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UNIVERSIDADE DO ESTADO DE SANTA CATARINA – UDESCCENTRO DE CIÊNCIAS TECNOLÓGICAS – CCT

DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA DE PRODUÇÃO E SISTEMAS

MARIA PATRÍCIA BALDESSAR

ESTUDO PARA A IMPLANTAÇÃO DE UM PLANO DE MANUTENÇÃOPREVENTIVA NOS TRANSFORMADORES DA REDE DE

DISTRIBUIÇÃO ELÉTRICA – CELESC – JOINVILLE

Trabalho de Conclusão de Cursoapresentado à Universidade do Estadode Santa Catarina – UDESC – comorequisito para obtenção do título deBacharel em Engenharia de Produção eSistemas.

Orientador: Dr. Régis Kovacs Scalice

JOINVILLE, SC2006

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MARIA PATRÍCIA BALDESSAR

ESTUDO PARA A IMPLANTAÇÃO DE UM PLANO DE MANUTENÇÃOPREVENTIVA NOS TRANSFORMADORES DA REDE DE

DISTRIBUIÇÃO ELÉTRICA – CELESC – JOINVILLE

Trabalho de Conclusão de Curso aprovado como requisito para obtenção do títulode Bacharel no curso de graduação em Engenharia de Produção e Sistemas daUniversidade do Estado de Santa Catarina – UDESC.

Banca Examinadora:

Orientador: ___________________________________________Régis Kovacs Scalice, Dr.Universidade do Estado de Santa Catarina – UDESC

Membros: ___________________________________________Ailton Barbosa, Msc.Universidade do Estado de Santa Catarina – UDESC

___________________________________________Rogério Simões, Msc.Universidade do Estado de Santa Catarina – UDESC

Joinville, 30/11/2006

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Ao amigo Dilvo, que caminha porcampos onde os bons permanecemeternamente...

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AGRADECIMENTOS

Este trabalho só foi possível devido a contribuição e o incentivo de algumas

pessoas:

Ao prof. Dr. Régis Kovacs Scalice pela disposição e interesse durante a

orientação.

Aos funcionários do Departamento de Manutenção da Distribuição da

CELESC de Joinville.

A Boaventura Debona Neto e ao eng. Caitano Baldessar pelo incentivo na

realização deste.

Aos meus pais Aderci e Antídio Baldessar, pelo apoio incondicional.

Aos meus irmãos Fernanda e Júnior, que além de irmãos são grandes

amigos, e ao meu cunhado Rodrigo que de amigo é hoje considerado um irmão.

Aos amigos, presentes ou não, entre eles Marcel pela paciência de ouvirtodas as revisões deste, e Marciana por todas as dificuldades superadas.

E agradeço especialmente a Eduarda Baldessar, pois sem sua presença,

nada disso seria possível.

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“Não basta ensinar ao homem umaespecialidade. Porque se tornará assimuma máquina utilizável, mas não umapersonalidade. É necessário que adquiraum sentimento, um senso prático daquiloque vale a pena ser empreendido, daquilo

que é belo e moralmente correto.”Albert Einstein

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RESUMO

Uma das grandes preocupações da CELESC é a falha no abastecimento de energiaelétrica de seus consumidores, sendo que esta pode resultar de diversos fatores quevão desde adversidades meteorológicas severas até o simples rompimento de umcondutor. Baseado nisto apresenta-se aqui um estudo, que visa propor estratégiaspara o aumento da vida útil e a melhoria do funcionamento dos transformadores darede elétrica, viabilizada por técnicas de manutenção e por ferramentas de melhoriaaplicáveis à mesma. Assim foram realizadas análises dos tipos e modos das falhasatravés das ferramentas FMEA e FTA, que evidenciaram a falta de um controle dascondições físicas e operacionais do transformador. Com esta pesquisa foi possívelconstatar também a falta de métodos específicos para a atividade de manutenção,que resulta em procedimentos mal estruturados e sem estimativas de eficiência.Finalizando o trabalho são propostas sugestões que visam fomentar a eficácia nasatividades de manutenção, como a padronização do sistema de vistoria, otreinamento de funcionários especializados e a criação de um roteiro específico paraestas atividades, evitando que informações importantes passem despercebidasdurante as inspeções. A excelência empresarial só é possível através doencadeamento de atividades bem realizadas, que no estudo em questão vai desde asegurança durante o trabalho do eletricista até a iluminação que permite a leituradeste texto.

PALAVRAS-CHAVE: Falha. Manutenção. Estratégia

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LISTA DE ILUSTRAÇÕES

Figura 1 – Relação de custos...............................................................................20

Figura 2 – Manutenção Preventiva.......................................................................24

Figura 3 – Manutenção Preditiva..........................................................................26

Figura 4 – Curva típica de Falha..........................................................................28

Figura 5 – Taxa de falha dependente do tempo de uso.......................................29

Figura 6 – Formulário FMEA................................................................................34

Figura 7 – Sintaxe utilizada na FTA.....................................................................39

Figura 8 – Transformador.....................................................................................44

Figura 9 – Fluxograma da manutenção................................................................50

Figura 10 – Gráfico das causas de falhas............................................................54

Figura 11 – Transformador avariado passivo de recuperação.............................55

Figura 12 – Núcleo de um transformador queimado por sobrecarga...................55Figura 13 – Quantidade queimada no 1° semestre de 2005.................................57

Figura 14 – FMEA dos componentes externos do transformador........................61

Figura 15 – FTA simplificada da queima de um transformador............................63

Figura 16 – Formulário sugestão para coleta de dados durante a vistoria...........65

Figura 17 – Viabilidade da contratação da equipe ...............................................69

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LISTA DE TABELAS

Tabela 1 – Índices para a avaliação de riscos......................................................37

Tabela 2 – Comparação entre FTA e FMEA.........................................................40

Tabela 3 – Valores estimados para custos de reparo e equipe ...........................68

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SUMÁRIO

1. INTRODUÇÃO.................................................................................................12

1.1 APRESENTAÇÃO DO TEMA ........................................................................131.2 OBJETIVO GERAL........................................................................................131.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS..........................................................................131.4 O PROBLEMA................................................................................................141.5 JUSTIFICATIVA.............................................................................................141.6 DELIMITAÇÃO DO TRABALHO....................................................................15

1.7 ESTRUTURA DO TRABALHO......................................................................16

2. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA............................................................................17

2.1 MANUTENÇÃO ESTRATÉGICA...................................................................172.2. MANUTENÇÃO.............................................................................................18

2.2.1 Tipos de manutenção.............................................................................202.2.1.1 Manutenção corretiva não-planejada..................................................212.2.1.2 Manutenção corretiva planejada.........................................................212.2.1.3 Manutenção preventiva.......................................................................222.2.1.4 Manutenção preditiva..........................................................................252.2.1.5 Manutenção detectiva.........................................................................262.2.1.6 Engenharia de manutenção................................................................27

2.3. FERRAMENTAS PARA AUMENTO DE CONFIABILIDADE.........................272.3.1 FMEA Análise do modo de falha e efeitos.............................................302.3.1.1 Formulário FMEA................................................................................322.3.1.2 Planejamento......................................................................................332.3.1.3 Análise de falhas em potencial...........................................................342.3.1.4 Avaliação de riscos.............................................................................362.3.2 FTA Análise da árvore de falha..............................................................37

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2.4 TERCEIRIZAÇÃO DE SERVIÇOS NA MANUTENÇÃO................................402.5 TRANSFORMADOR......................................................................................41

3. METODOLOGIA DA PESQUISA.....................................................................45

3.1 METODOLOGIA UTILIZADA..........................................................................463.2 ETAPAS DA PESQUISA................................................................................46

3.2.1 Fase exploratória....................................................................................463.2.2 Formulação do problema.......................................................................463.2.3 Coleta de dados.....................................................................................473.2.4 Análise e interpretação de dados..........................................................47

4. ESTUDO DE CASO: SISTEMA DE MANUTENÇÃO DA CELESC................48

4.1 HISTÓRICO DA EMPRESA...........................................................................484.2 MANUTENÇÃO DA REDE ELÉTRICA..........................................................49

4.2.1 Manutenção programada.......................................................................514.2.2 Manutenção corretiva de emergência....................................................52

4.3 FALHA DO TRANSFORMADOR...................................................................534.3.1 Custo evitado.........................................................................................564.3.2 Quantidade avariada..............................................................................564.3.3 Conserto do transformador....................................................................574.3.4 Inspeção visual e verificações...............................................................58

4.4 DIFICULDADES EXISTENTES NA MANUTENÇÃO DOTRANSFORMADOR..................................................................................59

4.5 REALIZAÇÃO DA FMEA................................................................................60

5. PROPOSTAS DE MELHORIA PARA AS ATIVIDADES MANUTENÇÃODOS TRANSFORMADORES DA REDE ELÉTRICA EM ESTUDO...................64

5.1 PADRONIZAÇÃO DA INSPEÇÃO VISUAL DA MANUTENÇÃO...................645.2 CONTROLE DA VIDA ÚTIL DO TRANSFORMADOR...................................66

5.3 EQUIPE ESPECIALIZADA............................................................................675.3.1 Conjunto “Kit” para manutenção............................................................68

6. CONSIDERAÇÕES FINAIS.............................................................................70

REFERÊNCIAS....................................................................................................72

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1. INTRODUÇÃO

Atualmente verifica-se uma crescente industrialização e competição nos mais

diversos setores do mercado. Isso faz com que as empresas procurem caminhar

rumo a excelência empresarial, desenvolvendo métodos que garantam a qualidade,

a confiabilidade e a competitividade necessárias para a permanência no mercado. A

melhoria do sistema produtivo é a chave para alcançar a excelência, mas ela só será

possível se estiver sustentada por perfeitas condições operacionais. Tomando-se

como exemplo um sistema just in time , observa-se que este jamais funcionaria com

quebras freqüentes de equipamentos. É nesta atual conjuntura que a manutenção

adquire papel fundamental, não sendo mais uma atividade de urgência, feita às

pressas para corrigir defeitos inesperados, mas sim a aquisição de uma cultura com

política eficaz que impeça a quebra ou falha do equipamento.

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1.1 APRESENTAÇÃO DO TEMA

O presente trabalho é um estudo da aplicação da manutenção no setor da

distribuição de energia elétrica da CELESC de Joinville. Através da análise dos

procedimentos atuais e proposição de soluções, com base nas melhores práticas e

nas possíveis condições.

1.2 OBJETIVO GERAL

Formular estratégias de manutenção preventiva, que diminuam o número de

falhas e elevem a vida útil dos transformadores da rede elétrica da CELESC –

Joinville.

1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Apresentar e analisar formas de manutenção estratégica, com maior ênfase a

manutenção preventiva;

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• Descrever as atividades realizadas no Departamento de Manutenção da

Distribuição da Centrais Elétricas de Santa Catarina – CELESC – Joinville;

• Propor melhorias no sistema de manutenção preventiva dos transformadores.

1.4 O PROBLEMA

Problema é uma questão não resolvida e que por isso gera discussão em

qualquer domínio do conhecimento (GIL, 2002).

O problema abordado neste trabalho é a inexistência de um programa de

manutenção que diminua e/ ou previna as falhas dos transformadores da redeelétrica da cidade de Joinville, tendo em vista que estas falhas afetam diretamente a

imagem e a prestação de serviços da CELESC e prejudicam a melhoria do sistema

de distribuição.

1.5 JUSTIFICATIVA

A manutenção preventiva é quase inexistente para transformadores da rede

elétrica da CELESC – Joinville. Esta só é realizada quando o equipamento

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apresenta alguma anormalidade como vazamento e ruído excessivo ou quando há a

falha total do mesmo. Considerando o alto custo dos reparos e da compra de

equipamentos novos, um programa de manutenção preventiva aumentaria a vida útildo transformador, disponibilizando recursos da empresa e melhorando a qualidade

dos serviços prestados.

1.6 DELIMITAÇÃO DO TRABALHO

A empresa realiza manutenção em avarias já ocorridas ou que estão na

eminência de ocorrer. Não há na empresa um sistema de controle da utilização dos

equipamentos que possibilite uma previsão de falha, ou que determine um período

para que seja realizada uma investigação do estado de conservação do

transformador. Também não é possível realizar uma manutenção preventiva

completa, onde há a necessidade de abertura do equipamento, devido a

complexidade da operação, que necessita de condições especiais como controle de

temperatura e umidade, além da grande quantidade de equipamentos distribuídos

pela área da cidade.

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1.7 ESTRUTURA DO TRABALHO

Este trabalho tem em seu primeiro capítulo a introdução e apresentação do

tema, juntamente com os objetivos e a delimitação do mesmo.

O segundo capítulo contém a revisão bibliográfica. Esta parte traz os

conceitos necessários à compreensão do tema, dos aspectos envolvidos na

realização das atividades de manutenção e dos reflexos destas atividades nos

recentes métodos de aprimoramento dos sistemas produtivos. Este traz também

uma breve apresentação do equipamento em estudo.

No terceiro capítulo é apresentada a metodologia utilizada no estudo e a

descrição das atividades realizadas.

No quarto capítulo é feita uma breve apresentação da empresa e das

atividades da manutenção, também são abordados problemas e limitações

existentes no Departamento de Manutenção da Distribuição da CELESC – Centrais

Elétricas de Santa Catarina.

O quinto capítulo traz as propostas de melhorias, resultado da análise

realizada.

Para finalizar os capítulos seguintes trazem respectivamente, as conclusõesdo trabalho e as referências estudadas para a elaboração do mesmo.

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2. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA

2.1 MANUTENÇÃO ESTRATÉGICA

Kardec e Nascif (1999) mencionam que a manutenção, para ser estratégica,

precisa estar voltada para os resultados empresariais da organização e que a

manutenção deve se tornar eficaz, ao invés de ser apenas eficiente. A estratégia

atual é fazer com que o trabalho dos funcionários da manutenção se restrinja a

programações, e não mais a reparos emergenciais, que o equipamento não pare

durante um processo, que ele pare apenas nas programações, e nesse intervalo de

tempo ele opere em perfeitas condições. Mirshawka (1991) defende ainda que a

produtividade de 365 dias ao ano somente ocorrerá em máquinas onde a atividadedireta do homem da produção, no conceito atual, praticamente será nula. A

produção não será mais dependente do operador. A alta produção igual à alta

produtividade será fruto da competência de toda uma corrente do processo

produtivo, que se inicia na idéia do produto e dos meios de fabricação e termina nas

necessidades de parada para manutenção.

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Takahashi (1993) comenta que a inovação simplificou os processos de

manufatura, aprimorou o projeto e a qualidade de produção e diminuiu o nível de

especialização necessário às operações ainda executadas manualmente. O autorafirma ainda que com essa mesma inovação, as máquinas e equipamentos

tornaram-se mais avançados, aumentando o número de peças, dificultando a

eficiência das manutenções corretivas e a prevenção de avarias. Sendo assim, é

imprescindível garantir não apenas que as peças sejam projetadas garantindo

confiabilidade, mas também que os métodos de manutenção acompanhem essa

evolução.

A sistematização de todas as linhas de uma fábrica é um desafio para a

indústria de processamento mecânico e montagem, entretanto os resultados desse

tipo de sistematização são extraordinários, especialmente no que se refere à

redução de custos. Assim as atividades de Manutenção são essenciais para manter

essa sistematização (TOYODA apud TAKAHASHI, 1993).

2.2. MANUTENÇÃO

Manutenção é toda ação realizada em um equipamento, conjunto de peças,

componentes, dispositivos, circuitos ou estruturas que se esteja controlando,

mantendo ou restaurando, a fim de que o mesmo permaneça em operação ou

retorne a função requerida, ou seja, o conjunto de condições de funcionamento para

o qual o equipamento foi projetado, fabricado ou instalado. O equipamento deve

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desempenhar sua função requerida com segurança e eficiência, considerando as

condições operativas, econômicas e ambientais (BLACK, 1991).

Para Moubray (2000), a manutenção deve assegurar que os ativos físicoscontinuem a realizar as atividades que os usuários desejam e necessitam. É a

possibilidade de continuar ou manter em estado existente. Assim como Monks

(1987) que define a manutenção como uma atividade desenvolvida para manter o

equipamento ou outros bens em condições que irão melhor apoiar as metas

organizacionais. As decisões de manutenção devem refletir a viabilidade do sistema

a longo prazo.

Tavares (1999) define manutenção como toda e qualquer ação necessária

para que um item (equipamento, obra ou instalação) seja conservado ou restaurado,

de modo a permanecer operando de acordo com as condições especificadas.

Diminuindo as paradas de produção decorrentes de falha ou anormalidade de

desempenho, que segundo Kardec e Nascif (1999), se faz necessária porque

mantém os equipamentos em ótimo estado de conservação e evita os custos

decorrentes de paradas da produção por falha nos equipamentos.

Na figura 1, pode-se visualizar o custo total resultante de uma falha. Nela o

custo de perda de produção cresce em função do tempo gasto no reparo, já o custo

de manutenção diminui a medida que os reparos são realizados. Na figura pode-seainda perceber que numa falha não existe apenas o custo para fazer com que o

equipamento volte ao funcionamento normal, mas que esta parada de produção

gera um custo elevado e que aumenta consideravelmente o montante final.

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Figura 1 – Relação de custosFonte: Kardec e Nascif (1999, p.61)

2.2.1 Tipos de Manutenção

Algumas práticas básicas definem os tipos principais de manutenção que são:

(KARDEC e NASCIF, 1999)

• Manutenção Corretiva não-Planejada;

• Manutenção Corretiva Planejada;

• Manutenção Preventiva;

• Manutenção Preditiva;

• Manutenção Detectiva;

• Engenharia de Manutenção.

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2.2.1.1 Manutenção Corretiva não Planejada

Ao atuar em um equipamento que apresenta um defeito ou um desempenhodiferente do esperado, estamos fazendo manutenção corretiva. Assim, a

manutenção corretiva não é necessariamente, a manutenção de emergência.

Convém observar que existem duas condições específicas que levam à manutenção

corretiva (KARDEC e NASCIF, 1999):

• Desempenho deficiente apontado pelo acompanhamento das variáveis

operacionais;

• Ocorrência da falha.

Manutenção corretiva caracteriza-se pela atuação em fato já ocorrido, seja

este uma falha ou um desempenho menor do que o esperado. Não há tempo para

preparação do serviço. Infelizmente, ainda é mais praticada do que deveria

(KARDEC e NASCIF, 1999). Concordando com a definição anterior, Mirshawka

(1991) define a manutenção corretiva como uma atitude de reação aos eventos mais

ou menos aleatórios e que se aplica após a avaria. O autor ressalta ainda que ao

aplicar somente a manutenção corretiva, os custos aumentam de forma brutal à

medida que os equipamentos ou aparelhos envelhecem.

2.2.1.2 Manutenção Corretiva Planejada

A Manutenção Corretiva Planejada é a correção do desempenho menor do

que o esperado ou da falha, por decisão gerencial, isto é, pela atuação em função

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de acompanhamento preditivo ou pela decisão de operar até a quebra. Um trabalho

planejado é sempre mais barato, mais rápido e mais seguro do que um trabalho não

planejado. E será sempre de melhor qualidade (KARDEC e NASCIF, 1999).A adoção de uma política de manutenção corretiva planejada pode advir de

vários fatores (KARDEC e NASCIF, 1999):

• Possibilidade de compartilhar a necessidade da intervenção com os

interesses da produção;

• Aspectos relacionados com a segurança. A falha não provoca qualquer

situação de risco para o pessoal ou para a instalação;

• Melhor planejamento de serviços;

• Garantia de existência de sobressalentes, equipamentos e ferramental;

• Existência de recursos humanos com a tecnologia necessária para a

execução dos serviços e em quantidade suficiente, que podem, inclusive,

ser buscados externamente à organização.

2.2.1.3 Manutenção Preventiva

Kardec e Nascif (1999) tratam a manutenção preventiva como uma atuação

realizada que visa reduzir ou evitar, tanto a falha quanto a queda de desempenho,

obedecendo a um plano estratégico previamente elaborado, e baseado em

intervalos de tempo definidos. Ratificando a definição anterior, Mirshawka (1991)

define manutenção preventiva como sendo a ação efetuada segundo critérios

predeterminados, com a intenção de se reduzir a probabilidade de falha de um bem.

Nela a intervenção é feita em intervalos fixos, baseada em uma expectativa de vida

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mínima dos componentes. Estes intervalos são freqüentemente determinados pela

estatística e pela teoria da Probabilidade.

A manutenção preventiva será mais conveniente quanto maior for asimplicidade na reposição; quanto mais altos forem os custos de falhas; quanto mais

as falhas prejudicarem a produção e quanto maiores forem as implicações das

falhas na segurança das pessoas e no sistema operacional (KARDEC e NASCIF,

1999).

Para Black (1991), a manutenção preventiva é uma tarefa que projeta e

aumenta a confiabilidade do equipamento. Sua programação deve ser designada ao

engenheiro de produção, mantendo um alto nível de flexibilidade em blocos de

tempo ou nos finais de semana, para não interferir na produtividade da empresa. O

autor comenta alguns inconvenientes que podem surgir caso não haja uma

manutenção preventiva eficiente, tais como:

• Perder tempo da produção devido a quebras de equipamento;

• Redução da vida útil do equipamento;

• Acidentes relacionados com segurança devido ao mau funcionamento do

equipamento;

• Variação da qualidade do produto.

Conforme Black (1991), um programa cuidadosamente projetado e

propriamente integrado requer uma atitude administrativa positiva, que irá

estabelecer um programa de sucesso com benefícios a longo prazo, tais como:

• O operador terá maior conhecimento de seu equipamento, sua operação e

funcionamento, tendo maior responsabilidade pelo mesmo;

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• Os processos estarão controlados por registros de máquinas e ferramentas

da Manutenção Preventiva, melhorando sua qualidade;

• A qualidade, flexibilidade, segurança, confiabilidade e capabilidade deprodução são melhoradas;

• Equipamento confiável permite a redução do estoque.

Em contra partida ao longo da vida útil do equipamento não pode ser

descartada a ocorrência de falha entre duas intervenções preventivas, o que implica

em uma ação corretiva (KARDEC e NASCIF, 1999 p.40).

A figura 2 ilustra esta falha, onde após uma manutenção preventiva, realizada

em períodos previamente calculados, o equipamento atinge a performance

esperada, mas com o passar do tempo esta performance começa a diminuir, sendo

necessária outra intervenção. Entretanto durante este período de queda de

desempenho, pode ocorrer uma falha total do equipamento, sendo necessário uma

manutenção corretiva, resultando em altos custos de parada de produção devido ao

tempo de reparo ser muito maior.

Figura 2 – Manutenção PreventivaFonte: Kardec e Nascif (1999, p.40)

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2.2.1.4 Manutenção Preditiva

A manutenção preditiva visa realizar manutenção somente quando asinstalações precisarem dela. Essa manutenção pode incluir monitoramentos

contínuos que serviriam de base para uma eventual programação (SLACK;

CHAMBERS; JOHNSTON, 2002). Neste tipo de manutenção, há a necessidade do

comprometimento dos operadores, que serão os responsáveis pelo monitoramento

do desempenho do equipamento, e é baseado nas informações do operador que

será dado o sinal para a necessidade de uma intervenção. Assim, Kardec e Nascif

(1999) afirmam que a manutenção preditiva é feita pelo acompanhamento das

funções do equipamento, sendo esta a primeira grande quebra de paradigma na

manutenção. Com esse acompanhamento é possível predizer as condições dos

equipamentos e assim decidir o período correto para a realização de uma

manutenção corretiva planejada.

A figura 3 representa o funcionamento da manutenção preditiva. Este tipo de

manutenção oferece ótimos resultados em sistemas produtivos, pois intervém o

mínimo possível na planta. Nela pode-se perceber que as intervenções são feitas

conforme o acompanhamento do desempenho do equipamento, este

acompanhamento é feito pelo próprio operado da máquina, que após perceber que odesempenho está num nível baixo já agenda uma intervenção para que seu

desempenho volte a performance esperada.

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Figura 3 – Manutenção PreditivaFonte: Kardec e Nascif (1999, p. 43)

2.2.1.5 Manutenção Detectiva

Esse conceito surgiu com as inovações produtivas realizadas pelos japoneses. Sua idéia está baseada no principio de que os erros humanos são

inevitáveis até certo grau, e que antes da falha, dispositivos alertem uma operação

incorreta. Esses dispositivos incorporados ao sistema são chamadosPoka-yoke , que

podem ser sensores, interruptores, gabaritos, contadores digitais, listas de

verificação, etc (SLACK; CHAMBERS; JOHNSTON, 2002).

Segundo Kardec e Nascif (1999), a manutenção detectiva é a atuação feita

com sistemas de proteção para detectar falhas ocultas ou não perceptíveis.

Sistemas projetados para atuar automaticamente na iminência de desvios que

possam comprometer as máquinas ou a produção.

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2.2.1.6 Engenharia de Manutenção.

Kardec e Nascif (1999) definem engenharia de manutenção como umprocesso de mudança cultural, onde é preciso deixar de ficar consertando

continuamente, tentar alterar situações de mau desempenho e melhorar padrões e

sistemática. Nesta técnica desenvolvem-se métodos de manutenção baseados em

técnicas usadas em empresas de Primeiro Mundo, visando aumentar a

competitividade. Contrariando Kardec e Nascif (1999), Black (1991) defende que

copiar técnicas de outras empresas não é uma boa estratégia. Este menciona que a

empresa deve fazer pesquisas e desenvolver tecnologia de manufatura,

considerando desde o projeto até a seleção do equipamento a ser comprado.

2.3 FERRAMENTAS PARA AUMENTO DA CONFIABILIDADE

Segundo Kardec e Nascif (1999), a manutenção deve ter sempre três

palavras andando juntas, confiabilidade, manutenibilidade e disponibilidade. Os

autores as definem como:

• Confiabilidade: a possibilidade de um item desempenhar bem suas funções

requeridas, por um intervalo de tempo estabelecido;

• Disponibilidade: o tempo em que o equipamento está disponível para operar

em perfeitas condições de produzir;

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• Manutenibilidade: a característica que um equipamento tem de permitir sua

manutenção com maior ou menor facilidade.

De acordo com Slack, Chambers e Johnston (2002), raramente as falhas são

resultados de aleatoriedade. A origem das falhas é primeiramente devido a algum

tipo de erro humano, como por exemplo, um projeto ruim, uma manutenção

inadequada, um erro na gestão de um programa de fornecimento, uma operação

inadequada, instruções de uso imprecisas, entre outros. Isso significa que até certo

ponto as falhas podem ser controladas, e que as organizações podem aprender com

elas e conseqüentemente modificar seus comportamentos.

A falha pode ser definida como a interrupção da função requerida de um item

ou incapacidade de satisfazer a um padrão de desempenho definido (KARDEC e

NASCIF, 1999). A figura 4 mostra a representação típica de curvas de falha,

relacionando a probabilidade da falha com a idade do equipamento, assim durante a

vida útil do equipamento, este vai sofrendo desgaste até atingir um nível crítico,

onde a probabilidade de falha é muito alta e necessita de técnicas de controle, que

visam impedir que esta falha ocorra.

Figura 4 – Curva Típica de Falha;Fonte: Kardec e Nascif (1999, p.131);

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Já na figura 5 está representada a taxa de falha em função do tempo de uso

do equipamento, e os tipos possíveis de falha:

Figura 5 – Taxa de falha dependente do tempo de uso (“curva da banheira”);Fonte: Villemeur, 1992, p. 24.

Essa curva acima apresenta três etapas ou períodos distintos, que

compreende o chamado período de vida da entidade (VILLEMEUR, 1992):• Período de Falha Precoce: é o período no qual a taxa de falha decresce

rapidamente em comparação com os períodos subseqüentes, sendo seu

início estabelecido em um instante preciso, ou seja, quando a entidade deixa

a fábrica ou é entregue;

• Período de Taxa de Falha Constante: é o período durante o qual as taxas

ocorrem a uma razão aproximadamente constante. Esse período é também

conhecido por vida útil da entidade, e uma falha ocorrida aqui é usualmente

catastrófica;

• Período de Falha por Desgaste: é o período no qual a taxa de falha cresce

rapidamente em comparação com os períodos precedentes.

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Na tentativa de evitar que falhas potenciais aconteçam foram desenvolvidas

ferramentas para aumentar a confiabilidade. Neste contexto surgiram os métodos

FMEA e FTA (HELMAN e ANDREY, 1995).

2.3.1 FMEA – Análise do Modo de Falha e Efeitos

A técnica da Análise do Modo de Falha e Efeitos (FMEA –Failure Mode and

Effects Analysis ) foi utilizada pela primeira vez pela indústria aeronáutica na década

de 1960 na análise da segurança de aeronaves e, desde então, seu uso se expandiu

para os mais diversos setores industriais (VILLEMEUR, 1992).

Segundo Capaldo, Guerrero e Rozenfeld (2003) a FMEA é uma ferramenta

que através de estudos de potenciais defeitos e ações de melhoria, busca evitar que

ocorram falhas no projeto do produto ou do processo. O objetivo básico desta

técnica é detectar problemas, antes que se produza uma peça defeituosa,

aumentando significativamente a confiabilidade do processo.

O objetivo da FMEA é identificar as características do produto ou serviço que

são críticas para vários tipos de falhas. É um meio de identificar as falhas antes que

aconteçam, por meio de um procedimento de verificação, bloqueando-as (SLACK;

CHAMBERS; JOHNSTON, 2002).

Segundo Helman & Andrey (1995) este método possibilita melhorias nos

sistemas, mediante a detecção de pontos problemáticos, relacionando as falhas nos

elementos do sub-sistema com suas conseqüências no sistema como um todo, e

são aplicáveis nas seguintes situações:

• Na melhoria de um produto já existente ou processo já em operação, a partirda identificação das causas das falhas ocorridas e seu posterior bloqueio;

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• Na detecção e bloqueio de causas de falhas potenciais (antes que

aconteçam) em produtos ou processos já em operação;

• Na detecção e bloqueio das causas de falhas potenciais (antes queaconteçam) em produtos ou processos, ainda na fase de projeto.

Segundo Villemeur (1992), a FMEA é um método de análise indutivo utilizado

para:

• Estimar os efeitos de cada modo de falha dos componentes de um sistema

nas várias funções desse sistema;

• Identificar os modos de falha que afetam significativamente a disponibilidade,

a confiabilidade, a manutenibilidade e a segurança do sistema.

Continuando, Villemeur (1992) apresenta quatro principais passos para se

executar uma FMEA:

• Definição do sistema, suas funções e componentes;

• Identificação dos modos de falha do componente e suas causas;

• Estudo dos efeitos dos modos de falha;

• Conclusões e recomendações.

Desse modo, ao passar pelos três primeiros estágios, o analista está apto a

traçar conclusões e propor recomendações, tais como, alarmes, testes periódicos e

redundância, assegurando que todos os modos de falha e seus efeitos na operação

do sistema tenham sido levados em conta durante o seu projeto (VILLEMEUR,

1992).

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Deve-se ter em mente que a análise FMEA é muito mais do que apenas

preencher um formulário, o seu verdadeiro valor está na discussão e reflexão dos

membros do grupo sobre as falhas potenciais do produto/ processo e as ações demelhoria propostas pelo grupo. Para aplicar-se a análise FMEA em um determinado

produto/ processo, forma-se um grupo de trabalho que irá definir a função ou

característica daquele produto/ processo, relacionando todos os tipos de falhas que

possam ocorrer, descrevendo, para cada tipo de falha suas possíveis causas e

efeitos, relacionando as medidas de detecção e prevenção de falhas que estão

sendo, ou já foram tomadas, e, para cada causa de falha, atribuindo índices para

avaliar os riscos e, por meio destes riscos, discutir medidas de melhoria (CAPALDO,

GUERRERO e ROZENFELD, 2003).

2.3.1.2 Planejamento

Esta fase é realizada pelo responsável pela aplicação da metodologia e

compreende (HELMAN e ANDREY,1995):

• Descrição dos objetivos e abrangência da análise: em que identifica-se

qual(ais) produto(s)/processo(s) será(ão) analisado(s);

• Formação dos grupos de trabalho: onde definem-se os integrantes do grupo,

que deve ser preferencialmente pequeno (entre 4 a 6 pessoas) e

multidisciplinar (contando com pessoas de diversas áreas como qualidade,

desenvolvimento e produção);

• Planejamento das reuniões: as reuniões devem ser agendadas com

antecedência e com o consentimento de todos os participantes para evitarparalisações;

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• Preparação da documentação.

2.3.1.3 Análise de Falhas em Potencial

Esta fase é realizada pelo grupo de trabalho que discute e preenche o

formulário (figura 6) conforme as definições de cada campo (HELMAN e ANDREY,

1995):

Figura 6 – Formulário FMEA Fonte: Helman e Andrey (1995, p.30)

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• Campo 1 – Identificação da FMEA. Nesta área registra-se o item analisado,

sendo ele um produto ou processo. Esta distinção é muito importante para

nortear e conduzir a análise;• Campo 2 – Para informações básicas que posteriormente facilitarão a

identificação da FMEA realizada;

• Campo 3 – Itens considerados e nomeados;

• Campo 4 – Nome do componente ou etapa do processo. Utiliza-se a

nomenclatura interna da empresa;

• Campo 5 – Função do componente ou processo, descrita de forma sucinta;

• Campo 6 – Modo da falha. Eventos que levam a diminuição parcial ou total da

função do produto;

• Campo 7 – Efeito da falha. Formas como o modo de falha afetam o

desempenho do sistema (do ponto de vista do cliente);

• Campo 8 – Causa da falha. Eventos que geram o aparecimento da falha;

• Campo 9 – Controles atuais. Medidas de controle existentes implementadas

durante a elaboração do projeto ou no acompanhamento do processo;

• Campo 10 – Índice de ocorrência. Estimativa das probabilidades combinadas

de ocorrência de uma causa de falha;

• Campo 11 – Índice de gravidade. Avalia a gravidade do efeito da falha sobre

o cliente;

• Campo 12 – Índice de detecção. Determina a probabilidade de a falha ser

detectada antes que o produto chegue ao cliente, analisando o modo de falha

e efeito;

•

Campo 13 – Índice de risco. Registra o produto dos três índices anteriores;

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• Campo 14 – Ações Preventivas Recomendadas. Ações que devem ser

conduzidas para o bloqueio da causa da falha, ou diminuição da sua

gravidade ou ocorrência;• Campo 15 – Ações Preventivas adotadas. Medidas efetivamente adotadas e

aplicadas;

2.3.1.4 Avaliação dos Riscos

Nesta fase são definidos, pelo grupo, os índices de ocorrência (O), gravidade

(G) e detecção (D) para cada causa de falha, de acordo com critérios previamente

definidos. Depois são calculados os coeficientes de prioridade de risco (R), por meio

da multiplicação dos outros três índices, como mostrado na tabela 1 (KARDEC e

NASCIF, 1999):• Índice de Ocorrência – é a estimativa da probabilidade desta falha vir a

ocorrer;

• Índice de Gravidade – reflete a gravidade do efeito da falha sobre o

conjunto, incluindo o cliente, assumindo que esta falha ocorra;

• Índice de Detecção – avalia a probabilidade de a falha ser detectada

antes que o produto apresente falha;

• Índice de Risco – registra o produto dos três índices anteriores, ou

seja:

Índice de Risco = Gravidade x Ocorrência x Detecção

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Tabela 1 – Índices FMEA para a avaliação dos riscosFonte: adaptado de Kardec & Nascif, 1999;

Classificação PesoImprovável 1

Muito pequena 2 a 3Pequena 4 a 6

Média 7 a 8

Freqüência deOcorrência

(F)Alta 9 a 10

Apenas perceptível 1Pouca importância 2 a 3

Moderadamente grave 4 a 6Grave 7 a 8

Gravidade daFalha(G)

Extremamente grave 9 a 10Alta 1

Moderada 2 a 5Pequena 6 a 8Muito pequena 9

Detecção daFalha(D)

Improvável 10Baixo 1 a 50Médio 50 a 100Alto 100 a 200

Índice de Risco

Muito alto 200 a 1.000

Quanto maior for o índice de risco maior será a necessidade de medidas de

bloqueio da possível falha. Este índice também é útil para a priorização de

atividades de manutenção, facilitando a programação da manutenção preventiva

(CAPALDO, GUERRERO e ROZENFELD, 2003).

2.3.2 FTA – Análise da árvore de falha

A Análise da árvore de falha (FTA -Fault Tree Analysis ) é um método

sistemático e padronizado, capaz de fornecer bases objetivas para funções diversas,

tais como análise de modos comuns de falhas em sistemas, justificação de

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alterações em sistemas, e demonstração de atendimentos a requisitos

regulamentares e /ou contratuais (HELMAN e ANDREY,1995).

A FTA é uma técnica dedutiva que partindo de um evento (evento topo)identifica-se as causas necessárias para sua ocorrência. A diagramação lógica é

feita utilizando operadores “e” e “ou”. A FTA pode ser executada em quatro etapas

(CALIL, 2006):

• Definição do sistema;

• Construção da árvore de falhas;

• Avaliação qualitativa;

• Avaliação quantitativa (quando aplicável).

A FTA é uma técnica similar ao FMEA, com exceção de que, ao invés de

trabalhar das partes para o todo no sistema, ela trabalha do todo para as partes, de

modo a identificar o modo de falha de cada parte, que individualmente ou em

combinação com outras, possam resultar em uma falha do sistema (O’CONNOR,

1983).

A figura 7 expõe a sintaxe utilizada na FTA, onde a análise parte de uma falha

ou problema particular do sistema, motivo do estudo, chamado “evento de topo”, e

continua com a elaboração da seqüência ou combinação de fatos capazes deconduzir a tal evento. O evento de topo é um estado do sistema considerado

anormal e pode ser obtido como conseqüência fatos normais e/ ou anormais do

mesmo. Assim a análise é conduzida por este encadeamento até atingir situações

básicas cuja análise não se considera necessária aprofundar. Estes eventos são

denominados limites de resolução da árvore.

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Uma vez obtido o conjunto de eventos que constituem o limite de árvore e

identificadas as denominadas causas básicas, deverá ser elaborado um plano de

ação visando o bloqueio das mesmas.

Figura 7 – sintaxe utilizada na FTA,Fonte: CALIL 2006

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Tabela 2 – Comparação entre FTA e FMEAFonte: adaptado de Helman e Andrey 1995;

FTA FMEA

OBJETIVO

- Identificação das causasprimárias das falhas;

- Elaboração de umarelação lógica entre falha

primária e falha final;-Análise da confiabilidade

do sistema;

- Identificação das falhascríticas em cada

componente, suas causase conseqüências;

- Hierarquizar as falhas;- Análise da confiabilidade

do sistema;

PROCEDIMENTO

- Identificação da falha queé detectada pelo cliente;- Relacionar essa falha

com falhas intermediáriaspor meio de símbolos

lógicos;

- Análise das falhas empotencial de todos os

elementos do sistema, eprevisão das

conseqüências;- Relação de açõescorretivas a serem

tomadas

CARACTERÍSTICABÁSICA

- Melhor método paraanálise individual de uma

falha específica;- Enfoque é dado a falha

final do sistema;

- Pode ser utilizado naanálise de falhas

simultâneas ou co-relacionadas;

-Todos os componentes dosistema são passíveis de

análise

2.4 TERCEIRIZAÇÃO DE SERVIÇOS NA MANUTENÇÃO

Segundo Alvarez (1996), a terceirização pode ser entendida como a prática

de contratar outras empresas para assumir processos e funções que não são

essenciais para o andamento do negócio, isto é, a aquisição externa de

determinadas atividades ou processos de outra empresa prestadora de serviços. É

um processo de gestão pelo qual algumas atividades são repassadas para terceiros,

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com os quais se estabelece uma relação de parceria, ficando a empresa

concentrada apenas em tarefas essencialmente ligadas ao negócio em que atua.

No princípio a terceirização era empregada apenas com o intuito de reduçãode custos. Mas com o passar do tempo, os objetivos da terceirização mudaram de

foco, e as organizações passaram a buscar mais do que a simples redução de

custos. Nos últimos anos a terceirização passou a ser uns dos conceitos mais

importantes da administração, pois permite às organizações focarem em suas

competências centrais, para fornecer um nível diferenciado de serviço ao cliente e

obter vantagens da maior flexibilidade operacional (ALVAREZ, 1996).

Para Kardec e Nascif (1999), terceirização é uma ferramenta estratégica que

pode trazer resultados positivos ou negativos. Os autores enfatizam que deve haver

uma relação de parceria entre as partes envolvidas, e para conseguir isto a melhor

forma é a utilização de um contrato por resultados, onde a contratada tem a

responsabilidade técnica dos resultados da manutenção.

2.5 TRANSFORMADOR

É uma máquina elétrica usada em corrente alternada. Transforma um valor de

tensão em outro. O transformador mais utilizado é o monofásico. No transformador

monofásico existe um núcleo de ferro em torno do qual estão montadas duas

bobinas, uma para receber a tensão (o primário) e outra para fornecer a tensão (osecundário) (MANUAL WEG, 2003). No caso em estudo de 13,2 KV para 220V.

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O transformador consta de duas bobinas independentes, enroladas sobre um

núcleo de ferro laminado. O enrolamento que recebe a potência de entrada a ser

transformada chama-se bobina primária e o outro enrolamento que fornece apotência transformada chama-se bobina secundária. A corrente alternada na

primária origina um fluxo magnético no núcleo. Este fluxo atravessa a secundária

originando nela uma corrente elétrica alternada induzida, em virtude da indutância

mútua dos dois circuitos. A função do núcleo de ferro é concentrar o campo

magnético, para uma dada corrente, e orientar o campo de modo que quase todo o

fluxo magnético que passa por uma bobina passe também pela outra, diminuindo-se

as perdas de energia na transformação da tensão (MANUAL WEG, 2003).

Na figura 8 pode-se observar a estrutura de um transformador, sendo

explicados a seguir os itens selecionados para a análise (MANUAL ENGELMA,

1998):

• Buchas:

São os dispositivos que permitem a passagem dos condutores dos

enrolamentos ao meio externo e isolam eletricamente a passagem dos terminais do

núcleo através do tanque. Estão ligadas aos cabos de alta tensão pelos terminais e

são constituídas basicamente por: Corpo isolante de porcelana vitrificada; condutor

passante de cobre ou latão; terminal de cobre ou latão e vedação de borracha epapelão;

• Tanque

Destinado a servir de invólucro da parte ativa e de recipiente do líquido

isolante. Subdivide-se em lateral, fundo e tampa. Por ele passam todas as ligações

entre o meio interno e externo do transformador;

• Radiadores:

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Figura 8 – Transformador de forçaFonte: Manual Weg, 2003

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3. METODOLOGIA DA PESQUISA

Segundo Gil (2002) é usual a classificação de pesquisas com base em seus

objetivos gerais, como forma de possibilitar uma aproximação conceitual. Mas

também é necessário traçar um modelo conceitual e operativo da pesquisa, como

forma de confrontar a visão teórica com os dados da realidade.

Dessa forma, quanto aos objetivos, tem-se a classificação:

• Pesquisa exploratória: visa a familiaridade com o problema com vistas a

torná-lo explícito ou à construção de hipóteses;

• Pesquisa descritiva: descrição das características de determinada população

ou fenômeno;

• Pesquisa explicativa: identificação de fatores que determinem ou contribuam

para a ocorrência dos fenômenos.

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3.1 METODOLOGIA UTILIZADA

Este trabalho está de acordo com a classificação de uma pesquisa

exploratória, partindo de um problema, buscando informações sobre o assunto e

baseado nestas informações apresentar alternativas para solucioná-lo. Para o

desenvolvimento da pesquisa foi utilizado o procedimento pesquisa-ação.

3.2 ETAPAS DA PESQUISA

3.2.1 Fase exploratória

Durante a fase exploratória foram colhidas informações diretamente com os

técnicos responsáveis pela manutenção da rede elétrica, além da pesquisa em

documentos relacionados às atividades realizadas pelos mesmos.

3.2.2 Formulação do problema

Baseado nas informações colhidas na fase exploratória foi possível definir que

a maioria das falhas dos transformadores da rede de distribuição elétrica da cidade

de Joinvile é resultado de má conservação.

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3.2.3 Coleta de dados

Durante o período de coleta de dados foram realizadas diversas entrevistas

individuais com os técnicos responsáveis pela manutenção da distribuição,

buscando conhecer as diferentes visões do problema. Simultaneamente foi realizada

a revisão bibliográfica do assunto e pesquisas no histórico da empresa.

3.2.4 Análise e interpretação de dados

Os dados coletados foram utilizados na elaboração de uma FMEA,

envolvendo os componentes externos do transformador, visto que o processo de

manutenção dos transformadores é realizado por inspeções visuais. No texto foram

apresentados os métodos FMEA e FTA. A escolha do método FMEA foi devido asua sistemática, pois parte de cada item do sistema, e assim seguindo uma lógica,

chega a falha, processo inverso ao FTA. Não cabe neste trabalho a análise do

projeto destes componentes, já que este é de responsabilidade das empresas

fabricantes.

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4. ESTUDO DE CASO: SISTEMA DE MANUTENÇÃO DA CELESC

4.1 HISTÓRICO DA EMPRESA

A Centrais Elétricas de Santa Catarina – CELESC, foi criada em dezembro de

1955 pelo decreto estadual nº 22, assinado pelo governador Irineu Bornhausen. Até

a metade do século, as necessidades energéticas do estado eram supridas por

pequenos e médios sistemas elétricos regionalizados, geralmente mantidos pela

iniciativa privada. Ainda na primeira década do século, por exemplo, Blumenau já

dispunha de um rudimentar sistema de iluminação pública. Lá, a Usina Hidrelétrica

Salto Weissbach, datada de 1916, significou uma evolução dos pequenos geradores

mantidos pelo espírito empreendedor dos imigrantes desde a virada do século. AUsina Salto foi definitiva para a extraordinária expressão industrial de todo o Médio

Vale do Itajaí. Em Joinville, a Usina Hidrelétrica Piraí entrou em funcionamento em

1908 e, em 1913, foi a vez da São Lourenço, em Mafra. Para o suprimento da

Capital, o governador Gustavo Richard ordenou a construção da Usina Hidrelétrica

Maroim, em São José. Esta usina está desativada e encontra-se em processo de

recuperação arquitetônica. Este modelo, no entanto, começou a mostrar-se incapaz

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de responder ao incremento da demanda, pressionada pelo surto

desenvolvimentista que tomou conta do país no governo de Juscelino Kubitschek.

Preocupado em oferecer condições infra-estruturais aos investimentos, o governo doestado decide, então, pela criação da estatal (CELESC, 2006).

Como resultado imediato, o início das operações da CELESC viabilizou a

entrada de Santa Catarina no Sistema Elétrico Interligado Sul-Sudeste, medida que

garantiu o fornecimento de eletricidade adequado ao parque industrial catarinense. A

princípio, a CELESC funcionou mais como um órgão de planejamento do sistema

elétrico estadual. Depois, assumiu o papel de holding até começar a incorporar,

gradativamente, o patrimônio das velhas empresas regionais. Foi assim que

começou seu ciclo de expansão, sendo que a região sul, já na década de 70, foi a

última a ser atendida. Lá, ainda se concentra o maior número de cooperativas de

eletrificação em Santa Catarina (CELESC, 2006).

4.2 MANUTENÇÃO DA REDE ELÉTRICA

Na CELESC existe um departamento exclusivo responsável pela manutenção

da rede elétrica, o Departamento da Manutenção da Distribuição – DMD, este é

formado por técnicos que avaliam, programam e realizam atividades de manutenção.

Para melhor realizar as atividades de manutenção na cidade de Joinville o

departamento de manutenção da distribuição divide a cidade em 51 áreas(alimentadores), o que torna possível a formulação de um roteiro de inspeção. Além

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desta divisão a CELESC possui um programa de base de dados cartográfica

digitalizada (GENESIS), onde é possível identificar e localizar a área da cidade que

necessita ser vistoriada.A manutenção realizada na rede elétrica da cidade é feita de duas formas, a

manutenção programada e a manutenção de emergência, exemplificado no

fluxograma da figura 9 e descritas a seguir.

Figura 9 – Fluxograma da manutençãoFonte: Elaboração própria

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O fluxograma acima foi formulado para este trabalho e representa a atividade

de manutenção realizada na CELESC de Joinville, que parte da decisão de realizar

uma manutenção de emergência ou programá-la, baseado na severidade da

ocorrência. Assim quando a manutenção é de emergência a equipe já é deslocada

para o almoxarifado, onde retira o material necessário à realização dos reparos e se

dirige ao ponto problemático. Só após isto é que o material é contabilizado no

sistema através do Boletim de Requisição de Materiais – BRM. Já na Manutenção

programada, primeiro é checada a existência do material no almoxarifado, caso nãohaja, a programação é feita para a data de chegada do material. O BRM é emitido e

os funcionários retiram o material e realizam os reparos programados. Abaixo tais

atividades são explicadas detalhadamente:

4.2.1 Manutenção Programada

Para evitar que ocorram interrupções (por falha de equipamentos ou peças da

rede elétrica) no abastecimento de energia da cidade de Joinville, a empresa realiza

inspeções visuais da rede, estas são realizadas pelos técnicos da própria CELESC.

Nesta sistemática, o Departamento de Manutenção da Distribuição – DMD repassa

aos técnicos os croquis das áreas a serem vistoriadas. Com o croqui em mãos o

técnico visita a área determinada e visualmente analisa os componentes da rede,

anotando no croqui os reparos que deverão ser realizados. Após esta vistoria, o

técnico devolve o croqui ao DMD que baseado na gravidade do problema determina

uma data para efetuar a manutenção e os materiais necessários a execução dosserviços. Após isso são emitidas ordens de serviços – OS e Boletins de Requisição

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de Materiais – BRM que são retiradas pelos funcionários das empreiteiras no próprio

DMD. Com o BRM em mãos os funcionários da empreiteira retiram os materiais

necessários para a execução dos reparos no almoxarifado mantido pela CELESC, eseguem para o ponto de serviço, onde realizam as atividades determinadas na OS.

Os reparos de manutenção programada na cidade de Joinville são realizados

por duas empreiteiras, cada uma delas é responsável por áreas determinadas. Para

a realização destes reparos a CELESC disponibiliza em seu almoxarifado todo o

material necessário para que a empreiteira realize a manutenção.

4.2.2 Manutenção Corretiva de Emergência

A manutenção corretiva de emergência é feita quando fatos imprevistos

ocorrem ou estão na iminência de ocorrer e interromper o fluxo de energia. Dentre

estes fatos podemos citar adversidades meteorológicas, acidentes automobilísticos,

furto de condutores ou equipamentos da rede, mau uso do sistema elétrico entre

outros. A manutenção de emergência decorre da solicitação do cliente, que entra em

contato com a empresa através docall center . Nesta ligação o cliente se identifica e

passa informações sobre a situação no local. Imediatamente essas informações são

passadas ao DMD que através do programa GENESIS identifica o local e o

equipamento da rede que fornece energia ao solicitante, assim é retirado um croqui

da área, que é repassado ao técnico da empresa juntamente com a OS da

chamada. Nas manutenções de emergência os reparos são realizados pelos

próprios técnicos da CELESC.

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4.3 FALHA DO TRANSFORMADOR

A falha técnica e avaria de transformadores na empresa sempre representou

uma preocupação, pois por qualquer dos aspectos envolvidos a situação é

indesejável, tanto nos custos decorrentes da transmissão de energia interrompida,

gastos diretos e indiretos envolvidos, quanto na preservação da imagem da

empresa.

A principal causa da queima dos transformadores da rede elétrica de Joinville

é a sobrecarga do sistema, responsável por aproximadamente 60% das falhas. Ela

se dá quando o transformador opera no limite máximo devido a uma grande

quantidade de consumidores ligados num equipamento. Esta demanda excessiva

acelera a degradação do líquido isolante diminuindo sua rigidez dielétrica e como

conseqüência gerando a sobrecarga do transformador.

Outro fator importante que responde por cerca de 25% das avarias é a

presença de umidade e contaminantes sólidos e gasosos em seu interior o que

resulta na deterioração do sistema isolante (óleo). O restante das falhas são geradas

por problemas nas buchas, terminais, tanque e dispositivos de aterramento, além de

fatores alheios ao sistema como ninho de pássaros, contato com vegetação e etc. Adistribuição de falhas é representada na figura 10.

Todas estas falhas podem ser atacadas por um programa de manutenção.

Desde a sobrecarga, pois quando o transformador opera nestas condições, sua

temperatura se mantém constantemente elevada, e seu nível de ruído é alterado,

sendo assim, o técnico da manutenção pode perceber tal anormalidade e programar

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um redimensionamento do circuito, evitando a queima. O líquido isolante apresenta

coloração escura quando contaminado.

CAUSAS DE FALHAS

sobrecarga ; 60%

deterioração dolíquido isolante ;

25%

peças avariadas ;15%

Figura 10 – gráfico das causas de falhasFonte: CELESC, 2006

Quando um transformador da empresa pára de funcionar ou apresentaalguma anormalidade grave como vazamento, faíscas ou barulho excessivo, é

imediatamente substituído por outro. Para isto a CELESC mantém em seu

almoxarifado um número suficiente de transformadores sobressalentes.

O transformador retirado é enviado para uma empresa terceirizada de

recuperação, que analisa o possível conserto do equipamento. A figura 11 mostra

um transformador retirado da rede por problemas de vazamento, e seu conserto foi

possível.

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Figura 11 – Transformador avariado passivo de recuperação;

Caso o contrário o transformador é sucateado e vendido para a empresa de

recuperação. A figura 12 mostra o núcleo de um transformador sucateado por

sobrecarga, onde seu núcleo de cobre foi queimou.

Figura 12 – Núcleo do transformador queimado por sobrecarga.

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4.3.1 Custo Evitado

Ao evitar-se a queima de um transformador, os seguintes custos deixam deexistir:

• Não deslocamento da equipe para atendimento e tentativa de religamento: R$

85,60 (Oitenta e cinco reais e sessenta centavos);

• Não deslocamento da equipe para substituição do equipamento queimado no

mesmo ponto: R$ 130,50 (Cento e trinta reais e cinqüenta centavos);

• Não conserto do equipamento queimado: R$ 757,50 (Setecentos e cinqüenta

e sete reais e cinqüenta centavos);

• Não administração dos eventos: R$ 21,40 (Vinte e um reais e quarenta

centavos);

• A não interrupção do fornecimento de energia: faturamento de R$ 12,80

(Doze reais e oitenta centavos).

Com estes dados é possível constatar que cada transformador queimado na

rede elétrica da cidade de Joinville gera um custo de aproximadamente R$ 1.008,00

(Um mil e oito reais), sem mencionar o impacto na imagem da empresa.

4.3.2 Quantidade Avariada

Durante o período compreendido entre 01/01/2005 e 30/06/2005 foram

registradas 108 queimas de transformadores da rede de distribuição de energia

elétrica na cidade de Joinville, conforme o gráfico abaixo.

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Queima 1°semestre de 2005

0

20

40

60

80

100

120

jan fev mar abr mai jun

mensal

acumulado

Figura 13 – Quantidade queimada no 1° semestre de 2005Fonte:CELESC, 2006

O custo de aquisição de um lote de 34 transformadores novos é de R$

95.844,18 (Noventa e cinco mil, oitocentos e quarenta e quatro reais e dezoito

centavos).

Baseado nas informações acima o custo envolvido com os transformadores

na empresa entre os meses de janeiro e junho de 2005 foi superior a R$ 359.520,00

(Trezentos e cinqüenta e nove mil e quinhentos e vinte reais), resultando numa

média mensal de R$ 59.920,00 (cinqüenta e nove mil e novecentos e vinte reais).

Este valor não considera o sucateamento dos transformadores.

Não foi possível obter o custo total envolvido na manutenção da rede elétrica

da cidade de Joinville, assim não é possível estimar a contribuição dos

transformadores.

4.3.3 Conserto do transformador

Um transformador só é retirado da rede elétrica quando ocorre um problema

de funcionamento, que interrompe o fluxo de energia do circuito que o mesmoabastece, e os técnicos não conseguem restabelecer seu funcionamento.

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Após retirado da rede o transformador é levado para uma área de deposito

da empresa, e ali permanece até que complete um lote suficiente para ser enviado a

empresa terceirizada responsável pela manutenção. Na empresa terceirizada otransformador é desmontado e é feita uma vistoria para determinar se o conserto é

viável. Quando viável o transformador passa por uma manutenção corretiva e

retorna ao depósito da CELESC, onde permanece até que haja a necessidade de

outra substituição. Caso contrário o transformador é sucateado e vendido para a

própria empresa que realiza a manutenção no equipamento.

4.3.4 Inspeção Visual e Verificações

Uma inspeção visual, como o próprio nome exprime, é um exame visual do

estado de conservação dos equipamentos e instalações. Toda a Manutenção

programada realizada pela CELESC é baseada em inspeções visuais, no caso dos

transformadores a inspeção foca os seguintes itens:

• Buchas: verificar se há algum vazamento, existência de trincas e sujeira em

excesso nas porcelanas e as condições de aterramento das derivações;

• Tanque e Radiadores: nestas partes verifica-se a existência de vibração no

tanque ou nas aletas dos radiadores; se há fissuras, descamações da pintura,

pontos de oxidação ou vazamento por toda sua extensão.

• Óleo isolante: estes devem apresentar cor clara e não podem conter

partículas suspensas;

• Conexões externas: devem estar perfeitamente fixadas e não apresentarem

oxidação.

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• Condições Gerais: durante a inspeção o conjunto todo deve ser analisados,

fatores que vão desde seu alinhamento até seu nível de ruído, ou até mesmo

a presença de agentes externos como vegetação muito próxima ou ninho depássaros.

4.4 DIFICULDADES EXISTENTES NA MANUTENÇÃO DO TRANSFORMADOR

Uma das principais dificuldades percebidas, até mesmo para a realização

deste trabalho, foi a inexistência de um manual ou roteiro contendo as instruções e

procedimentos a seguir durante a inspeção de um transformador. Isso permite que

fatores importantes passem despercebidos durante a vistoria, além de tornar

dificultar, ou até mesmo inviabilizar o trabalho de funcionários inexperientes.

Não há um controle de tempo de utilização dos equipamentos contendo a

data de instalação e data de retirada, também não há um histórico de falhas,

simplesmente quando ocorre uma falha o transformador avariado é substituído por

outro e enviando para a empresa que realiza a manutenção corretiva. Assim não é

possível estimar o período de funcionamento deste equipamento.

Também não existe uma estimativa determinando o período ou uma

seqüência para realizar as vistorias nas áreas da cidade. Isso faz com que algumas

áreas da permaneçam sem manutenção por intervalos de tempo muito grandes.

A empresa que realiza a manutenção dos transformadores não envia um

relatório descrevendo as atividades realizadas em cada equipamento, e as possíveiscausas da falha. Isso inviabiliza a criação de um histórico de falhas que possibilitaria

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um estudo aprofundado das causas.

Outro problema observado é a dificuldade da realização das vistorias, pois os

técnicos responsáveis pelas vistorias são os mesmos responsáveis pelos reparos deemergência. Assim as inspeções visuais programadas são adiadas quando ocorrem

solicitações de manutenção de emergência.

4.5 REALIZAÇÃO DA FMEA

A FMEA do transformador foi elaborada conforme as orientações contidas na

revisão bibliográfica, e será apresentada a seguir:

• Primeiramente foi necessário estabelecer o que realmente seria analisado,

considerando o valor dos equipamentos, o transformador foi escolhido, mas

como a CELESC realiza apenas inspeções visuais, somente os componentes

externos compõem a FMEA;

• Não houve a formação de um grupo específico para a realização da FMEA, e

sim entrevistas com os técnicos responsáveis pelas inspeções, a fim de obter

as informações necessárias para preencher o formulário. As entrevistas foram

realizadas conforme a disponibilidade dos funcionários.

• Os componentes escolhidos para compor a FMEA foram: buchas, tanque,

radiador, óleo isolante e conexões externas.

• Os índices foram estimados com a ajuda dos técnicos.

A figura 14 mostra a FMEA realizada para as peças externas do

transformador, elaborado juntamente com os técnicos do DMD, através de

entrevistas, onde foram estimados os índices que podem ser encontrados na tabela1.

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o óleo isolante do transformador, chegando a índices de risco de 288 e 350, que

como apresentado na revisão bibliográfica representam riscos muito altos.

Observando mais a fundo a FMEA pode-se constatar que os dois índices sãogerados pela mesma causa, fissuras no tanque. Durante a pesquisa foi constatado

que as fissuras no tanque geralmente resultam de uma má conservação do

equipamento, apontando para a necessidade de uma manutenção preventiva.

A metodologia da FMEA indica que os maiores índices devem receber

atenção especial e suas causas devem ser combatidas com urgência. Sendo assim

é muito claro constatar a necessidade de um plano de manutenção, que acompanhe

a vida útil do transformador adiando e até mesmo impedindo sua deterioração.

Outra questão que foi possível perceber é a relação entre as falhas, ou seja, o

processo de deterioração do transformador se dá como um efeito “dominó”,

exemplificado na FTA simplificada da figura 15 e descrita a seguir:

Quando não há manutenção da pintura do transformador, poderá ocorrer

oxidação de alguns pontos, devido a intempéries, e estes pontos ficarão frágeis com

possível surgimento de fissuras. Na eventualidade desta ocorrência, o óleo será

contaminado levando a degradação dos componentes internos, diminuindo assim a

rigidez dielétrica e como conseqüência gerando a sobrecarga do transformador.

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Figura 15 – FTA simplificada da queima do transformador,Fonte: Elaboração própria.

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5. PROPOSTA DE MELHORIAS PARA AS ATIVIDADES DE MANUTENÇÃO DOS

TRANSFORMADORES DA REDE ELÉTRICA EM ESTUDO

5.1 PADRONIZAÇÃO DA INSPEÇÃO VISUAL DA MANUTENÇÃO

Recomenda-se o desenvolvimento de um manual contendo todas as

atividades que deverão ser realizadas durante a inspeção do equipamento, e a

elaboração de uma lista de verificação“check list” que deverá ser preenchida pelo

técnico responsável durante a vistoria. A lista de verificações deve conter:

• campo para a data da vistoria;

• campo para o número do equipamento vistoriado;

• campo para a área da cidade onde se encontra o equipamento;• campo para a identificação do técnico responsável pela vistoria;

• uma tabela para ser assinalada com possíveis anormalidades do

equipamento;

• campo de anotações gerais, onde o responsável possa registrar qualquer

outra informação que possa contribuir na identificação e na estratégia a ser

tomada na correção da falha.

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5.2 CONTROLE DA VIDA ÚTIL DO EQUIPAMENTO

Recomenda-se a criação de um banco de dados com a data de instalação e a

data de retirada de cada equipamento, além da localização e das condições em que

o equipamento se encontra, neste banco de dados também poderia ser registrada a

causa da falha. Com estas informações seria possível analisar o tempo médio de

vida dos equipamentos, bem como a realização de estudos aprofundados das falhas

e de relacionar as falhas com as áreas da cidade onde elas ocorreram.

Com a proposta acima citada poderia ser desenvolvido um roteiro de

inspeções levando em consideração as áreas mais afetadas e as principais

ocorrências. Estes roteiros determinariam as datas em que as áreas da cidade

deveriam ser vistoriadas, evitando que os equipamentos da rede fiquem sem

acompanhamento por longos períodos.

Este banco de dados estaria a disposição de todos os envolvidos na

manutenção dos transformadores, facilitando as atividades dos mesmos.

Outra sugestão é um programa de controle de demanda, calculando e

dimensionando o número de consumidores para cada transformador.

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5.3 EQUIPE ESPECIALIZADA

Disponibilizar quatro funcionários treinados e especializados em manutenção,que ficariam responsáveis por cumprir os roteiro de vistoria, assim os técnicos da

manutenção não ficariam sobrecarregados e as áreas seriam vistoriadas nos

períodos corretos.

Para a contratação e manutenção destes funcionários, a empresa estima um

custo mensal de R$ 11.500,00 (nove mil e quinhentos reais) incluindo salário,

encargos, veículo e impostos.

Esta equipe teria um conhecimento mais aprofundado do transformador,

evitando falsos diagnósticos. Também poderiam ser desenvolvidos procedimentos

para a correção de avarias possíveis de serem solucionadas em campo, sem que

fosse necessária a retirada do transformador, como por exemplo:

• Pontos de oxidação ou descamação da pintura;

• Conexões mal fixadas;

• Limpeza de buchas;

• Retirada de objetos não pertencentes ao sistema;

• Fissuras ou trincas no tanque.

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5.3.1 Conjunto“Kit” para manutenção

Com o objetivo de oferecer condições mais seguras às equipes demanutenção, a empresa deve oferecer umkit padronizado de materiais para uso

durante as atividades. Este kit deve conter itens de reparo de pintura, de limpeza,

além de ferramentas específicas, tais como:

• Termômetro;

• Lixas e tintas para correção de pontos oxidados;

• Escovas, para a limpeza de buchas;

• Material para avaliar o estado do óleo.

Para a elaboração deste Kit estima-se um valor de R$ 80,00 (Oitenta reais).

Para demonstrar a viabilidade desta proposta, tomou-se como base os dados da

figura 13, onde constam os números dos transformadores queimados no 1°

semestre de 2005, e os valores de equipamentos novos e consertados contidos no

texto. Assim para as avarias deste período têm-se os custos caso o transformador

seja sucateado e haja a necessidade de substituí-lo por um novo, e caso possível o

conserto do mesmo. Há também os custos mensais da equipe mais oKit e do

conserto mais a equipe.

Tabela 3 – Valores estimados para custos de reparo e equipe;Fonte: Elaboração própria.

Quantidade Novos Conserto Equipe + Kit Equipe + conserto

jan 32 R$ 90.176,00 R$ 24.096,00 R$ 11.580,00 R$ 35.676,00fev 14 R$ 39.452,00 R$ 10.542,00 R$ 11.580,00 R$ 22.122,00mar 16 R$ 45.088,00 R$ 12.048,00 R$ 11.580,00 R$ 23.628,00abr 21 R$ 59.178,00 R$ 15.813,00 R$ 11.580,00 R$ 27.393,00mai 13 R$ 36.634,00 R$ 9.789,00 R$ 11.580,00 R$ 21.369,00jun 12 R$ 33.816,00 R$ 9.036,00 R$ 11.580,00 R$ 20.616,00

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6. CONSIDERAÇÕES FINAIS

Com a realização deste trabalho foi possível compreender a complexidade e a

importância de um sistema eficaz de manutenção, considerando diversos fatores

que vão desde a produtividade até a segurança das pessoas envolvidas nas

operações.

Através da realização da FMEA constatou-se que a maioria das causas de

falhas nos transformadores da rede de distribuição de energia da cidade de Joinville

é resultado da falta de controle do envelhecimento dos mesmos, e apontam para a

necessidade da aplicação de um plano de manutenção preventiva.

Baseado nos resultados desta pesquisa foi possível propor a implantação de

um plano de manutenção preventiva, contendo sugestões como:

• A padronização das vistorias, evitando que informações importantes

passem despercebidas;

• A criação de um manual com informações e procedimentos para a

realização das atividades de manutenção;

• A elaboração de um formulário para registrar as condições físicas de

cada transformador vistoriado;

• A criação de um banco de dados contendo as informações colhidas

durante as vistorias, e possibilitando pesquisas para a melhor utilização

dos transformadores;

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• A formação de uma equipe destinada a manutenção dos

transformadores.

Consideração a importância das atividades de manutenção, são escassas as

bibliografias que abordam o tema, dificultando a realização de pesquisas e de busca

por melhorias.

Assim confirma-se a idéia de Kardec e Nascif (1999), obra que serviu de base

para a elaboração deste trabalho, onde os autores afirmam que a manutenção

preventiva é mais conveniente quanto maior for a simplicidade na reposição; quanto

mais altos forem os custos de falha; quanto mais as falhas prejudicarem a produção

e quanto maiores forem as implicações das falhas na segurança das pessoas e no

sistema operacional.

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