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MARIA PATRÍCIA BALDESSAR
ESTUDO PARA A IMPLANTAÇÃO DE UM PLANO DE MANUTENÇÃO
PREVENTIVA NOS TRANSFORMADORES DA REDE DE
DISTRIBUIÇÃO ELÉTRICA – CELESC – JOINVILLE
JOINVILLE – SC
2006
UNIVERSIDADE DO ESTADO DE SANTA CATARINA – UDESC
CENTRO DE CIÊNCIAS TECNOLÓGICAS – CCT
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA DE PRODUÇÃO E SISTEMAS
MARIA PATRÍCIA BALDESSAR
ESTUDO PARA A IMPLANTAÇÃO DE UM PLANO DE MANUTENÇÃO
PREVENTIVA NOS TRANSFORMADORES DA REDE DE
DISTRIBUIÇÃO ELÉTRICA – CELESC – JOINVILLE
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado à Universidade do Estado de Santa Catarina – UDESC – como requisito para obtenção do título de Bacharel em Engenharia de Produção e Sistemas.
Orientador: Dr. Régis Kovacs Scalice
JOINVILLE, SC
2006
MARIA PATRÍCIA BALDESSAR
ESTUDO PARA A IMPLANTAÇÃO DE UM PLANO DE MANUTENÇÃO
PREVENTIVA NOS TRANSFORMADORES DA REDE DE
DISTRIBUIÇÃO ELÉTRICA – CELESC – JOINVILLE
Trabalho de Conclusão de Curso aprovado como requisito para obtenção do título
de Bacharel no curso de graduação em Engenharia de Produção e Sistemas da
Universidade 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
Ao amigo Dilvo, que caminha por campos onde os bons permanecem eternamente...
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 ouvir
todas as revisões deste, e Marciana por todas as dificuldades superadas.
E agradeço especialmente a Eduarda Baldessar, pois sem sua presença,
nada disso seria possível.
“Não basta ensinar ao homem uma especialidade. Porque se tornará assim uma máquina utilizável, mas não uma personalidade. É necessário que adquira um sentimento, um senso prático daquilo que vale a pena ser empreendido, daquilo que é belo e moralmente correto.”
Albert Einstein
RESUMO
Uma das grandes preocupações da CELESC é a falha no abastecimento de energia elétrica de seus consumidores, sendo que esta pode resultar de diversos fatores que vão desde adversidades meteorológicas severas até o simples rompimento de um condutor. Baseado nisto apresenta-se aqui um estudo, que visa propor estratégias para o aumento da vida útil e a melhoria do funcionamento dos transformadores da rede elétrica, viabilizada por técnicas de manutenção e por ferramentas de melhoria aplicáveis à mesma. Assim foram realizadas análises dos tipos e modos das falhas através das ferramentas FMEA e FTA, que evidenciaram a falta de um controle das condições físicas e operacionais do transformador. Com esta pesquisa foi possível constatar 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 nas atividades de manutenção, como a padronização do sistema de vistoria, o treinamento de funcionários especializados e a criação de um roteiro específico para estas atividades, evitando que informações importantes passem despercebidas durante as inspeções. A excelência empresarial só é possível através do encadeamento de atividades bem realizadas, que no estudo em questão vai desde a segurança durante o trabalho do eletricista até a iluminação que permite a leitura deste texto.
PALAVRAS-CHAVE: Falha. Manutenção. Estratégia
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...................55
Figura 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
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
LISTA DE ABREVIATURAS
BRM – Boletim de Requisição de Material
CELESC – Centrais Elétricas de Santa Catarina S.A
DMD – Departamento de Manutenção da Distribuição
FMEA – Failure Model and Effecy Analysis - Análise do Tipo e Efeito de Falhas
FTA – Fault Tree Analysis - Análise da Árvore de Falha
OS – Ordem de Serviço
RA – Reposição Automática
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO.................................................................................................12
1.1 APRESENTAÇÃO DO TEMA ........................................................................13
1.2 OBJETIVO GERAL........................................................................................13
1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS..........................................................................13
1.4 O PROBLEMA................................................................................................14
1.5 JUSTIFICATIVA.............................................................................................14
1.6 DELIMITAÇÃO DO TRABALHO....................................................................15
1.7 ESTRUTURA DO TRABALHO......................................................................16
2. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA............................................................................17
2.1 MANUTENÇÃO ESTRATÉGICA...................................................................17
2.2. MANUTENÇÃO.............................................................................................18 2.2.1 Tipos de manutenção.............................................................................20 2.2.1.1 Manutenção corretiva não-planejada..................................................21 2.2.1.2 Manutenção corretiva planejada.........................................................21 2.2.1.3 Manutenção preventiva.......................................................................22 2.2.1.4 Manutenção preditiva..........................................................................25 2.2.1.5 Manutenção detectiva.........................................................................26 2.2.1.6 Engenharia de manutenção................................................................27
2.3. FERRAMENTAS PARA AUMENTO DE CONFIABILIDADE.........................27 2.3.1 FMEA Análise do modo de falha e efeitos.............................................30 2.3.1.1 Formulário FMEA................................................................................32 2.3.1.2 Planejamento......................................................................................33 2.3.1.3 Análise de falhas em potencial...........................................................34 2.3.1.4 Avaliação de riscos.............................................................................36 2.3.2 FTA Análise da árvore de falha..............................................................37
2.4 TERCEIRIZAÇÃO DE SERVIÇOS NA MANUTENÇÃO................................40
2.5 TRANSFORMADOR......................................................................................41
3. METODOLOGIA DA PESQUISA.....................................................................45
3.1 METODOLOGIA UTILIZADA..........................................................................46
3.2 ETAPAS DA PESQUISA................................................................................46 3.2.1 Fase exploratória....................................................................................46 3.2.2 Formulação do problema.......................................................................46 3.2.3 Coleta de dados.....................................................................................47 3.2.4 Análise e interpretação de dados..........................................................47
4. ESTUDO DE CASO: SISTEMA DE MANUTENÇÃO DA CELESC................48
4.1 HISTÓRICO DA EMPRESA...........................................................................48
4.2 MANUTENÇÃO DA REDE ELÉTRICA..........................................................49 4.2.1 Manutenção programada.......................................................................51 4.2.2 Manutenção corretiva de emergência....................................................52
4.3 FALHA DO TRANSFORMADOR...................................................................53 4.3.1 Custo evitado.........................................................................................56 4.3.2 Quantidade avariada..............................................................................56 4.3.3 Conserto do transformador....................................................................57 4.3.4 Inspeção visual e verificações...............................................................58
4.4 DIFICULDADES EXISTENTES NA MANUTENÇÃO DO TRANSFORMADOR..................................................................................59
4.5 REALIZAÇÃO DA FMEA................................................................................60
5. PROPOSTAS DE MELHORIA PARA AS ATIVIDADES MANUTENÇÃO DOS TRANSFORMADORES DA REDE ELÉTRICA EM ESTUDO...................64 5.1 PADRONIZAÇÃO DA INSPEÇÃO VISUAL DA MANUTENÇÃO...................64
5.2 CONTROLE DA VIDA ÚTIL DO TRANSFORMADOR...................................66
5.3 EQUIPE ESPECIALIZADA............................................................................67 5.3.1 Conjunto “Kit” para manutenção............................................................68
6. CONSIDERAÇÕES FINAIS.............................................................................70
REFERÊNCIAS....................................................................................................72
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.
13
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;
14
• 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 rede
elétrica 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
15
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 útil
do 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.
16
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 conclusões
do trabalho e as referências estudadas para a elaboração do mesmo.
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 atividade
direta 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.
18
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 autor
afirma 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
19
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 físicos
continuem 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-se
ainda 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.
20
Figura 1 – Relação de custos Fonte: 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.
21
2.2.1.1 Manutenção Corretiva não Planejada
Ao atuar em um equipamento que apresenta um defeito ou um desempenho
diferente 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
22
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
23
mínima dos componentes. Estes intervalos são freqüentemente determinados pela
estatística e pela teoria da Probabilidade.
A manutenção preventiva será mais conveniente quanto maior for a
simplicidade 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;
24
• Os processos estarão controlados por registros de máquinas e ferramentas
da Manutenção Preventiva, melhorando sua qualidade;
• A qualidade, flexibilidade, segurança, confiabilidade e capabilidade de
produção 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 Preventiva Fonte: Kardec e Nascif (1999, p.40)
25
2.2.1.4 Manutenção Preditiva
A manutenção preditiva visa realizar manutenção somente quando as
instalações 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 o
desempenho está num nível baixo já agenda uma intervenção para que seu
desempenho volte a performance esperada.
26
Figura 3 – Manutenção Preditiva Fonte: 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 chamados Poka-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.
27
2.2.1.6 Engenharia de Manutenção.
Kardec e Nascif (1999) definem engenharia de manutenção como um
processo 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;
28
• 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);
29
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.
30
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 partir
da identificação das causas das falhas ocorridas e seu posterior bloqueio;
31
• 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 que
aconteçam) 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).
32
2.3.1.1 Formulário FMEA
Segundo Helman e Andrey (1995), o desenvolvimento do FMEA é fortemente
documentado, e permite:
• Padronizar procedimentos;
• Fazer um registro histórico de análise de falhas, que poderá posteriormente
ser usada em outras revisões de produtos ou processos, e no
encaminhamento de ações corretivas similares;
• Selecionar e priorizar projetos de melhoria que deverão ser conduzidos.
Para Capaldo, Guerrero e Rozenfeld (2003), o princípio da metodologia é o
mesmo independente do tipo de FMEA e a aplicação, ou seja, se é FMEA de
produto, processo ou procedimento e se é aplicado para produtos/ processos novos
ou já em operação. A análise consiste basicamente na formação de um grupo de
pessoas que identificam para o produto/ processo em questão suas funções, os
tipos de falhas que podem ocorrer, os efeitos e as possíveis causas desta falha. Em
seguida são avaliados os riscos de cada causa de falha, por meio de índices, e com
base nesta avaliação, são tomadas as ações necessárias para diminuir estes riscos,
aumentando a confiabilidade do produto/ processo.
A estrutura da FMEA consiste de um formulário FMEA onde pode-se observar
a definição de cada coluna e baseada em perguntas que devem ser feitas pelo
grupo em cada etapa. A discussão realizada pelo grupo segue uma ordem, ou seja,
o grupo segue respondendo cada uma destas perguntas e preenche as colunas do
formulário com as respostas encontradas por meio de consenso (CAPALDO,
GUERRERO e ROZENFELD, 2003).
33
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 de
melhoria 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 evitar
paralisações;
34
• 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)
35
• 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;
36
• 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
37
Tabela 1 – Índices FMEA para a avaliação dos riscos Fonte: adaptado de Kardec & Nascif, 1999;
Classificação Peso
Improvável 1 Muito pequena 2 a 3
Pequena 4 a 6 Média 7 a 8
Freqüência de Ocorrência
(F)
Alta 9 a 10 Apenas perceptível 1 Pouca importância 2 a 3
Moderadamente grave 4 a 6 Grave 7 a 8
Gravidade da Falha
(G)
Extremamente grave 9 a 10 Alta 1
Moderada 2 a 5 Pequena 6 a 8
Muito pequena 9
Detecção da Falha
(D)
Improvável 10 Baixo 1 a 50 Médio 50 a 100 Alto 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
38
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 de
conduzir 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.
39
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
40
Tabela 2 – Comparação entre FTA e FMEA Fonte: adaptado de Helman e Andrey 1995;
FTA FMEA
OBJETIVO
- Identificação das causas primárias das falhas;
- Elaboração de uma relação lógica entre falha
primária e falha final; -Análise da confiabilidade
do sistema;
- Identificação das falhas críticas em cada
componente, suas causas e conseqüências;
- Hierarquizar as falhas; - Análise da confiabilidade
do sistema;
PROCEDIMENTO
- Identificação da falha que é detectada pelo cliente; - Relacionar essa falha
com falhas intermediárias por meio de símbolos
lógicos;
- Análise das falhas em potencial de todos os
elementos do sistema, e previsão das
conseqüências; - Relação de ações corretivas a serem
tomadas
CARACTERÍSTICA BÁSICA
- Melhor método para análise individual de uma
falha específica; - Enfoque é dado a falha
final do sistema;
- Pode ser utilizado na análise de falhas
simultâneas ou co-relacionadas;
-Todos os componentes do sistema 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,
41
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 redução
de 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 (o
secundário) (MANUAL WEG, 2003). No caso em estudo de 13,2 KV para 220V.
42
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 a
potência 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 e
papelão;
• 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:
43
Todo o calor gerado na parte ativa se propaga através do óleo e é dissipado no
tanque. Os radiadores são dispositivos que aumentam a superfície de irradiação,
para facilitar a troca de calor entre o óleo e o meio ambiente;
• Óleo isolante:
O óleo isolante desempenha importante função num transformador, seja do
ponto de vista de isolamento ou de resfriamento, sua deterioração é devido a
condições de uso. Mesmo em condições normais os óleos estão expostos a
temperaturas acima da ambiente, catalisadores de oxidação (por exemplo cobre) e
ao ar atmosférico. Estes devem apresentar cor clara e não podem conter partículas
suspensas;
• Conexões externas;
São responsáveis pela saída da tensão do transformador.
44
Figura 8 – Transformador de força Fonte: Manual Weg, 2003
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.
46
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.
47
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 a
sua 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.
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. A
Usina 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
49
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 do
estado 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
50
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 manutenção Fonte: Elaboração própria
51
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 não
haja, 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 dos
serviços. Após isso são emitidas ordens de serviços – OS e Boletins de Requisição
52
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, e
seguem 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 do call 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.
53
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. A
distribuição 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
54
um redimensionamento do circuito, evitando a queima. O líquido isolante apresenta
coloração escura quando contaminado.
CAUSAS DE FALHAS
sobrecarga ; 60%
deterioração do líquido isolante ;
25%
peças avariadas ; 15%
Figura 10 – gráfico das causas de falhas Fonte: CELESC, 2006
Quando um transformador da empresa pára de funcionar ou apresenta
alguma 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.
55
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.
56
4.3.1 Custo Evitado
Ao evitar-se a queima de um transformador, os seguintes custos deixam de
existir:
• 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.
57
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 2005 Fonte: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 mesmo
abastece, e os técnicos não conseguem restabelecer seu funcionamento.
58
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 o
transformador 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.
59
• 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 de
pássaros.
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 possíveis
causas 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 de
emergência. 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 tabela
1.
61
Figura 14 – FMEA dos componentes externos do transformador. Fonte: Elaboração própria
O resultado da FMEA apresentou maior gravidade em problemas envolvendo
62
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 são
gerados 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.
63
Figura 15 – FTA simplificada da queima do transformador, Fonte: Elaboração própria.
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.
65
A seguir é apresentado um formulário (figura 16), sugestão para facilitar a
coleta de dados durante a inspeção:
Figura 16 – Formulário sugestão para coleta de dados durante a vistoria; Fonte: Elaboração própria.
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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 de
manutenção, a empresa deve oferecer um kit 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 o Kit 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$ 35.676,00 fev 14 R$ 39.452,00 R$ 10.542,00 R$ 11.580,00 R$ 22.122,00 mar 16 R$ 45.088,00 R$ 12.048,00 R$ 11.580,00 R$ 23.628,00 abr 21 R$ 59.178,00 R$ 15.813,00 R$ 11.580,00 R$ 27.393,00 mai 13 R$ 36.634,00 R$ 9.789,00 R$ 11.580,00 R$ 21.369,00 jun 12 R$ 33.816,00 R$ 9.036,00 R$ 11.580,00 R$ 20.616,00
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Para melhor visualizar esta situação os dados contidos na tabela 3 foram
usados para a elaboração de um gráfico exposto na figura 17, que demonstra a
viabilidade da contratação da equipe. Nela o custo gerado pela substituição de um
transformador queimado por um novo, é sempre superior ao custo gerado pela
contratação da equipe mais o conserto do mesmo número de transformadores.
Viabilidade da equipe
0
20000
40000
60000
80000
100000
jan fev mar abr mai jun
Cu
sto
R$
Novos Equipe+conserto
Figura 17 – Viabilidade da contratação da equipe; Fonte: Elaboração própria.
A formação da equipe, mesmo considerando os consertos do transformador
representa uma redução de custos imediata para a empresa, essa alternativa
proporcionará uma manutenção programada regular nos transformadores, e
conseqüentemente, o aumento da vida útil dos mesmos, que tende a trazer
benefícios também a longo prazo com a maior utilização dos transformadores e a
diminuição do sucateamento do mesmo.
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.
REFERÊNCIAS
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MANUAL WEG: Características e especificações de transformadores de distribuição de força weg. Jaraguá do Sul: Weg, 2003. MANUAL ENGELMA: Manutenção de transformador de força. São Paulo: Engelma, 1998. MIRSHAWKA, V. Manutenção Prediriva: caminho para zero defeitos. São Paulo: Makron, McGraw-Hill, 1991. MONCHY, F. A função Manutenção. Ed. Ebras / Durban, 1989. MOUBRAY, J. RCM II: manutenção centrada em confiabilidade. Grã Bretanha: Biddles Ltda. 2000. Edição Brasileira. MONKS, Joseph. Administração da produção. São Paulo: Mc Graw-Hill LTDA, 1987. O’CONNOR, P. D. T. Practical reliability engineering. Norwich: John Wiley & Sons, 1983. SLACK, N; CHAMBERS, S; JOHNSTON, R. Administração da Produção. São Paulo: Atlas, 2002. TAVARES, L. Administração moderna da manutenção. Rio de Janeiro: Novo Polo, 1999. TAKAHASHI, Y; OSADA, T. TPM/MPT: manutenção produtiva total. São Paulo: Instituto IMAM, 1993. VILLEMEUR, A. Reliability, availability, maintainability and safety assessment: methods and techniques. Chippenham: John Wiley & Sons, 1992.