Gestão de Ativos de Transmissão e a Importância de Processos Padronizados

Por Nivalde de Castro, Sidnei Martini e Francesco Gianelloni.

Este artigo foi publicado pelo serviço de informação Broadcast Energia da Agência Estado se São Paulo em 17 de setembro de 2020 (Clique aqui acessar o PDF).

Ao nível global e não só no Brasil, as empresas de transmissão, com a finalidade de atender a demanda crescente de energia elétrica, realizaram maciços investimentos com certa concentração temporal para implantação física dos sistemas elétricos de transmissão. Segundo o estudo “Strategic asset management of power networks” (2015),publicado pelaInternational Electrotechnical Commission (IEC), as empresas transmissoras estão se deparando com um grave desafio, derivado do final da vida útil de diversos equipamentos instalados nas redes.

Frente a este problema, as transmissores estão buscando as melhores práticas e planos de ação para lidar e superar este complexo cenário. Existe, assim, uma grande pressão regulatória e financeira para que sejam adotadas metodologias que assegurem a confiabilidade do sistema elétrico de suprimento, observando-se: (i) o objetivo da modicidade tarifária, (ii) aspectos de planejamento da substituição de equipamentos e (iii) a capacidade do setor industrial para atender o volume e a qualidade tecnológica demandada pelas transmissoras.

A gestão dos ativos de transmissão, internacionalmente, é caracterizada pela diversidade de métricas empregadas para a avaliação do desempenho das redes. Não há um consenso técnico e regulatório sobre as melhores práticas a serem adotadas, o que limita a troca de experiência internacional. Destaca-se que estas normas técnicas deveriam considerar o projeto, a instalação, a operação, a manutenção, a modernização, o diagnóstico e a desmobilização dos equipamentos. Neste sentido, há a necessidade e espaço de desenvolvimento de padrões e normas para a gestão de ativos componentes das redes de transmissão.

Merece ser destacado que, no Brasil, os equipamentos de transmissão estão operando satisfatoriamente, mesmo com tempo superior à expectativa original, o que implica na pressão para a obtenção de peças de reposição e de mão-de-obra qualificada para realizar as manutenções. Esta necessidade acentua os riscos de futuras falhas para o sistema de transmissão, além de poder ocasionar penalidades e perdas para as empresas transmissoras que operam os ativos.

Nestes termos, a tomada de decisão sobre como proceder, ou seja, manter, modernizar ou substituir os ativos em final de vida útil, é um dos maiores desafios para os operadores de rede e reguladores, com repercussões, também, para a indústria produtora de componentes de sistemas de transmissão. Ademais, acentuam-se a inexistência de especificações internacionais para processos de manutenção e a falta de uniformidade de critérios de substituição associados a processos de gestão de envelhecimento de ativos.

Uma das funções principais na gestão dos ativos é o monitoramento de suas condições de operação e manutenção. Assim, um significativo volume de recursos pode ser despendido em inspeção, teste, modernização e substituição dos ativos. O estudo da IEC apresenta uma grande variedade de processos, mesmo para manutenções periódicas, adotadas por dez diferentes operadores de rede, tanto pela frequência de inspeção quanto pelas métricas de avaliação.

O relatório do CIGRE (Ageing of the system impact on planning, 2000), entidade representativa no setor elétrico, de renome internacional, indica a grande dificuldade de estimar a vida remanescente dos ativos. Normalmente, são utilizados métodos estatísticos na tentativa de modelar o futuro, mas a ausência de esquemas padronizados no tratamento desta questão torna o processo de decisão e de auditoria complexo, difícil e incerto para o operador de rede e para o regulador.

O CIGRE indica que o registro de dados dos equipamentos, desde a sua compra até a sua desativação, é um processo que vem sendo adotado por diversos países. Neste sentido, a criação e sistematização de um banco de dados, acessível aos agentes envolvidos, será importante e contribuirá para a redução da assimetria de informações, servindo de apoio à tomada de decisões, aos procedimentos de auditoria e aos processos regulatórios.

Estes bancos de dados poderão ser estruturados a partir de informações cadastrais, com base em (i) manuais dos produtores, (ii) manutenções, disponíveis nas empresas transmissoras, e (iii) informações históricas disponíveis nos centros de operação. Entre outros, podem ser citados dados de falha, atuações dos dispositivos, condições gerais, tempo e frequência de anormalidades, análise de modos de falhas, seus efeitos, etc.

As bases de dados e os métodos estatísticos desenvolvidos poderiam subsidiar a construção de matrizes de risco, as quais sinalizariam a necessidade de monitoramento mais detalhado de um conjunto dos ativos mais importante. Neste sentido, as facilidades providas pelos avanços tecnológicos de sistemas de inteligência artificial e de análise de dados permitem que sejam implantados sistemas de apoio à decisão. Esse contexto cria um ambiente integrado, que pode ser denominado de Sistema Estratégico de Gestão de Ativos de Transmissão (SEGAT).

A situação suscintamente descrita é de relevância real. A Análise de Impactos Regulatórios incluída na Consulta Pública nº 05/2019 da ANEEL indica que o atual cenário do segmento de transmissão brasileiro é caracterizado pela elevada presença de ativos próximos ao final de vida útil regulatória. Assim, dada a necessidade de um plano de ações bem definido, que garanta a segurança energética e respeite o objetivo de modicidade tarifária, torna-se imperativo que a substituição dos equipamentos seja complementada com um processo de padronização de procedimentos e de requisitos técnicos de medição e comunicação de informações relevantes à gestão dos ativos de transmissão. Desta maneira, o Setor Elétrico Brasileiro e o segmento de transmissão, poderão contar com critérios para uma atuação mais consistente, moderna e eficiente, que permita uma visão consistente e consensual das reais condições operacionais dos componentes do sistema elétrico de transmissão.

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