessário.

C) O simples aumento da complexidade da instalação, novos

geradores, alimentação cruzada, UPSs em paralelo, etc,

devem ser cuidadosamente estudados, pois nem sempre

se refletem em ganhos para a carga crítica.

D) O cálculo e o acompanhamento dos índices de

Disponibilidade e Confiabilidade devem ser feitos desde a

fase de projeto até a fase de operação e manutenção do

Sistema Elétrico.

E) Devem ser evitadas conclusões intuitivas, pois nem

sempre os índices em questão têm a evolução esperada.

Neste tipo de avaliação, o “olhômetro” nem sempre

funciona.

F) Em estudos mais elaborados, podemos levar em conta a

integração do sistema elétrico com o sistema de ar

condicionado como mostrado na figura 5.

FIGURA 5 – Integração do Sistema Elétrico e do Sistema de ar

Condicionado

Bibliografia

[1] IEEE 493-2007 Recommended Practice for the Design of

Reliable Industrial and Commercial Power Systems

[2] IEEE Industry Applications Magazine – Vol 14 – nº 5 –

Understanding the basic concepts of five 9s – Robert G.

Arno, Peter Gross and Robert Schuerger

[3] IEEE Industry Applications Magazine – Vol 14 – nº 5 –

Minimizing the impact of black hours – Charles J. Mozina

[4] IEEE Industry Applications Magazine – Vol 15 – nº 5 – Causal

analysis of distribution system reliability performance – Ali

Asraf Chowdbury and Don O. Koval

[5] IEEE Industry Applications Magazine – Vol 15 – nº 5 –

Operational and maintenance data collection for

determining site reliability or availability – Peyton S. Hale Jr

and Robert G. Arno

[6] IEEE Industry Applications Magazine – Vol 17 – nº 1 – NEC

Article 708 – Risk analysis for critical operations power

systems – Robert G. Arno, Evangelos Stoyas and Robert

Schuerger

[7] IEEE Transactions on Industry Applications, Vol 40, Nº 3,

Reliability Block Diagram Simulation Techniques Applied to

the IEEE Std. 493 Standard Network - Wendai Wang, James

M. Loman, Member, IEEE, Robert G. Arno, Pantelis

Vassiliou, Edward R. Furlong, and Doug Ogden

[8] Reliability Evaluation of Power Systems – Roy Billiton and

Ronald N. Allan