TCC - ESTUDO PARA A IMPLANTAÇÃO DE UM PLANO DE MANUTENÇÃO

Prévia do material em texto

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................................................................................................141.5 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 DOTRABALHO 
 
 
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 maisbarato, 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 programade 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 evitarparalisações; 
 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 maisdo 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 
 60 
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 transformadoradiando 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. 
 
 66 
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. 
 
 67 
 
 
 
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. 
 
 
 68 
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 
 
 69 
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
st
o
 
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