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MARIA PATRÍCIA BALDESSAR ESTUDO PARA A IMPLANTAÇÃO DE UM PLANO DE MANUTENÇÃO PREVENTIVA NOS TRANSFORMADORES DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO ELÉTRICA – CELESC – JOINVILLE JOINVILLE – SC 2006 UNIVERSIDADE DO ESTADO DE SANTA CATARINA – UDESC CENTRO DE CIÊNCIAS TECNOLÓGICAS – CCT DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA DE PRODUÇÃO E SISTEMAS MARIA PATRÍCIA BALDESSAR ESTUDO PARA A IMPLANTAÇÃO DE UM PLANO DE MANUTENÇÃO PREVENTIVA NOS TRANSFORMADORES DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO ELÉTRICA – CELESC – JOINVILLE Trabalho de Conclusão de Curso apresentado à Universidade do Estado de Santa Catarina – UDESC – como requisito para obtenção do título de Bacharel em Engenharia de Produção e Sistemas. Orientador: Dr. Régis Kovacs Scalice JOINVILLE, SC 2006 MARIA PATRÍCIA BALDESSAR ESTUDO PARA A IMPLANTAÇÃO DE UM PLANO DE MANUTENÇÃO PREVENTIVA NOS TRANSFORMADORES DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO ELÉTRICA – CELESC – JOINVILLE Trabalho de Conclusão de Curso aprovado como requisito para obtenção do título de Bacharel no curso de graduação em Engenharia de Produção e Sistemas da Universidade do Estado de Santa Catarina – UDESC. Banca Examinadora: Orientador: ___________________________________________ Régis Kovacs Scalice, Dr. Universidade do Estado de Santa Catarina – UDESC Membros: ___________________________________________ Ailton Barbosa, Msc. Universidade do Estado de Santa Catarina – UDESC ___________________________________________ Rogério Simões, Msc. Universidade do Estado de Santa Catarina – UDESC Joinville, 30/11/2006 Ao amigo Dilvo, que caminha por campos onde os bons permanecem eternamente... AGRADECIMENTOS Este trabalho só foi possível devido a contribuição e o incentivo de algumas pessoas: Ao prof. Dr. Régis Kovacs Scalice pela disposição e interesse durante a orientação. Aos funcionários do Departamento de Manutenção da Distribuição da CELESC de Joinville. A Boaventura Debona Neto e ao eng. Caitano Baldessar pelo incentivo na realização deste. Aos meus pais Aderci e Antídio Baldessar, pelo apoio incondicional. Aos meus irmãos Fernanda e Júnior, que além de irmãos são grandes amigos, e ao meu cunhado Rodrigo que de amigo é hoje considerado um irmão. Aos amigos, presentes ou não, entre eles Marcel pela paciência de ouvir todas as revisões deste, e Marciana por todas as dificuldades superadas. E agradeço especialmente a Eduarda Baldessar, pois sem sua presença, nada disso seria possível. “Não basta ensinar ao homem uma especialidade. Porque se tornará assim uma máquina utilizável, mas não uma personalidade. É necessário que adquira um sentimento, um senso prático daquilo que vale a pena ser empreendido, daquilo que é belo e moralmente correto.” Albert Einstein RESUMO Uma das grandes preocupações da CELESC é a falha no abastecimento de energia elétrica de seus consumidores, sendo que esta pode resultar de diversos fatores que vão desde adversidades meteorológicas severas até o simples rompimento de um condutor. Baseado nisto apresenta-se aqui um estudo, que visa propor estratégias para o aumento da vida útil e a melhoria do funcionamento dos transformadores da rede elétrica, viabilizada por técnicas de manutenção e por ferramentas de melhoria aplicáveis à mesma. Assim foram realizadas análises dos tipos e modos das falhas através das ferramentas FMEA e FTA, que evidenciaram a falta de um controle das condições físicas e operacionais do transformador. Com esta pesquisa foi possível constatar também a falta de métodos específicos para a atividade de manutenção, que resulta em procedimentos mal estruturados e sem estimativas de eficiência. Finalizando o trabalho são propostas sugestões que visam fomentar a eficácia nas atividades de manutenção, como a padronização do sistema de vistoria, o treinamento de funcionários especializados e a criação de um roteiro específico para estas atividades, evitando que informações importantes passem despercebidas durante as inspeções. A excelência empresarial só é possível através do encadeamento de atividades bem realizadas, que no estudo em questão vai desde a segurança durante o trabalho do eletricista até a iluminação que permite a leitura deste texto. PALAVRAS-CHAVE: Falha. Manutenção. Estratégia LISTA DE ILUSTRAÇÕES Figura 1 – Relação de custos...............................................................................20 Figura 2 – Manutenção Preventiva.......................................................................24 Figura 3 – Manutenção Preditiva..........................................................................26 Figura 4 – Curva típica de Falha..........................................................................28 Figura 5 – Taxa de falha dependente do tempo de uso.......................................29 Figura 6 – Formulário FMEA................................................................................34 Figura 7 – Sintaxe utilizada na FTA.....................................................................39 Figura 8 – Transformador.....................................................................................44 Figura 9 – Fluxograma da manutenção................................................................50 Figura 10 – Gráfico das causas de falhas............................................................54 Figura 11 – Transformador avariado passivo de recuperação.............................55 Figura 12 – Núcleo de um transformador queimado por sobrecarga...................55 Figura 13 – Quantidade queimada no 1° semestre de 2005.................................57 Figura 14 – FMEA dos componentes externos do transformador........................61 Figura 15 – FTA simplificada da queima de um transformador............................63 Figura 16 – Formulário sugestão para coleta de dados durante a vistoria...........65 Figura 17 – Viabilidade da contratação da equipe ...............................................69 LISTA DE TABELAS Tabela 1 – Índices para a avaliação de riscos......................................................37 Tabela 2 – Comparação entre FTA e FMEA.........................................................40 Tabela 3 – Valores estimados para custos de reparo e equipe ...........................68 LISTA DE ABREVIATURAS BRM – Boletim de Requisição de Material CELESC – Centrais Elétricas de Santa Catarina S.A DMD – Departamento de Manutenção da Distribuição FMEA – Failure Model and Effecy Analysis - Análise do Tipo e Efeito de Falhas FTA – Fault Tree Analysis - Análise da Árvore de Falha OS – Ordem de Serviço RA – Reposição Automática SUMÁRIO 1. INTRODUÇÃO.................................................................................................12 1.1 APRESENTAÇÃO DO TEMA ........................................................................13 1.2 OBJETIVO GERAL........................................................................................13 1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS..........................................................................13 1.4 O PROBLEMA................................................................................................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
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