sistema computacional de apoio a tomada de decisao na operação e manutenção de linhas de...

III Encontro Nacional de Geoprocessamento do Setor Elétrico Foz do Iguaçu, 2014

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SISTEMA COMPUTACIONAL DE APOIO A TOMADA DE DECISÃO NA GESTÃO DE OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO DE

LINHAS DE TRANSMISSÃO BASEADO EM TÉCNICAS DE MCC Alessandro Cesar de Sousa Berrêdo*

Pedro Guterres Lohmann**

RESUMO: Os números do setor elétrico brasileiro são expressivos. Em 2011, segundo informações do Ministério de Minas e Energia (MME), o Sistema Interligado Nacional (SIN) concentrava aproximadamente 103,9 mil quilômetros nas tensões de 230, 345, 400, 500, 600 e 750 kV. Entre 2012 e 2014 estão previstos mais 21,44 mil quilômetros de linhas transmissão. A fim de melhorar a confiabilidade do sistema interligado nacional (SIN) existente, são adotadas técnicas modernas de gestão de ativos aplicadas na manutenção de linhas de transmissão de energia, assim como nos demais equipamentos integrantes. Esta atitude tem se mostrado fundamental para a melhoria da prestação do serviço de fornecimento de energia. A adoção de sistemas computacionais para a gestão destes ativos se torna imprescindível para a organização e auxilio na tomada de decisões no que tange a operação e manutenção de seus equipamentos. Este trabalho demonstra a aplicação de um sistema computacional de informações geográficas (SIG) integrado a módulos de gestão de ativos com funções de manutenção centrada na confiabilidade (MCC), objetivando a melhoria contínua do planejamento e controle das atividades de manutenção em equipamentos de linhas de transmissão de energia frente às necessidades de operação e recursos logísticos. Palavras-chave: Linhas de Transmissão de Energia. Gestão de Ativos. Sistemas informatizados de gerenciamento de manutenção. Sistemas de informações geográficas. 1 INTRODUÇÃO

A análise do comportamento de um sistema de linhas de transmissão com base nos índices de manutenção gerados através de cadastros informatizados aprimorou o controle das atividades, permitindo uma melhor resposta nas frentes de trabalho e, consequentemente, reduzindo os tempos de indisponibilidade e incapacidade plena.

A tomada de decisão nas atividades de manutenção, resultante da aplicação de conceitos de confiabilidade em dados históricos passou a ser aplicada na elaboração de critérios de otimização de periodicidades para intervenções em manutenção preventiva, e também na adoção de técnicas aplicadas a manutenção baseada no estado do equipamento. Este foi provavelmente, o início do desenvolvimento de metodologias para a implementação de ferramentas de auxílio à tomada de decisão na manutenção.

A atividade de manutenção, em consonância com o mercado, possui grande necessidade de racionalização de custos operacionais. A gestão efetiva de mão de obra, suprimentos de estoque de manutenção e equipamentos de emergência é um exemplo claro de controle que permite a redução dos custos.

Corroborando com a questão acima, a necessidade de organização na distribuição de equipes de manutenção em pontos estratégicos ao longo da área de concessão é uma realidade, objetivando atendimentos de emergência em menor tempo, com o menor custo,

* Engenheiro Eletricista pós-graduado em Engenharia de Manutenção. [email protected] ** Engenheiro Eletricista pós-graduado em Engenharia de Software. [email protected]


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tendo em vista as penalidades impostas pelas regras de concessão por indisponibilidade ou incapacidade plena.

A falta de uma planta física protegida, condição típica da infraestrutura de uma linha de transmissão, torna o sistema vulnerável a todo tipo de defeito, causado pelos mais variados agentes internos ou externos, de causa elétrica, meteorológica, vandalismo e ambiental.

A necessidade de se estabelecer padrões de elevada qualidade no fornecimento, exigidos pelo consumidor e fiscalizados através de órgão regulador, com multas que podem chegar a 25% da renda anual da concessão, obriga cada vez mais que as empresas disponham de mecanismos de defesa e contingência.

Com uma quantidade enorme de equipamentos cadastrados e dados de manutenção a serem vinculados, um sistema tabular informatizado passou a ser insuficiente como ferramenta de análise dos índices e critérios estipulados pela gestão da manutenção e exigidos pelo poder concedente, que já trata dados geográficos e sociais como influências para o desempenho do sistema.

2 METODOLOGIA 2.1 Considerações sobre a manutenção de linhas de transmissão

A atividade de manutenção em linhas de transmissão, em suas diversas modalidades

elétrica, mecânica e eletromecânica, geralmente são administradas e executadas pela mesma equipe técnica, a qual possui conhecimento multidisciplinar para a realização dos reparos, muitas vezes nas piores condições ambientais possíveis.

Segundo Lourival Tavares (2001), “As exigências de confiabilidade e disponibilidade do mundo moderno, face a globalização, são de tal ordem que exigem dos Gerentes de Manutenção e Operação responsabilidades que só podem ser realizadas com processos adequados de gestão.”.

Como mencionado anteriormente, o sistema de linhas de transmissão é extremamente complexo e composto de diversos equipamentos e componentes em série que, caso apenas um incorra em falha, pode acarretar no colapso do sistema em efeito cascata impactando diversas regiões do país, simultaneamente.

Um bom exemplo é a sequencia de eventos de blecaute ocorridos no Brasil. Todos causados por danos aos sistemas de geração ou transmissão. O blecaute ocorrido em 10 de novembro de 2009 onde, segundo o governo, foi causado pela associação de descargas atmosféricas e chuva intensa que levaram três linhas de transmissão de 765 kV a falha.

Ao todo, quase 90 milhões de pessoas ficaram sem energia, quatro Estados do Brasil ficaram completamente sem fornecimento e outros 14 Estados ficaram parcialmente afetados. Além disso, o Paraguai teve 90% de seu território afetado pelo problema.


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Figura 1 – Mapa de extensão do blecaute de 2009 Fonte: Um sistema de informações geográficas integrado a um banco de dados alimentado por histórico de falhas, defeitos e ordens de serviço com apontamentos de utilização de recursos humanos e materiais aos objetos técnicos compostos pelas estruturas e vãos de cabos, permite que seja gerada uma infinidade de relatórios para balizar as decisões quanto ao estudo e intervenções para melhoria no desempenho das instalações, deslocamento de equipes, distribuição inteligente de estoques de materiais ou até mesmo uma melhor distribuição logística em função das demandas por região.

Neste sentido, a proposta do presente trabalho consiste em aplicar conceitos multidisciplinares de várias áreas da engenharia no desenvolvimento de uma ferramenta CMMS GIS, em ambiente web, a fim de obter auxilio computacional nas tomadas de decisão gerencial da atividade de operação e manutenção de linhas de transmissão de energia através da análise de falhas e defeitos, custos operacionais e controle de cadastro dos ativos patrimoniais.

Não obstante, o sistema tem o objetivo principal de integrar os dados coletados nas atividades de manutenção detectiva, preditiva, preventiva e corretiva, de origem técnica, administrativa e logística, através da alimentação de formulários de inspeção, defeito e falha, e a consequente geração de ordens de serviços, que quantificarão os dados de manutenção referentes a custo de mão de obra aplicada, tempos de execução e deslocamento, custo de material ou sobressalente, custos de alienação e receita perdida.

Os dados inseridos no sistema serão tratados automaticamente com o auxílio de expressões adotadas nos conceitos de manutenção e modeladas no sistema computacional, visando à geração de relatórios que traduzam o histórico de manutenção em informações válidas que permitam a fácil interpretação de ocorrências para a tomada de decisão gerencial, além da ênfase em resultados críticos.

Historicamente, a maioria dos defeitos apontados em linhas de transmissão é originada por problemas de projeto ou agentes externos, geralmente relacionados às solicitações mecânicas em função de ventos de tormenta, sistemas de aterramento insuficientes, queimadas, abalroamento ou vandalismo. De fato, cada região possui sua especificidade quanto os defeitos. A análise desses dados permite a classificação das características de operação de cada empreendimento e auxilia no gerenciamento dos ativos.


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2.2 Manutenção centrada na confiabilidade - MCC Manutenção Centrada na Confiabilidade (RCM – Reliability Centred Maintenance) é a

aplicação de um método estruturado para estabelecer a melhor estratégia de manutenção para um dado sistema ou equipamento.

Esta ferramenta de manutenção funciona identificando a funcionalidade ou desempenho requerido pelo equipamento no seu contexto operacional, identifica os modos de falha e as causas prováveis e então detalha os efeitos e consequências da falha.

Isto permite avaliar a criticidade das falhas e as consequências significantes que afetam a segurança, a disponibilidade ou custo.

As estratégias de manutenção em vez de serem aplicadas independentemente, são integradas para tirarmos vantagens de seus pontos fortes de modo a otimizar a operacionalidade e eficiência da instalação e dos equipamentos, enquanto minimizamos o custo do ciclo de vida.

Basicamente, as seguintes ferramentas e áreas de conhecimento são empregadas para desempenhar a análise da RCM.

• FMEA / FMECA (Modos de Falha e Análise dos Efeitos / Modos de Falha, Efeito e Análise da Criticidade); • Fluxo do Diagrama de Decisão da RCM; • Projeto, engenharia e conhecimento operacional do equipamento; • Técnicas de monitoramento da condição; • Tomada de decisão com base no risco, isto é: a frequência e consequência de uma falha em termos do impacto sobre a segurança, ambiente e operações.

Figura 2 – Processo de implementação de manutenção centrada na confiabilidade Fonte: Acervo próprio 2.3 Considerações sobre o método de classificação de risco (RPN)

O risco de cada causa de modo de falha é avaliado por meio do RPN (Risk Priority Number) assim como as tarefas detectivas e preventivas que estão sendo, ou já foram realizadas, ambas relacionadas no plano de manutenção.

Com a definição do índice mínimo do RPN, podemos definir as atividades prioritários em função da criticidade das causas de modo de falhas.


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Para estas causas, são verificadas as possibilidades de utilização de tarefas de manutenção detectiva ou preventiva que permitam mitigar os riscos relacionados ao equipamento.

Por fim, são tomadas ações corretivas com o intuito de diminuir os riscos existentes. Assim, geramos o aumento da confiabilidade.

São apresentadas abaixo as telas do sistema relacionadas ao cadastro e manutenção dos dados de RPN e outros associados ao módulo de MCC.

Tabelas de índices de detecção...do RPN do TLPM

Figura 3 – Tabela de índices para RPN Fonte: www.tlpm.com.br

O formulário abaixo está integrado às tabelas de equipamentos de linha de transmissão,

garantindo a informação de risco de falha vinculado diretamente aos defeitos cadastrados no histórico.

Tabela do FMECA do TLPM

Figura 4 – Tabela de FMECA Fonte: www.tlpm.com.br

2.3 Indicadores de manutenção adotados

Considerando os dados passíveis de geração de informação, são determinados no sistema os indicadores que vão compor os relatórios de manutenção e auxiliarão no balizamento e tomada de decisão nas atividades diárias, além de permitir o ajuste preciso dos planos de manutenção. Entre os indicadores utilizados, descrevemos os seguintes:

2.3.1 Aplicados na gestão de falhas e defeitos

2.3.1.1 Tempo médio entre falhas

Relação entre o produto do número de itens por seus tempos de operação e o número

total de falhas detectadas nos itens no período observado.

(1)

Onde: NOIT – Número de itens. HROP – Tempo de operação. NTMC – Número total de falhas detectadas no período observado. 2.3.1.2 Tempo médio para reparo

Relação entre tempo total de intervenções corretivas em um conjunto de itens com falha

e o número total de falhas detectadas no período observado.

(2)


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Onde: HTMC – Tempo total de intervenções corretivas em um conjunto de itens em falha. NTMC - Número de falhas detectadas no período observado. 2.3.1.3 Tempo médio para falhar

Relação entre o tempo total de operação de um conjunto de itens que não sofrem reparo

e o número total de falhas detectadas nestes itens no período observado.

(3)

Onde: HROP – Tempo de operação. NTMC – Número total de falhas detectadas no período observado.

2.3.1.4 Tempo médio entre manutenções preventivas

Relação entre o produto do número de itens por seus tempos de operação, em relação ao

número total de intervenções programadas no período observado.

(4)

Onde: NOIT – Número de itens. HROP – Tempo de operação. NTMC – Número total de intervenções programadas no período observado.

2.3.1.5 Tempo médio para manutenções preventivas

Relação entre o tempo total de operações de um conjunto de itens e o número total de

intervenções preventivas efetuadas nestes itens, no período considerado.

(5)

Onde: HTMP – Tempo total de operação de um conjunto de itens. NTMC – Número total de intervenções programadas no período observado.

2.3.1.6 Disponibilidade do equipamento

Relação entre a diferença do número de dias do período considerado vezes 24 horas por

dia para cada item e o total de horas de manutenção nestes itens e o número de horas calendário no período considerado.


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(6)

Onde: HCAL - Número de dias do período considerado vezes 24 horas por dia para cada item. HRMN - Total de horas de manutenção nestes itens.

2.3.1.7 Confiabilidade

Relação entre o tempo médio entre falhas e o somatório do tempo médio para reparos e

o tempo médio entre falhas.

(7)

Onde: TMEF – Tempo médio entre falhas TMPR – Tempo médio para reparo

2.3.2 Aplicados na gestão de custos

2.3.2.1 Custo da manutenção por RAP

Relação entre o custo total da manutenção e a receita anual permitida do sistema.

(8) Onde: CTMN – Custo total da manutenção. RAP – Receita anual permitida.

2.3.2.2 Custo de uma hora de manutenção

Relação entre o custo de mão de obra de manutenção e os homens hora gastos em

ordens de serviço.

(9)

Onde: CMOM – Custo de mão de obra de manutenção HHOS – Homens hora gastos em ordens de serviço.

2.3.2.3 Sobressalentes por custo de manutenção Relação entre o capital imobilizado em sobressalentes e os custos totais de manutenção.


8

(10)

Onde: CISB – Capital imobilizado em sobressalentes CTMN – Custos totais de manutenção.

2.3.2.4 Custo relativo com pessoal próprio

Relação entre os gastos com mão de obra própria e o custo total da área de manutenção

no período considerado.

(11)

Onde: CMOP – Gastos com mão de obra própria. CTMN – Custo total da área de manutenção.

2.3.2.5 Custo relativo com material

Relação entre os gastos com material e o custo total da área de manutenção no período

considerado.

(12)

Onde: CMOP – Gastos com material. CTMN – Custo total da área de manutenção. 2.3.3 Aplicados na gestão de recursos

2.3.3.1 Trabalho em manutenção preventiva

Relação entre Homens hora gastos em trabalhos programados e os Homens hora

disponíveis.

(13)

Onde: HHMP – Homens hora gastos em trabalhos programados. HHDP – Homens hora disponíveis 2.3.3.2 Trabalho em manutenção corretiva

Relação entre Homens hora gastos em reparos corretivos e os Homens hora disponíveis.


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(14) Onde: HHMP – Homens hora gastos em reparos corretivos. HHDP – Homens hora disponíveis 2.4 O sistema integrado

O sistema foi desenvolvido para operar em ambiente web utilizando linguagens de

programação e aplicações consagradas no mercado de software livre. O acesso remoto, além permitir a utilização do sistema em qualquer equipamento que

possua um browser, garante que os dados estáticos e dinâmicos sejam acessados por uma fonte única, mantendo a unicidade, interoperabilidade e segurança da informação.

Entre as linguagens adotadas, foram utilizados os padrões PHP e HTML e as linguagens JAVASCRIPT e MAPSCRIPT para a geração dos mecanismos CRUD nos mapas temáticos.

O sistema de informações geográficas foi adaptado do i3geo, aplicação de código aberto desenvolvida pelo Ministério de Meio Ambiente, baseada em mapserver com diversos recursos.

O sistema gerenciador de banco de dados adotado foi o Postgresql com o módulo espacial Postgis. A modelagem do banco de dados envolveu quatro esquemas diferentes para organizar as tuplas de dados geográficos, do sistema de gestão de ativos propriamente dito, o manual de controle patrimonial do setor elétrico conforme a Resolução 367 da ANEEL, e tabelas administrativas/suporte.

Inserir organização do servidor em caixas

Figura 5 – Organização de servidores e aplicações do sistema Fonte: Acervo próprio

Foram criadas e alimentadas xxx tabelas com dados de diversas origens, entre bases

cartográficas, dados do setor elétrico, inventários, empresas, sobressalentes, recursos humanos, entre outras.

Foram concebidas as telas de acesso aos mapas e aos formulários eletrônicos para alimentação de registros de falhas e defeitos em linhas de transmissão que, juntamente com outros dados, permitirão obter os indicadores de manutenção necessários à tomada de decisão, através dos relatórios de manutenção.

A tela principal permite a conexão do usuário ao sistema, através de senha criptografada. Ainda nesta tela, o sistema identifica o usuário e apresenta a evolução dos projetos de investimento nos quais existe participação.

A barra superior do sistema apresenta as aplicações que compõem o sistema integrado.

Imagem do cabeçalho do TLPM

Figura 6 – Cabeçalho do sistema TLPM Fonte: www.tlpm.com.br


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O sistema foi desenhado com 11 módulos notoriamente vinculados à gestão de ativos tipicamente aplicada à operação e manutenção de uma transmissora de energia. São elas:

• SIG (Sistema de Informações Geográficas) – Módulo aplicado com base no framework do I3GEO, desenvolvido pelo Ministério do Meio Ambiente e adaptado para atender o modelo de ativos físicos das transmissoras de energia. • PAT (Portfólio de Ativos da Transmissão) – Módulo que gerencia a criação, atualização e deleção de dados de cadastro dos ativos; • ACVA (Atividades do Ciclo de Vida do Ativo) – Módulo que gerencia a criação, atualização e deleção de dados de manutenção dos ativos, entre eles a geração de notas de defeito e inspeção, a atribuição de ordens de serviço, vinculo de defeitos, falhas, mão de obra, recursos, etc.; • L&SC (Logistica e Cadeia de Suprimentos) – Módulo que gerencia os dados de almoxarifado, localização de depósitos, materiais, custos, controle de ferramentas, ensaios e aferições e dados de fabricantes; • Projetos (Gerenciamento de Projetos) – Módulo aplicado com base no sistema dotProject, para o gerenciamento de projetos de ampliações e reforços do sistema elétrico, desenvolvido em código aberto e disponibilizado para utilização irrestrita e alteração de código fonte; • GREC (Gerenciamento de Recursos) – Módulo que gerencia os recursos humanos, setores, treinamentos, funções, matriz de responsabilidades e competências; • GRISCO (Gerenciamento de Risco) – Módulo que cadastra e gerencia as ferramentas de análise e tomada de decisão no que tange ao risco de falha inerente aos defeitos identificados. Esta ferramenta gera a matriz FMECA – Failure Mode, Effect and Criticity Analysis, e aplica pesos de risco aos equipamentos cadastrados, sujeitos à manutenção; • Operação– Módulo que gerencia o Registro Diário da Operação (RDO), solicitações de intervenções em equipamentos, eventos de rotina e pendências; • Relatórios – Módulo de análise dos indicadores de manutenção. Entre os relatórios disponíveis estão: - Indicadores de performance de RAP (Receita Anual Permitida) - Indicadores de TMEF (Tempo Médio entre Falhas) - Relatórios de Confiabilidade por FMECA e risco inerente - Estatística de Causa e Componentes por Concessão - Estatística de Causa e Componente por estrutura - Relação de Criticidade - Relatório de equipamentos por município - Municípios abrangidos - Propriedades Básicas; - Percentual de comprimento de LT por concessão; - Percentual de estruturas por modelo. • SESMT – Módulo que gerencia informações de ASO (Atestado de Saúde Ocupacional) dos empregados e Entregas de EPI; • SGA (Sistema de Gestão Ambiental)– Módulo que gerencia as condicionantes de licença de operação e demais exigências vinculadas aos órgãos ambientais.

2.5 A linha de transmissão aplicada

A LT 500 kV Ribeirão Preto - Marimbondo interliga os municípios de Ribeirão Preto, no Estado de São Paulo, e Fronteira, em Minas Gerais. A LT possui comprimento aproximado


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de 199 quilômetros em circuito simples com 84% das estruturas do tipo estaiada, destas 73% do tipo V e 27% do tipo Crossrope.

Este trabalho foi desenvolvido e testado com os dados de manutenção da LT 500 kV Ribeirão Preto – Marimbondo, em virtude de sua simplicidade e pela variação nos tipos de estrutura entre autoportantes e estaiadas, já que o modelo e as fórmulas utilizadas na aplicação são clássicas na função manutenção e não variam com a complexidade do empreendimento.

Figura 7 – Diretriz da LT 500 kV Ribeirão Preto – Marimbondo Fonte: www.tlpm.com.br 3 RESULTADOS 3.1 Os dados construtivos

A ferramenta SIG por si só já fornece sem maiores manobras as informações

construtivas de cada equipamento. Bastando selecionar o objeto desejado, uma caixa de diálogo fornece todas as informações modeladas de cada equipamento, e também de outros que estejam contidos na mesma área.

Imagem de gráfico interativo i3Geo – modelo de torre

Figura 8 – Diretriz da LT 500 kV Ribeirão Preto – Marimbondo Fonte: www.tlpm.com.br

3.2 os dados básicos de manutenção

Usando os mesmos recursos de consulta estatística, o usuário pode analisar dados de

defeito e falhas para cada equipamento, bem como para uma região de influência.

Imagem de gráfico interativo i3Geo – defeito Figura 6 – Diretriz da LT 500 kV Ribeirão Preto – Marimbondo Fonte:

3.3 Dados de risco relacionado ao FMECA


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O sistema possui mecanismos de classificação de risco baseados no modelo FMECA, onde é gerado o apontamento dinâmico de RPN para cada equipamento que possua notas de defeito lançadas.

Esta classificação foi definida em três cores conforme abaixo: Verde – Equipamento não possui baixo risco de falha e baixo ou nenhum impacto sobe

o meio ambiente. Amarelo – Equipamento com risco de falha moderado e possível impacto ao meio

ambiente. Vermelho – Equipamento com alto risco de falha, com prioridade de atendimento, e alto

risco ao meio ambiente.

Imagem de mapa de defeitos por RPN Figura 7 – Mapa geográfico com classificação de risco Fonte:www.tlpm.com.br

3.4 Os relatórios de manutenção

A alimentação de risco inerente de cada equipamento da linha, por si só já permite gerar gráficos que podem auxiliar gestores na tomada de decisão quanto a distribuição dos investimentos relativos a atividade de manutenção. O risco inerente do equipamento nada mais é que aquele vinculado ao meio onde o equipamento interage. Podemos exemplificar o vandalismo como um risco inerente de uma determinada torre de transmissão.

A instalação de dispositivos antivandalismo e isoladores especiais podem reduzir o risco inerente do equipamento e, consequentemente, reduzir o peso do risco vinculado ao defeito.

A imagem abaixo demonstra claramente o trecho critico para o risco relacionado a prática de queimada. O trecho com menor risco fica instalado em uma área de plantio de laranjas, enquanto o trecho de maior risco está implantado em uma região de canavial, mais sujeito a queimadas.

Gráfico de risco inerente por queimada

Figura 8 – Gráfico de risco inerente por queimada para a LT 500 kV RPT - MAR Fonte: www.tlpm.com.br

4 CONCLUSÕES

Este projeto demonstra o desenvolvimento de uma aplicação SIG integrada a um sistema de cadastro de dados operacionais, gerado na atividade de manutenção de linhas de transmissão de energia, em ambiente web baseado em aplicações de código aberto.

Com a alimentação continuada do banco de dados através das notificações de defeitos e a consequente geração de ordens de serviço para intervenção da manutenção, é possível obter relatórios espaciais a partir do histórico de falhas e defeitos e custos de manutenção apontados a qualquer objeto geográfico, residente na aplicação.

A possibilidade de visualização espacial permite ao gestor, tomar decisões a cerca da periodicidade das atividades envolvidas, definindo o planejamento da manutenção de forma singular e incisiva a partir das características geográficas e sociais de localização dos equipamentos.

Futuramente, a aplicação permitirá a interpretação automática das características de localização e defeito dos equipamentos, gerando, a partir de modelos de conhecimento humano, o apontamento automático das causas.


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Esta aplicação compõe então, um sistema de tomadas de decisão gerencial, a partir da geração de consultas de informações referenciadas geograficamente.

Como principal benefício, destaca-se a possibilidade do controle gerencial das demandas de manutenção e materiais, que poderão ser identificadas pelo sistema de forma temporal, em função de condições sociais, climáticas ou geográficas, permitindo também, identificar possíveis falhas de projeto eletromecânico quanto às características de blindagem contra descargas atmosféricas.

Além disso, a Agência Nacional de Energia Elétrica exige das concessionárias, desde junho de 2009, o cadastro de controle patrimonial de equipamentos de investimento, de forma georreferenciada.

Esta aplicação permite, entre suas características básicas, a visualização espacial dos equipamentos cadastrados e seus atributos, em ambiente web. REFERÊNCIAS TAVARES, Lourival; CALIXTO, Marco e POYDO, Paulo Roberto. Manutenção centrada no negócio, Novo Polo Publicações, Rio de Janeiro, 2005. TAVARES, Lourival. Administração Moderna da Manutenção, Rio de Janeiro, 1999. Disponível na Internet < http://www.mantenimientomundial.com/sites/libro/Lourival/port/>. Acesso em 05/04/2013. SEIXAS, Eduardo de Santana. Manutenção Centrada na Confiabilidade - Estabelecendo a Política de Manutenção com Base nos Mecanismos de Falha dos Equipamentos, Rio de Janeiro, 1999. Disponível na Internet < >. Acesso em 10/05/2013. BRANDÃO, D. C.. Plano Anual de Operação Energética – PEN 2011 – Relatório Executivo, Volume 1, Rio de Janeiro, 2011. Disponível na Internet <http://www.ons.org.br/download/avaliacao_condicao/operacao_energetica/PEN_2011_VOL1_RELATORIO_EXECUTIVO.pdf> Acesso em 08/04/2012.

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