Projeto HIDRA — PCM ENGIE Brasil

01

Introdução ao PCM

O Planejamento e Controle de Manutenção (PCM) é o sistema de gestão que garante que toda atividade de manutenção seja executada de forma planejada, segura e rastreável — minimizando indisponibilidades forçadas, controlando custos e assegurando conformidade regulatória com ANEEL e ONS.

Nas usinas hidrelétricas da ENGIE Brasil, o PCM não é apenas uma ferramenta administrativa: é o sistema central que conecta planejamento técnico, operação, suprimentos, segurança e resultado financeiro. Uma hora de indisponibilidade forçada em Jaguara representa aproximadamente R$ 140.000 ⓘ Como é calculado

em geração não realizada. Ver tabela de sensibilidade ↓

Capacidade Miranda

408 MW

3 turbinas Francis

Capacidade Jaguara

424 MW

4 turbinas Francis

Total Geração

832 MW

7 unidades geradoras

Disponibilidade Meta

98,5%

≤ 1,5%

ENGIE Brasil

11.266 MW

145 plantas / B3: EGIE3

Idade Jaguara

~55 anos

Comissionada em 1971

Sensibilidade do Custo/hora × PLD — Submercado SE/CO

O custo real de 1h de indisponibilidade forçada varia conforme o PLD vigente. Fonte: CCEE Infomercado.

Cenário PLD	PLD (R$/MWh)	Jaguara (424 MW)	Miranda (408 MW)
Piso — período úmido	R$ 70	~R$ 29.700/h	~R$ 28.600/h
Médio úmido (nov–abr)	R$ 150	~R$ 63.600/h	~R$ 61.200/h
⭐ Referência doc	R$ 330	~R$ 140.000/h	~R$ 135.000/h
Seco moderado (mai–out)	R$ 450	~R$ 190.800/h	~R$ 183.600/h
Teto — escassez hídrica	R$ 603	~R$ 255.500/h	~R$ 245.900/h

* Potência instalada × PLD × 1h. Impacto real pode ser menor via MREⓘMecanismo de Realocação de Energia

Sistema que redistribui energia gerada entre usinas do . Usinas acima da Garantia Física "vendem" excedente para as abaixo.

e contratos . Norma: ANEEL RN 614/2014 + ONS Módulo 14.

⚡

Meta ENGIE Brasil — Disponibilidade 99,5%

A ENGIE Brasil registra disponibilidade média de 99,5% em suas usinas hidrelétricas, resultado de programas de manutenção preditiva e gestão proativa. O PCM estruturado é o principal habilitador deste resultado.

Pilares do PCM Hidrelétrico

🔧 Planejamento

Definição de planos de manutenção preventiva e preditiva baseados em criticidade dos equipamentos ().

📋 Programação

Emissão semanal de Ordens de Serviço com materiais, ferramental, HH e requisitos de segurança completos.

📊 Controle

Medição contínua de KPIs (TEIF, , , ), backlog e cumprimento do plano para decisões gerenciais.

02

UHE Miranda & UHE Jaguara

As duas usinas apresentam características técnicas e desafios de manutenção distintos, exigindo abordagens complementares no PCM.

UHE Miranda

408 MW

RioRio Araguari (MG)

Comissionamento1998

Unidades Geradoras3 × Francis

Potência por UG136 MW

Idade aproximada~28 anos

Status equipamentosBom estado geral

UHE Jaguara

424 MW

RioRio Grande (MG/SP)

Comissionamento1971

Unidades Geradoras4 × Francis

Potência por UG106 MW

Idade aproximada~55 anos

Status equipamentosFrota envelhecida

Característica	UHE Miranda	UHE Jaguara
Desafio principal	Manter programa preventivo rigoroso para frota em meia-vida	Gerir degradação acelerada de frota com 50+ anos
Prioridade preditiva	Vibração, análise de óleo, DGAⓘDissolved Gas Analysis — Análise de Gases Dissolvidos Triângulo de Duval: CH₄%, C₂H₄%, C₂H₂% → 7 zonas de diagnóstico Análise dos gases dissolvidos no óleo do transformador para detectar falhas internas antes que se tornem catastróficas. Acetileno (C₂H₂) é crítico — indica arco elétrico. Qualquer detecção exige ação imediata.Frequência recomendada: semestral (rotina). Imediata se acetileno detectado. Fonte: IEC 60599 + IEEE C57.104 — limites de referência transformadores	DGA intensificado, análise isolamento, vida útil de metais
Overhaul	Ciclo 8-10 anos	Ciclo 6-8 anos (maior desgaste)
Risco principal	Cavitação em runners (zona de operação Araguari)	Falhas de isolamento, desgaste acelerado de escoras
Equipe execução	3 mecânicos + 3 elétricos + 2 chefes + 1 volante	4 mecânicos + 4 elétricos + 2 chefes + 1 volante
Janela de paradas	Julho–Setembro (período seco)	Julho–Setembro (período seco)

⚠️

Jaguara — Frota com 55 Anos Exige PCM Reforçado

Equipamentos instalados em 1971 operam em condição de desgaste avançado. O PCM deve ser especialmente rigoroso com manutenção preditiva intensificada, rastreabilidade de condição e planejamento de overhaul com antecedência mínima de 6 meses.

03

Contexto ENGIE Brasil

A ENGIE Brasil S.A. (antiga Tractebel Energia) é listada na B3 sob o código EGIE3 e é a maior geradora privada de energia do Brasil. Em março de 2026, opera 145 plantas com 11.266 MW de capacidade instalada.

Cap. Hidro ENGIE BR

10.402 MW

11 usinas hidrelétricas

Hidro Brasil 2025

~110 GW

Matriz energética

Disponibilidade

99,5%

Usinas hidro ENGIE

UHE Jirau

3.750 MW

Rio Madeira (ESBR)

Principais Usinas ENGIE Brasil

Usina	Capacidade	Rio	Estado
UHE Jirau	3.750 MW	Rio Madeira	RO
UHE Salto Santiago	1.420 MW	Rio Iguaçu	PR
UHE Machadinho	1.140 MW	Rio Pelotas	SC/RS
UHE Estreito	1.087 MW	Rio Tocantins	MA/TO
UHE Salto Osório	1.078 MW	Rio Iguaçu	PR
UHE Cana Brava	450 MW	Rio Tocantins	GO
UHE Jaguara	424 MW	Rio Grande	MG/SP
UHE Miranda	408 MW	Rio Araguari	MG
UHE São Salvador	243 MW	Rio Tocantins	TO/GO
UHE Passo Fundo	226 MW	Rio Passo Fundo	RS
UHE Ponte de Pedra	176 MW	Rio Correntes	MT/MS

Agentes Regulatórios

ANEEL

Agência Nacional de Energia Elétrica. Define indicadores de desempenho (, ), aprova tarifas e aplica penalidades por descumprimento de disponibilidade contratual via .

ONS

Operador Nacional do Sistema. Coordena o despacho via Merit Order, define programações de geração e exige notificação com 10 dias de antecedência para paradas programadas (Submódulo 6.3).

CCEE

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. Opera o mercado spot (), contabiliza energia e apura penalidades por descumprimento de contratos de longo prazo (CCEAR).

ANA / IBAMA

Agência Nacional de Águas (segurança de barragem — Lei 12.334/2010) e licenciamento ambiental. Exigem PSB (Plano de Segurança de Barragem) e monitoramento de piezômetros/drenos.

📋

= TEIF + TEIP (RN ANEEL 1.059/2023)

O Fator de Indisponibilidade Declarada (FID) é calculado como rolling médio dos últimos 60 meses. Ultrapassar o FID contratual resulta em penalidades financeiras no CCEAR e possível descredenciamento como agente de geração no SIN.

04

Estrutura da Equipe PCM

O diagnóstico inicial revelou que a equipe atual é composta apenas por funções de execução, sem camada de planejamento. A ausência de planejadores resulta em manutenção predominantemente reativa, sem KPIs, sem controle de backlog e sem programação formal.

Situação Atual (Apenas Execução)

Função	Miranda	Jaguara	Total
Eletricistas	3	4	7 + 1 volante = 8
Mecânicos	3	4	7 + 1 volante = 8
Chefe Elétrica	1	1	2
Chefe Mecânica	1	1	2
Total execução			19

🚨

GAPs Identificados — Sem Estrutura de Planejamento

Manutenção predominantemente reativa · Sem KPIs formais (TEIFⓘTaxa de Indisponibilidade Forçada

Percentual do tempo em que a usina ficou indisponível por falhas não planejadas.

, não medidos) · não quantificado · Sem planos preventivos documentados · Sobressalentes gerenciados informalmente · Sem programação semanal formal.

Estrutura Proposta PCM

Cargo	Qtd	Fase	Principais Responsabilidades
Coordenador PCM	1	Fase 1	Gestão do sistema PCM, KPIs, interface com Gerência e ONS/ANEEL
Planejador Mecânico	1	Fase 1	Elaboração de OS mecânicas, planos preventivos, gestão de materiais mecânicos
Planejador Elétrico	1	Fase 1	Elaboração de OS elétricas, ensaios, planos preditivos, DGAⓘDissolved Gas Analysis — Análise de Gases Dissolvidos Triângulo de Duval: CH₄%, C₂H₄%, C₂H₂% → 7 zonas de diagnóstico Análise dos gases dissolvidos no óleo do transformador para detectar falhas internas antes que se tornem catastróficas. Acetileno (C₂H₂) é crítico — indica arco elétrico. Qualquer detecção exige ação imediata.Frequência recomendada: semestral (rotina). Imediata se acetileno detectado. Fonte: IEC 60599 + IEEE C57.104 — limites de referência
Programador	1	Fase 1	Programação semanal, CMMS, controle de backlog, relatórios de CPⓘCumprimento do Plano CP = (OS executadas no prazo / OS programadas) × 100 Indica a disciplina do planejamento: quantas OS programadas foram realmente executadas no prazo previsto. Meta típica: CP ≥ 90%.CP < 85% indica problema sistêmico: falta de material, equipe subdimensionada ou planejamento irrealista.Calcular separadamente para preventivas e preditivas. Fonte: Indicador interno PCM — calculado no CMMS
Analista de Confiabilidade	1	Fase 2	RCMⓘReliability Centered Maintenance Define estratégia ideal por modo de falha (preventiva / preditiva / corretiva / nenhuma) Metodologia que responde 7 perguntas estruturadas sobre função, falha, efeito e criticidade de cada equipamento. Baseado nas 7 perguntas RCM (Nowlan & Heap, 1978 / SAE JA1011).Aplicação completa pode levar meses — priorizar equipamentos Criticidade A. Fonte: SAE JA1011 / IEC 60300-3-11 / ABNT NBR 5462 , FMEAⓘFailure Mode and Effects Analysis NPRⓘNúmero de Prioridade de Risco NPR = Severidade × Ocorrência × Detecção (1–10 cada; máx = 1.000) Indicador FMEA que prioriza modos de falha para ação corretiva. Quanto maior o NPR, maior o risco. NPR > 200: ação imediata. 100–200: monitorar. < 100: aceitável.Severidade 10 (risco à vida) deve ser tratada independente dos outros fatores. Fonte: IEC 60812 / AIAG-VDA FMEA Handbook = Severidade × Ocorrência × Detecção (escala 1–10 cada) Análise sistemática dos modos de falha e seus efeitos. Prioriza ações pelo Número de Prioridade de Risco (NPR). NPR > 200 exige ação imediata.FMECAⓘFailure Mode, Effects and Criticality Analysis Criticalidade = Probabilidade × Severidade × Taxa de falha Extensão do FMEA com análise quantitativa de criticalidade. Exige dados históricos de taxas de falha. Padrão para equipamentos de segurança crítica. Fonte: MIL-STD-1629A / IEC 60812 é a extensão com análise quantitativa de criticalidade. Fonte: IEC 60812 / MIL-STD-1629A , análise de falhas, preditiva avançada, Digital Twins

📊

Benchmark — Razão Planejador:Executores

Planta madura: 1 planejador para 20-30 executores. Implantação de PCM: 1 para 10-15. Com 24 executores, a proposta de 3 planejadores + 1 programador para Fase 1 é adequada ao estágio inicial e carga esperada.

05

Ciclo de Ordens de Serviço

A Ordem de Serviço (OS) é o documento central do PCM — toda manutenção executada deve ter uma OS aprovada antes do início. O ciclo de 7 etapas garante rastreabilidade completa da demanda à conclusão.

Ciclo Completo de OS — 7 Etapas

Tipos de Ordem de Serviço

Tipo	Sigla	Descrição	Prioridade Típica
Ordem de Manutenção Preventiva	`OMP`	Originada do plano de manutenção preventiva, emitida com antecedência	P3–P4
Ordem de Manutenção Preditiva	`OPD`	Originada de laudo preditivo (DGAⓘDissolved Gas Analysis — Análise de Gases Dissolvidos Triângulo de Duval: CH₄%, C₂H₄%, C₂H₂% → 7 zonas de diagnóstico Análise dos gases dissolvidos no óleo do transformador para detectar falhas internas antes que se tornem catastróficas. Acetileno (C₂H₂) é crítico — indica arco elétrico. Qualquer detecção exige ação imediata.Frequência recomendada: semestral (rotina). Imediata se acetileno detectado. Fonte: IEC 60599 + IEEE C57.104 — limites de referência , vibração, termografia)	P2–P3
Ordem de Manutenção Corretiva	`OMC`	Falha já ocorrida — equipamento fora de operação ou degradado	P1–P2
Ordem de Serviço de Inspeção	`OSI`	Inspeção de rotina para coleta de dados de condição	P4–P5

Tabela de Prioridades

Prioridade	Denominação	Prazo Máximo	Critério
P1	Emergência	Imediato	Risco à segurança humana ou indisponibilidade forçada em andamento
P2	Urgente	24 horas	Equipamento degradado, falha iminente ou impacto à geração
P3	Alta	Esta semana	Impacto à operação se não executado; sobressalente disponível
P4	Normal	Dentro de 30 dias	Preventiva planejada, inspeção de rotina
	P5	Baixa	Dentro de 90 dias	Melhorias, conforto, padronização

06

Ciclo Semanal PCM

O ciclo semanal é o ritmo cardíaco do PCM. Cada dia tem um propósito definido, com a quinta-feira às 14h como pivô — reunião de programação que define o que será executado na semana seguinte.

Ciclo Semanal — Segunda a Sexta

🎯

Regra de Ouro: CP > 85% é sinal de PCM Maduro

O Cumprimento do Plano (CP) mede quantas OS programadas foram efetivamente executadas. Meta conservadora para início de PCM: CP ≥ 80%. Meta para PCM maduro (ano 2+): CP ≥ 90%. Desvio abaixo de 70% por 2 semanas consecutivas exige análise de causa-raiz imediata.

07

KPIs e Métricas

Os KPIs do PCM hidrelétrico se organizam em três camadas: regulatórios (ANEEL/ONS), de confiabilidade (MTBFⓘMean Time Between Failures

Tempo médio entre falhas. MTBF crescente = confiabilidade melhorando.

/) e de desempenho do PCM (, ).

KPI	Fórmula	Meta Ano 1	Meta Ano 2+	Fonte
TEIFⓘTaxa de Indisponibilidade Forçada TEIF = Σ(h_forçadas × pot) / (h_período × pot_total) × 100 Percentual do tempo em que a usina ficou indisponível por falhas não planejadas. Meta ANEEL: TEIF ≤ 1,5%. Descumprimento gera Parcela Variável (PV) — redução de receita.Apurado por unidade geradora (UG) pelo ONS. Fonte: ANEEL RN 614/2014 + ONS Módulo 14 (Submódulo 14.1) ⓘ Taxa de Indisponibilidade Forçada TEIF = Σ(h_forçadas × pot) / (h_período × pot_total) × 100 Mede o tempo em que a usina ficou indisponível por falhas não planejadas. Meta ANEEL: TEIF ≤ 1,5% por usina. Descumprimento gera redução de receita via Parcela Variável (PV). Base normativa: ANEEL RN 614/2014 + ONS Módulo 14 (Submódulo 14.1).	`HIF / HPO × 100`	≤ 2,0%	≤ 1,5%	ANEEL RN 1.059/2023
TEIPⓘTaxa de Indisponibilidade Programada TEIP = Σ(h_programadas × pot) / (h_período × pot_total) × 100 Percentual do tempo em paradas planejadas (preventivas, revisões). TEIP elevado pode indicar bom planejamento. Meta ANEEL: TEIP ≤ 3,0%. Paradas devem ser aprovadas no PMIⓘPrograma Mensal de Intervenções Envio obrigatório ao ONS com antecedência mínima de 10 dias úteis Documento com todas as paradas programadas do mês. Aprovação do ONS é obrigatória antes da execução. Parada não aprovada no PMI pode ser penalizada pelo ONS.ONS pode recusar ou renegociar datas se houver conflito com necessidade do SINⓘSistema Interligado Nacional ~97% da capacidade instalada do Brasil conectada Rede elétrica integrada que conecta geração e consumo em todo o Brasil. Operado pelo ONS. Descredenciamento do SIN é a penalidade máxima por não conformidade regulatória.Usinas conectadas devem seguir os Procedimentos de Rede do ONS. Fonte: ONS — Procedimentos de Rede . Fonte: ONS — Submódulo 6.3 dos Procedimentos de Rede do ONS.Parada que excede prazo aprovado é reclassificada como forçada (impacta TEIF). Fonte: ANEEL RN 614/2014 + ONS Módulo 14 ⓘ Taxa de Indisponibilidade Programada TEIP = Σ(h_programadas × pot) / (h_período × pot_total) × 100 Mede paradas planejadas (manutenção preventiva, revisões). TEIP elevado pode indicar bom planejamento. Meta ANEEL: TEIP ≤ 3,0%. Paradas devem ser aprovadas no PMI do ONS. Parada programada que excede prazo aprovado é reclassificada como forçada (impacta TEIF). Base normativa: ANEEL RN 614/2014 + ONS Módulo 14.	`HIP / HPO × 100`	≤ 4,0%	≤ 3,0%	ANEEL RN 1.059/2023
Disponibilidade	`(HPO - HIF) / HPO × 100`	≥ 97,5%	≥ 98,5%	Contrato CCEARⓘContrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado Penalidade = Desvio_MWh × PLD_vigente Contrato de longo prazo entre geradoras e distribuidoras. Define energia assegurada, prazo e condições de penalidade. Descumprir disponibilidade contratual gera Parcela Variável (PV) — redução da receita mensal.Renovação de concessão exige histórico dentro dos limites CCEAR. Fonte: ANEEL RN 614/2014 + Lei 10.848/2004
MTBF ⓘMean Time Between Failures MTBF = horas de operação / nº de falhas Tempo médio entre falhas. Valor crescente indica confiabilidade melhorando.Exige registro preciso de todas as falhas no CMMS. Indicador interno — sem meta normativa ANEEL direta. Ref: ABNT NBR 5462.	`∑ tempo entre falhas / N° falhas`	≥ 2.000 h	≥ 4.000 h	CMMS (interno)
MTTR ⓘMean Time To Repair MTTR = Σ(horas de reparo) / nº de eventos corretivos Tempo médio de reparo — inclui diagnóstico, mobilização e teste.Tempo de espera de peça pode dominar em usinas remotas. Indicador interno — calculado com dados do CMMS. Ref: ABNT NBR 5462.	`∑ tempo de reparo / N° reparos`	≤ 12 h	≤ 8 h	CMMS (interno)
CP (Cumprimento do Plano)	`OS executadas / OS programadas × 100`	≥ 80%	≥ 90%	Programador (semanal)
Backlog	`HH OS pendentes / HH disponível semana`	≤ 4 semanas	≤ 2 semanas	CMMS (semanal)
%PM	`HH preventivo / HH total manutenção × 100`	≥ 60%	≥ 75%	CMMS (mensal)
Retrabalho	`OS retrabalho / OS totais × 100`	≤ 8%	≤ 5%	CMMS (mensal)
OEE	`Disp × Desempenho × Qualidade`	≥ 85%	≥ 90%	PI Historian

Semáforo de Backlog

Excelente

≤ 2 sem

PCM sob controle total

Adequado

2–4 sem

Operação normal

Atenção

4–6 sem

Ação corretiva necessária

Crítico

> 6 sem

Escalar para Gerência

Backlog (semanas) = Σ HH de todas OS pendentes / HH disponível por semana
TEIF = Horas de Indisponibilidade Forçada / Horas Período de Observação × 100
MTBF = (Tempo total de operação − Tempo de parada) / Nº de falhas
CP = OS executadas no prazo / OS programadas × 100

08

Comparativo CMMSⓘComputerized Maintenance Management System
Sistema de gestão integrada de manutenção
Software que centraliza OS, histórico de equipamentos, planos preventivos, estoque, custos e KPIs.
Sem CMMS adequado, Backlog e CP não podem ser calculados com confiabilidade.Opções avaliadas: SAP PM, IBM Maximo, ENGEMAN, Fracttal.
Fonte: Padrão de mercado — sem norma específica

A escolha do CMMS (Computerized Maintenance Management System) é decisão estratégica que impacta todo o ciclo de vida do PCM. Para usinas ENGIE, os critérios principais são integração com SAP ERP, capacidade de análise de confiabilidade e robustez para ambiente industrial crítico.

Planilha HIDRA PCM — Operação sem CMMS

Planilha Excel completa com 10 abas: OS, Preventivas, Preditivas, KPIs, Almoxarifado, Custos, Paradas e mais. Pronta para uso imediato enquanto o CMMS definitivo não é implantado.

Baixar Excel

Critério	SAP PM	ENGEMAN	Fracttal	IBM Maximo
Integração SAP ERP	Nativa	Via API	Via API	Limitada
Custo implantação	Alto (R$ 500K+)	Médio (R$ 150-300K)	Baixo (SaaS)	Alto (R$ 400K+)
Análise confiabilidade	Avançada	Básica	Básica	Avançada
Adoção no setor elétrico BR	Alta (EletroNuclear, CEMIG)	Alta (PMEs)	Crescente	Média
Treinamento equipe	Longo (3-6 meses)	Médio (1-2 meses)	Curto (< 1 mês)	Longo (3-6 meses)
Suporte Brasil	Excelente	Excelente	Bom	Limitado
Recomendação para ENGIE	1ª opção	Transição	MVP inicial	Não recomendado

💡

Estratégia Recomendada — Fracttal → SAP PM

Para implantação rápida (primeiros 90 dias), iniciar com Fracttal ou planilha Excel estruturada para validar o processo. Após 6-12 meses de PCM rodando, migrar para SAP PM aproveitando a infraestrutura SAP ERP já existente na ENGIE Brasil.

09

Tipos de Manutenção

🔄 Manutenção Preventiva

Executada em intervalos fixos de tempo ou uso, independente da condição do equipamento. Base do plano anual (PMA). Exemplos: troca de óleo a cada 2.000 h, inspeção de escovas a cada 30 dias.

📡 Manutenção Preditiva

Baseada no monitoramento de parâmetros de condição (vibração, temperatura, , análise de óleo). Permite intervir só quando necessário, maximizando disponibilidade e reduzindo intervenções desnecessárias.

🚨 Manutenção Corretiva

Realizada após a falha. Corretiva Planejada: falha detectada por preditiva, reparo agendado. Corretiva Emergencial: falha inesperada, ação imediata. Meta: corretiva < 25% do total.

🔍 Manutenção Detectiva

Testa sistemas de proteção e intertravamento para verificar se estão operacionais. Essencial para relés de proteção, sistemas de trip, alarmes de alta temperatura e proteções de barragem.

Periodicidades Preventivas — Turbinas e Geradores

Intervalo	Atividade Mecânica	Atividade Elétrica
Diária	Verificação de nível de óleo nos mancais, inspeção visual de vedações	Leitura de temperatura de escovas e anéis coletores, alarmes
Semanal	Verificação de vibração (ronda sensitiva), nível reservatório HPU	Medição de corrente de excitação, verificação de alarmes ativos
Mensal	Análise de óleo de mancais (viscosidade, acidez), inspeção de acoplamentos	Inspeção visual de escovas (medir desgaste), termografia de cubículos
Semestral	Alinhamento de eixo, verificação de labirintos, análise de óleo completa	Medição de IR/IP estator, ensaio de capacidade das baterias de CC
Anual	Inspeção geral com UG parada, medições de folgas de mancal, teste HPU	DGA transformadores, Tan δ, medição de resistência de aterramento
4-6 anos	Inspeção de runner (cavitação), desmontagem de mancal de escora	Ensaios de descarga parcial (PD), revisão do sistema de excitação
8-12 anos	Major Overhaul — desmontagem completa de UG, reparo/substituição de runner	Revisão completa do gerador, rebobinamento se necessário, substituição de tiristores

10

Manutenção Preventiva

O Plano de Manutenção Anual (PMA) é o documento central da manutenção preventiva. Estruturado em 5 seções, deve ser elaborado até novembro para o ano seguinte e aprovado pelo Gerente da Usina.

Estrutura do PMA

1

Inventário de TAGs Críticos

Lista completa de equipamentos com classificação de criticidade (A, B, C) baseada em análise RCMⓘReliability Centered Maintenance

Metodologia que responde 7 perguntas estruturadas sobre função, falha, efeito e criticidade de cada equipamento.

. Equipamentos classe A (impacto direto na geração) recebem frequência maior.

2

Calendário de Preventivas

Cronograma visual por TAG e mês, considerando janelas operacionais (período seco: jul-set), disponibilidade de equipe e necessidade de aprovação prévia do ONS.

3

Recursos Necessários

Estimativa de HH por disciplina (mecânica / elétrica), materiais de consumo (óleos, vedações, eletrodos), ferramental especial e necessidade de serviços contratados.

4

Paradas Programadas

Escopo detalhado de cada parada de UG, com datas previstas, pré-aprovação do ONS (Submódulo 6.3 — 10 dias de antecedência), caminho crítico e plano de contingência.

5

Plano de Sobressalentes

Necessidade de sobressalentes para o ano (classificados por ABC), lead time de aquisição, estoque mínimo por TAG crítico e fornecedores qualificados.

11

Manutenção Preditiva

A manutenção preditiva nas usinas da ENGIE combina múltiplas técnicas de monitoramento de condição que, integradas, fornecem diagnóstico precoce de falhas antes que causem indisponibilidade.

Técnica	Equipamento Alvo	Parâmetro Medido	Frequência
Análise de Vibração	Turbina, mancais, eixo	Deslocamento (µm), velocidade (mm/s RMS), aceleração (g)	Online contínuo + semanal
DGAⓘDissolved Gas Analysis — Análise de Gases Dissolvidos Triângulo de Duval: CH₄%, C₂H₄%, C₂H₂% → 7 zonas de diagnóstico Análise dos gases dissolvidos no óleo do transformador para detectar falhas internas antes que se tornem catastróficas. Acetileno (C₂H₂) é crítico — indica arco elétrico. Qualquer detecção exige ação imediata.Frequência recomendada: semestral (rotina). Imediata se acetileno detectado. Fonte: IEC 60599 + IEEE C57.104 — limites de referência — Análise de Gases	Transformadores de força	H₂, CH₄, C₂H₂, C₂H₄, C₂H₆, CO, CO₂ (ppm)	Trimestral + alerta online
Análise de Óleo	Mancais, regulador de velocidade	Viscosidade, acidez, contaminação particulada (ISO 4406)	Semestral + após anomalia
Termografia IR	Cubículos elétricos, conexões, rolamentos	ΔT em relação ao ambiente ou componente par	Semestral (anual mínimo)
Ultrassom	Vedações, válvulas, rolamentos	Emissão acústica em 40 kHz	Mensal a semestral
MCSA — Assinatura Motor	Motores de acionamento (bombas HPU)	Espectro de corrente (FFT)	Semestral
Ensaios Elétricos	Gerador, transformadores	IR, IP, Tan δ, PD (nC), Hipot (kV)	Anual a cada 4 anos

Severidade de Termografia

Normal

< 5°C

Sem ação necessária

Monitorar

5–15°C

Reinspecionar em 6 meses

Moderado

15–40°C

Programar reparo P3

Crítico

> 40°C

Ação imediata P1/P2

12

RCMⓘReliability Centered Maintenance
Define estratégia ideal por modo de falha (preventiva / preditiva / corretiva / nenhuma)
Metodologia que responde 7 perguntas estruturadas sobre função, falha, efeito e criticidade de cada equipamento.
Baseado nas 7 perguntas RCM (Nowlan & Heap, 1978 / SAE JA1011).Aplicação completa pode levar meses — priorizar equipamentos Criticidade A.
Fonte: SAE JA1011 / IEC 60300-3-11 / ABNT NBR 5462
& FMEAⓘFailure Mode and Effects Analysis
NPRⓘNúmero de Prioridade de Risco
NPR = Severidade × Ocorrência × Detecção (1–10 cada; máx = 1.000)
Indicador FMEA que prioriza modos de falha para ação corretiva. Quanto maior o NPR, maior o risco.
NPR > 200: ação imediata. 100–200: monitorar. < 100: aceitável.Severidade 10 (risco à vida) deve ser tratada independente dos outros fatores.
Fonte: IEC 60812 / AIAG-VDA FMEA Handbook
= Severidade × Ocorrência × Detecção (escala 1–10 cada)
Análise sistemática dos modos de falha e seus efeitos. Prioriza ações pelo Número de Prioridade de Risco (NPR).
NPR > 200 exige ação imediata.FMECAⓘFailure Mode, Effects and Criticality Analysis
Criticalidade = Probabilidade × Severidade × Taxa de falha
Extensão do FMEA com análise quantitativa de criticalidade. Exige dados históricos de taxas de falha.
Padrão para equipamentos de segurança crítica.
Fonte: MIL-STD-1629A / IEC 60812
é a extensão com análise quantitativa de criticalidade.
Fonte: IEC 60812 / MIL-STD-1629A
/FMECA

O RCM (Reliability Centered Maintenance) é a metodologia que define qual tipo de manutenção — preventiva, preditiva, corretiva ou nenhuma — é mais adequada para cada modo de falha de cada equipamento.

As 7 Perguntas do RCM

#	Pergunta	Resultado
1	Quais são as funções e padrões de desempenho do ativo?	Especificação funcional
2	De que forma ele falha em cumprir suas funções?	Falhas funcionais
3	O que causa cada falha funcional?	Modos de falha
4	O que acontece quando ocorre cada falha?	Efeitos da falha
5	De que forma cada falha importa?	Consequências da falha
6	O que pode ser feito para predizer ou prevenir cada falha?	Tarefa de manutenção proativa
7	O que deve ser feito se não houver tarefa proativa adequada?	Ação padrão (substituição, redesign)

Exemplo FMEA — Turbina Francis (Runner)

Modo de Falha	Efeito	S	O	D	RPN	Ação
Cavitação em pás	Vibração excessiva, redução de rendimento, danos estruturais	8	5	4	160	Inspeção visual anual + análise vibração online
Desgaste de labirintos	Aumento de vazamento, queda de eficiência	5	6	5	150	Medição de folga semestral
Trinca em pá	Falha catastrófica, indisponibilidade forçada longa	10	2	3	60	Inspeção END (LP/MT) no overhaul
Falha de vedação eixo	Vazamento de água, contaminação de óleo	6	4	5	120	Verificação visual semanal + análise de óleo semestral

S = Severidade (1-10) | O = Ocorrência (1-10) | D = Detectabilidade (1-10) | RPN = S × O × D | RPN > 100: prioridade alta

13

Major Overhaul

O Major Overhaul (Revisão Geral) é a parada de maior escopo no ciclo de vida de uma UG — envolvendo desmontagem completa da turbina e gerador, ensaios extensivos e substituição/reparo de componentes com desgaste avançado. Para Miranda: ciclo de 8-10 anos. Para Jaguara: 6-8 anos.

6 Fases do Planejamento de Overhaul

1

Fase 1 — Diagnóstico (6-12 meses antes)

Revisão do histórico de manutenção, análise de ensaios preditivos anteriores, entrevista com equipe de campo, definição dos equipamentos a serem substituídos vs. reparados. Identificação de insumos de longo prazo de aquisição.

2

Fase 2 — Definição de Escopo (4-6 meses antes)

Elaboração do escopo técnico detalhado: lista de TAGs, trabalhos por TAG, especificações de materiais e serviços contratados, estimativa de HH e duração (caminho crítico).

3

Fase 3 — Contratação e Suprimentos (3-4 meses antes)

Processo licitatório para serviços especializados (Voith, Andritz, GE Vernova), aquisição de sobressalentes críticos, contratação de empresa de END (ensaios não-destrutivos).

4

Fase 4 — Execução (durante a parada)

Desmontagem sequencial, inspeções visuais e END em todos os componentes, execução de reparos (soldagem, usinagem, reparo por HVOF/Belzona para cavitação), remontagem e alinhamento.

5

Fase 5 — Comissionamento

Ensaios pós-montagem (IR, Hipot, balanceamento), testes em vazio (elevação de velocidade gradual), testes em carga gradual, medição de curvas de desempenho e aprovação pelo Engenheiro Responsável.

6

Fase 6 — Documentação e Lições Aprendidas

Atualização do histórico no CMMSⓘComputerized Maintenance Management System

Software que centraliza OS, histórico de equipamentos, planos preventivos, estoque, custos e KPIs.

, registro de todos os achados (fotos, medições, laudos de END), cálculo de custo real vs. orçado, relatório de lições aprendidas para o próximo overhaul.

Técnicas de Reparo de Cavitação

MIG/MAG Inox

Soldagem com arame ER309L ou ER316L. Padrão para cavitação moderada em CA6NM. Requer pré-aquecimento a 150°C e pós-tratamento (PWHT).

HVOF (Thermal Spray)

High-Velocity Oxy-Fuel com WC-CoCr. Para superfícies com cavitação severa onde soldagem seria inviável. Dureza HV 1.000+.

Belzona (Composto Epóxi)

Belzona 1311 ou equivalente. Reparo temporário de pequenas cavidades. Fácil aplicação em campo, cura a temperatura ambiente. Não substitui soldagem para danos profundos.

14

Turbinas Francis

Ambas as usinas utilizam turbinas do tipo Francis — as mais comuns em hidrelétricas de média a alta queda (10–700 m). São turbinas de reação que convertem energia hidráulica em trabalho mecânico pelo escoamento radial-axial através das pás do runner.

Componentes Críticos e Modos de Falha

Componente	Material	Falha Típica	Técnica Preditiva
Runner (rotor)	Aço CA6NM (13Cr-4Ni)	Cavitação, erosão, trincas de fadiga	Vibração online, END visual + LP/MT no overhaul
Palhetas diretoras	Aço inox fundido	Desgaste de vedação, erosão	Medição de abertura, inspeção de gap anual
Mancal de escora	Metal patente (Babbitt)	Sobreaquecimento, desgaste acelerado	Temperatura online, análise de óleo semestral
Mancal-guia turbina	Bronze / Babbitt	Desgaste radial, vibração excessiva	Vibração online, medição de folga anual
Labirintos	Bronze ou inox	Desgaste, aumento de vazamento axial	Medição de folga semestral
Vedação de eixo	PTFE / borracha	Vazamento, contaminação de óleo	Inspeção visual semanal
Caixa espiral	Aço carbono soldado	Erosão interna, trincas em solda	Inspeção visual + espessometria no overhaul

⚠️

Cavitação — Principal Ameaça ao Runner

A cavitação ocorre quando a pressão local cai abaixo da pressão de vapor da água, formando bolhas que implodem ao atingir zonas de maior pressão. A operação fora do ponto de eficiência máxima (desvio > 15% da carga nominal) acelera a cavitação dramaticamente no Rio Araguari (Miranda) e Rio Grande (Jaguara).

15

Geradores Síncronos

Os geradores de Miranda e Jaguara são geradores síncronos de eixo vertical, diretamente acoplados às turbinas Francis. A manutenção elétrica do gerador é a mais crítica em termos de custo de reparo e tempo de imobilização em caso de falha grave.

Estator — Enrolamento de Armadura

Núcleo laminado de silício + enrolamento de cobre isolado com sistema de impregnação global (VPI — Vacuum Pressure Impregnation). Falha catastrófica (curto-circuito entre espiras ou terra) exige rebobinamento completo: custo R$ 3-8M, prazo 6-12 meses.

Rotor — Polo Saliente

Polos de aço laminado com enrolamento de campo (cobre). Falha típica: curto entre espiras (detectável por RSO — Recurrent Surge Oscillograph). Isolamento avaliado por IR, PI e Tan δ.

Escovas & Anéis Coletores

Escovas de carvão grafitado: desgaste médio 25 mm/mês. Mínimo de vida residual: 15-20% do comprimento original. Inspeção mensal, troca preventiva a cada 3-6 meses dependendo da operação.

Excitação Estática (Tiristores)

Pontes de tiristores SCR controladas pelo AVR (Automatic Voltage Regulator). Falha de tiristor: indisponibilidade imediata. Verificar temperatura dos dissipadores com termografia semestral.

Ensaios Elétricos do Gerador

Ensaio	Sigla	O que avalia	Frequência	Limites típicos
Resistência de Isolamento	IR	Qualidade geral do isolamento	Anual	≥ 10 MΩ por kV de tensão nominal
Índice de Polarização	IP	Umidade/contaminação no isolamento	Anual	IP ≥ 2,0 (bom); ≥ 4,0 (excelente)
Fator de Dissipação	Tan δ	Degradação dielétrica	A cada 2 anos	Tan δ < 0,01 a 1 kV (acompanhar tendência)
Descarga Parcial	PD	Voids, delaminação no isolamento	A cada 2-4 anos	NQS < 100 pC (atenção > 500 pC)
Hipot	—	Rigidez dielétrica	Após rebobinamento	2×Un + 1.000 V por 1 minuto
RSO (Polo)	RSO	Curto entre espiras no rotor	A cada 2 anos	Comparação entre polos ≤ 5% assimetria

16

Transformadores de Força

Os transformadores elevadores (gerador → barra de transmissão) são os equipamentos de maior valor unitário da usina (R$ 8-20M cada) e com maior lead time de substituição (18-36 meses). A manutenção preditiva intensiva, especialmente o DGAⓘDissolved Gas Analysis — Análise de Gases Dissolvidos

Análise dos gases dissolvidos no óleo do transformador para detectar falhas internas antes que se tornem catastróficas.

Acetileno (C₂H₂) é crítico — indica arco elétrico. Qualquer detecção exige ação imediata.Frequência recomendada: semestral (rotina). Imediata se acetileno detectado.
Fonte: IEC 60599 + IEEE C57.104 — limites de referência
, é a principal ferramenta para evitar falhas catastróficas.

Gases DGA e Diagnóstico

Gás	Fórmula	Modo de Falha Indicado	Limite de Atenção (IEC C57.104)
Hidrogênio	H₂	Descarga parcial (corona), superaquecimento	> 100 ppm
Metano	CH₄	Superaquecimento moderado do óleo (< 300°C)	> 120 ppm
Acetileno	C₂H₂	Arco elétrico — CRÍTICO	> 5 ppm
Etileno	C₂H₄	Superaquecimento severo do óleo (> 500°C)	> 50 ppm
Etano	C₂H₆	Superaquecimento do óleo (300-500°C)	> 65 ppm
Monóxido de carbono	CO	Degradação de papel isolante	> 1.000 ppm
Dióxido de carbono	CO₂	Degradação de papel isolante (acelerada)	> 10.000 ppm

🔴

Acetileno > 5 ppm — Ação Imediata Obrigatória

A presença de C₂H₂ indica arco elétrico interno (temperatura > 700°C). Mesmo pequenas concentrações (5-10 ppm) exigem coleta adicional em 7 dias para confirmar tendência e avaliação pelo Triângulo de Duval. Acima de 20 ppm: desligar imediatamente e acionar fabricante.

17

DGAⓘDissolved Gas Analysis — Análise de Gases Dissolvidos
Triângulo de Duval: CH₄%, C₂H₄%, C₂H₂% → 7 zonas de diagnóstico
Análise dos gases dissolvidos no óleo do transformador para detectar falhas internas antes que se tornem catastróficas.
Acetileno (C₂H₂) é crítico — indica arco elétrico. Qualquer detecção exige ação imediata.Frequência recomendada: semestral (rotina). Imediata se acetileno detectado.
Fonte: IEC 60599 + IEEE C57.104 — limites de referência
— Análise de Gases Dissolvidos

O Triângulo de Duval é o método mais confiável para diagnóstico DGA, utilizando as concentrações relativas de CH₄, C₂H₄ e C₂H₂ para classificar a falha em 7 zonas.

Fluxo de Diagnóstico DGA — Transformadores ENGIE

18

Sistema de Proteção

As funções de proteção seguem o padrão IEEE C37.102 para geradores síncronos. Cada função de proteção tem número normalizado e deve ser testada periodicamente pela equipe elétrica (manutenção detectiva).

Nº IEEE	Função	Proteção Contra	Ação
87G	Diferencial de gerador	Curto-circuito no estator	Trip instantâneo
51V	Sobrecorrente dependente de tensão	Sobrecarga do gerador	Trip temporizado
40	Perda de excitação	Falha do AVR / excitação	Trip temporizado
24	Sobrefluxo (V/Hz)	Saturação do núcleo magnético	Alarme + trip
27	Mínima tensão	Afundamento de tensão no barramento	Alarme + trip
59	Sobretensão	Falha de regulação de tensão	Trip temporizado
81	Subfrequência/sobrefrenquência	Desvio de frequência do SINⓘSistema Interligado Nacional ~97% da capacidade instalada do Brasil conectada Rede elétrica integrada que conecta geração e consumo em todo o Brasil. Operado pelo ONS. Descredenciamento do SIN é a penalidade máxima por não conformidade regulatória.Usinas conectadas devem seguir os Procedimentos de Rede do ONS. Fonte: ONS — Procedimentos de Rede	Alarme + trip
78	Proteção de vetor / perda de passo	Perda de sincronismo	Trip instantâneo
46	Desequilíbrio de corrente	Correntes de sequência negativa	Alarme + trip
32	Potência reversa	Motorização do gerador	Trip temporizado
64F	Falha de terra no campo	Curto-circuito à terra no rotor	Alarme (1ª falha) / Trip (2ª falha)
49	Sobretemperatura do enrolamento	Sobrecarga térmica do estator	Alarme + trip

19

Regulador de Velocidade (Governor)

O regulador de velocidade (governor) controla a abertura das palhetas diretoras da turbina para manter a velocidade de rotação constante (e a frequência do gerador em 60 Hz), respondendo às variações de carga do SINⓘSistema Interligado Nacional

Rede elétrica integrada que conecta geração e consumo em todo o Brasil. Operado pelo ONS.

.

HPU — Unidade de Potência Hidráulica

Bomba de alta pressão (≥ 120 bar), acumulador hidráulico, reservatório de óleo (≈ 500L para UG de 100+ MW), filtros de alta pressão. Principal ponto de manutenção: qualidade do óleo e vedações dos servo-motores.

Servo-motor de Abertura

Atuador hidráulico que move o anel de distribuição (e consequentemente todas as palhetas diretoras simultaneamente). Válvula proporcional eletro-hidráulica comandada pelo PLC digital. Verificar: curso, velocidade de resposta e histerese.

PLC Digital (Controlador)

Controlador PID digital com lógica de regulação de velocidade (droop 4-6%), sincronização com a rede e limitações de taxa de variação de carga. Backup por regulador analógico de emergência.

Encoder de Posição

Mede a abertura real das palhetas (0-100%). Falha no encoder gera comportamento oscilatório do governor. Verificação mensal de limpeza e calibração semestral.

20

Manutenção Baseada em Condição (CbMⓘManutenção Baseada em Condição
Intervir somente quando parâmetro monitorado cruza limiar definido
Estratégia em que a manutenção é realizada com base no estado real do equipamento, não em intervalos fixos.
Requer sensores e sistemas de monitoramento online.Reduz custos de preventivas desnecessárias e evita falhas catastróficas.
Fonte: ISO 13381 / IEC 60300-3-12
)

A hierarquia de estratégias de manutenção evolui de reativa para preditiva. O objetivo do PCM ENGIE é alcançar o nível 3 (CbM) em 18 meses e iniciar o nível 4 (Preditivo com AI/ML) em 36 meses.

Nível	Estratégia	Característica	Custo Manutenção	Status
1	Run-to-Failure	Opera até falhar. Sem intervenção planejada.	Baixo (até a falha)	A evitar
2	Preventiva (TBM)	Intervalos fixos de tempo. Pode gerar over/under-maintenance.	Médio	Fase 1
3	CbM — Baseada em Condição	Monitoramento contínuo. Intervém quando condição degradar.	Médio-baixo	Meta 18 meses
4	Preditiva (AI/ML)	Modelos de ML antecipam falhas com dias/semanas de antecedência.	Baixo	Meta 36 meses

Plataformas de Monitoramento Online

Bently Nevada

Sistema de monitoramento de vibração online. Sensores de proximidade (eddy current) para eixo. Padrão em grandes usinas hidrelétricas.

PI Historian / AVEVA

Banco de dados de séries temporais para armazenar todas as variáveis de processo. Base para análise de tendências e Digital Twins.

GE Vernova APM

Asset Performance Management com módulos de , análise de falhas e integração com sensores IoT. Usado em plantas GE Vernova.

21

Análise de Vibração

A análise de vibração é a técnica preditiva mais importante para turbinas e geradores hidráulicos — permite detectar desbalanceamento, desalinhamento, cavitação e falhas de mancal antes que causem danos irreversíveis.

Zonas ISO 20816 — Avaliação de Severidade

Zona A — Verde

Ótimo

Operação contínua sem restrição

Zona B — Amarelo

Aceitável

Monitoramento intensificado

Zona C — Laranja

Atenção

Operação por prazo limitado; programar manutenção

Zona D — Vermelho

Crítico

Parar imediatamente — risco de dano

Diagnóstico por Padrão de Frequência (FFT)

Frequência dominante	Diagnóstico provável	Componente afetado
`1X` (1× frequência de rotação)	Desbalanceamento	Rotor, runner, acoplamento
`2X` (2× frequência de rotação)	Desalinhamento	Acoplamento, eixo
`0,43–0,49X` (sub-harmônica)	Oil Whirl (mancal)	Mancal de deslizamento
`0,5X` (sub-harmônica)	Oil Whip / Rotor Rub	Mancal, labirinto
Subharmônicas + ruído	Cavitação	Runner, câmara espiral
Harmônicas de pás (Nº pás × rpm)	Desgaste de palhetas	Palhetas diretoras
Alta frequência impulsiva	Defeito de rolamento	Rolamento (se aplicável)

22

Termografia Infravermelha

A termografia infravermelha identifica anomalias térmicas em equipamentos elétricos e mecânicos sob carga. É técnica não-intrusiva que pode ser executada com o equipamento em operação, sem necessidade de desligamento.

Equipamentos Prioritários para Termografia

Elétrico

Disjuntores de alta tensão (conexões, contatos)
Transformadores (ponteiras, buchas, radiadores)
Painéis de CC e CA (conexões, disjuntores)
Pontes de tiristores de excitação
Anéis coletores e escovas do gerador
Cabos e conexões de alta corrente

Mecânico

Mancais de escora e guia (temperatura de filme de óleo)
Acoplamentos (alinhamento)
Rolamentos de motores de acionamento
Válvulas e flanges da HPU
Selo mecânico de eixo
Motores de ventilação do gerador

📸

Boas Práticas de Termografia em Ambiente Hidrelétrico

Executar com carga mínima de 75% da nominal (anomalias se manifestam sob carga). Registrar temperatura ambiente no momento da inspeção. Comparar sempre com imagem padrão (baseline) ou componente par. Laudos gerados em software dedicado (FLIR Tools, ThermaCAM).

23

IIoT & Indústria 4.0

A arquitetura IIoT (Industrial Internet of Things) para manutenção hidrelétrica conecta sensores de campo ao PI Historian e plataformas analíticas para suporte à decisão em tempo real.

Arquitetura IIoT — 5 Camadas

1

Sensores e Transdutores

Acelerômetros piezelétricos, sondas de proximidade eddy current, RTDs, TCs, IEDs de proteção, analisadores de óleo online (DGAⓘDissolved Gas Analysis — Análise de Gases Dissolvidos

Análise dos gases dissolvidos no óleo do transformador para detectar falhas internas antes que se tornem catastróficas.

contínuo tipo Kelman).

2

Edge Computing

Concentradores locais que executam pré-processamento, FFT em tempo real e compressão de dados antes de enviar à rede industrial. Reduz latência e banda necessária.

3

Rede Industrial

Protocolos: Modbus RTU/TCP (legado), DNP3 (SCADA), IEC 61850 (proteção), OPC-UA (interoperabilidade), MQTT (IoT). Segmentação por VLAN com firewall industrial.

4

PI Historian / Data Lake

AVEVA PI armazena séries temporais de todos os sensores com compressão inteligente (exc/deviation). Base para análise de tendências, correlação e alimentação de modelos ML.

5

Analytics & Dashboards

Power BI para dashboards de KPIs em tempo real. Plataformas APM (GE Vernova, AVEVA) para alertas preditivos. Modelos ML (Isolation Forest, LSTM) para detecção de anomalias.

Algoritmos ML para Manutenção Preditiva

Algoritmo	Aplicação	Dados de Entrada
Isolation Forest	Detecção de anomalias sem labels (unsupervised)	Vibração, temperatura, corrente
One-Class SVM	Classificação de condição normal vs. anormal	Espectro FFT, temperatura
Autoencoder (DL)	Reconhecimento de padrão normal; anomalia = alto erro de reconstrução	Séries temporais multivariadas
LSTM	Previsão de Remaining Useful Life (RUL)	Histórico de vibração + temperatura
XGBoost	Classificação de tipo de falha (supervisionado)	Features extraídas do sinal + histórico CMMSⓘComputerized Maintenance Management System Sistema de gestão integrada de manutenção Software que centraliza OS, histórico de equipamentos, planos preventivos, estoque, custos e KPIs. Sem CMMS adequado, Backlog e CP não podem ser calculados com confiabilidade.Opções avaliadas: SAP PM, IBM Maximo, ENGEMAN, Fracttal. Fonte: Padrão de mercado — sem norma específica

24

Gêmeos Digitais

O Gêmeo Digital (Digital Twin) é uma representação virtual de alta fidelidade de um ativo físico, sincronizada com dados reais em tempo real. Para hidrelétricas, o DT pode simular comportamentos hidrodinâmicos, eletromagnéticos e mecânicos.

Nível 1 — Simulação Estática

Modelo CAD/CAE do equipamento. Permite análise de tensão, fadiga e projeto de modificações sem risco à máquina real. Usado para dimensionamento de reparos.

Nível 2 — Monitoramento Contínuo

Modelo sincronizado com sensores em tempo real via PI Historian. Detecta desvios do comportamento esperado. Plataformas: AVEVA, GE Vernova APM, Siemens MindSphere.

Nível 3 — Preditivo e Prescritivo

Modelo alimenta algoritmos ML para prever falhas futuras e prescrever ações de manutenção. Estima RUL (Remaining Useful Life) e otimiza janelas de manutenção.

Aplicações para UHE Miranda e Jaguara

DT Turbina: Simulação hidrodinâmica CFD (Computational Fluid Dynamics) para otimizar ponto de operação e reduzir cavitação
DT Gerador: Modelo eletromagnético para monitoramento de assimetrias de campo e previsão de degradação de isolamento
DT Transformador: Modelo térmico acoplado a DGAⓘDissolved Gas Analysis — Análise de Gases Dissolvidos
Triângulo de Duval: CH₄%, C₂H₄%, C₂H₂% → 7 zonas de diagnóstico
Análise dos gases dissolvidos no óleo do transformador para detectar falhas internas antes que se tornem catastróficas.
Acetileno (C₂H₂) é crítico — indica arco elétrico. Qualquer detecção exige ação imediata.Frequência recomendada: semestral (rotina). Imediata se acetileno detectado.
Fonte: IEC 60599 + IEEE C57.104 — limites de referência
online para previsão de vida útil e otimização de carregamento
DT Barragem: Modelo geomecânico integrado com piezômetros e drenos para monitoramento de segurança da barragem (Lei 12.334/2010)

25

Organograma PCM

Organograma — Estrutura PCM Proposta ENGIE Miranda & Jaguara

26

Coordenador PCM

O Coordenador PCM é o dono do processo — responsável pelo funcionamento do sistema completo, garantindo que o ciclo de planejamento→programação→execução→análise funcione sem interrupção. É o principal interlocutor entre manutenção, operação, gerência e órgãos regulatórios.

Perfil Técnico

Requisitos Obrigatórios

Engenheiro Elétrico ou Mecânico (preferencialmente)
Mínimo 5 anos em manutenção de usinas hidrelétricas
SAP PM ou CMMSⓘComputerized Maintenance Management System
Sistema de gestão integrada de manutenção
Software que centraliza OS, histórico de equipamentos, planos preventivos, estoque, custos e KPIs.
Sem CMMS adequado, Backlog e CP não podem ser calculados com confiabilidade.Opções avaliadas: SAP PM, IBM Maximo, ENGEMAN, Fracttal.
Fonte: Padrão de mercado — sem norma específica
equivalente
Conhecimento de TEIFⓘTaxa de Indisponibilidade Forçada
TEIF = Σ(h_forçadas × pot) / (h_período × pot_total) × 100
Percentual do tempo em que a usina ficou indisponível por falhas não planejadas.
Meta ANEEL: TEIF ≤ 1,5%. Descumprimento gera Parcela Variável (PV) — redução de receita.Apurado por unidade geradora (UG) pelo ONS.
Fonte: ANEEL RN 614/2014 + ONS Módulo 14 (Submódulo 14.1)
/TEIPⓘTaxa de Indisponibilidade Programada
TEIP = Σ(h_programadas × pot) / (h_período × pot_total) × 100
Percentual do tempo em paradas planejadas (preventivas, revisões). TEIP elevado pode indicar bom planejamento.
Meta ANEEL: TEIP ≤ 3,0%. Paradas devem ser aprovadas no PMIⓘPrograma Mensal de Intervenções
Envio obrigatório ao ONS com antecedência mínima de 10 dias úteis
Documento com todas as paradas programadas do mês. Aprovação do ONS é obrigatória antes da execução.
Parada não aprovada no PMI pode ser penalizada pelo ONS.ONS pode recusar ou renegociar datas se houver conflito com necessidade do SINⓘSistema Interligado Nacional
~97% da capacidade instalada do Brasil conectada
Rede elétrica integrada que conecta geração e consumo em todo o Brasil. Operado pelo ONS.
Descredenciamento do SIN é a penalidade máxima por não conformidade regulatória.Usinas conectadas devem seguir os Procedimentos de Rede do ONS.
Fonte: ONS — Procedimentos de Rede
.
Fonte: ONS — Submódulo 6.3 dos Procedimentos de Rede
do ONS.Parada que excede prazo aprovado é reclassificada como forçada (impacta TEIF).
Fonte: ANEEL RN 614/2014 + ONS Módulo 14
e regulatório ANEEL/ONS
NR-10 SEP (habilitado para alta tensão)

Requisitos Desejáveis

Certificação ISO 55001ⓘISO 55001 — Sistema de Gestão de Ativos
Framework: Política → Objetivos → Plano → Execução → Melhoria contínua
Norma internacional para gestão de ativos físicos no ciclo de vida completo. PCM é condição necessária para certificação.
Certificação por auditoria de terceira parte (DNV, Bureau Veritas, TÜV).PCM estruturado é condição necessária mas não suficiente para certificação.
Fonte: ISO 55001:2014 — ABNT NBR ISO 55001:2014
(Gestão de Ativos)
Formação em RCMⓘReliability Centered Maintenance
Define estratégia ideal por modo de falha (preventiva / preditiva / corretiva / nenhuma)
Metodologia que responde 7 perguntas estruturadas sobre função, falha, efeito e criticidade de cada equipamento.
Baseado nas 7 perguntas RCM (Nowlan & Heap, 1978 / SAE JA1011).Aplicação completa pode levar meses — priorizar equipamentos Criticidade A.
Fonte: SAE JA1011 / IEC 60300-3-11 / ABNT NBR 5462
(Reliability Centered Maintenance)
Experiência com FMEAⓘFailure Mode and Effects Analysis
NPRⓘNúmero de Prioridade de Risco
NPR = Severidade × Ocorrência × Detecção (1–10 cada; máx = 1.000)
Indicador FMEA que prioriza modos de falha para ação corretiva. Quanto maior o NPR, maior o risco.
NPR > 200: ação imediata. 100–200: monitorar. < 100: aceitável.Severidade 10 (risco à vida) deve ser tratada independente dos outros fatores.
Fonte: IEC 60812 / AIAG-VDA FMEA Handbook
= Severidade × Ocorrência × Detecção (escala 1–10 cada)
Análise sistemática dos modos de falha e seus efeitos. Prioriza ações pelo Número de Prioridade de Risco (NPR).
NPR > 200 exige ação imediata.FMECAⓘFailure Mode, Effects and Criticality Analysis
Criticalidade = Probabilidade × Severidade × Taxa de falha
Extensão do FMEA com análise quantitativa de criticalidade. Exige dados históricos de taxas de falha.
Padrão para equipamentos de segurança crítica.
Fonte: MIL-STD-1629A / IEC 60812
é a extensão com análise quantitativa de criticalidade.
Fonte: IEC 60812 / MIL-STD-1629A
/FMECA
Inglês técnico (leitura de manuais fabricantes)
Experiência com PI Historian / SCADA

Rotina Diária — Coordenador PCM

Horário	Atividade	Duração
07:00	Leitura de e-mails/notificações SCADA — verificar se houve eventos noturnos	15 min
07:15	Alinhamento com Supervisores de Operação (presencial ou por rádio)	15 min
07:30	Revisão do Programador — OS do dia: tudo em ordem? Material separado?	30 min
08:00	Acompanhamento das OS em campo (visita física ou por rádio com Chefes de Equipe)	2 h
10:00	Aprovação de OS novas elaboradas pelos Planejadores	1 h
11:00	Análise de KPIs (CMMS/Power BI) — atualização do painel semanal	1 h
13:00	Reuniões diversas (Operação, Compras, Engenharia)	1 h
14:00	Quinta-feira: Reunião Semanal de Programação \| outros dias: trabalho técnico	2 h
16:00	Encerramento de OS concluídas, verificação de pendências, relatório de ocorrências	1 h

O que o Coordenador NÃO Faz

🚫

Separação Clara de Funções

O Coordenador PCM não executa manutenção diretamente no campo. Não é o eletricista de plantão nem o mecânico de emergência. Não elabora as OS de detalhe (função dos Planejadores). Não faz pedido de compra diretamente (função do Programador/Almoxarifado). Sua função é gerir o sistema, não a atividade individual.

27

Planejador Mecânico

O Planejador Mecânico transforma necessidades de manutenção em pacotes de trabalho completos, executáveis e seguros. O resultado do seu trabalho é uma equipe de campo que nunca precisa improvisar.

Missão Central

🎯

Princípio do Planejador Mecânico

"O papel aceita qualquer coisa — o campo tem realidade." Antes de planejar OS de alta complexidade (HH > 16h ou equipamento desconhecido), visitar o local fisicamente. Validar com o Chefe de Equipe antes de liberar. Escopos incompletos geram paradas por falta de material.

Responsabilidades Primárias

#	Responsabilidade	Entregável
1	Elaborar OS de manutenção mecânica (preventiva e corretiva)	OS com escopo, HH, material, segurança
2	Manter o banco de planos preventivos atualizado	Planos por TAG crítico no CMMSⓘComputerized Maintenance Management System Sistema de gestão integrada de manutenção Software que centraliza OS, histórico de equipamentos, planos preventivos, estoque, custos e KPIs. Sem CMMS adequado, Backlog e CP não podem ser calculados com confiabilidade.Opções avaliadas: SAP PM, IBM Maximo, ENGEMAN, Fracttal. Fonte: Padrão de mercado — sem norma específica
3	Definir lista de materiais e sobressalentes por OS	Lista de materiais com codificação
4	Realizar visita técnica (field-walk) antes de planejar OS complexas	Registro fotográfico + notas de campo
5	Apoiar planejamento de paradas e overhauls (escopo mecânico)	WBS do overhaul — parte mecânica
6	Interpretar laudos de análise de óleo e vibração	Recomendação técnica de ação
7	Manter histórico técnico dos equipamentos mecânicos	Cadastro atualizado no CMMS

Perfil Técnico Ideal

Técnico em Mecânica (mínimo) ou Engenheiro Mecânico
Mínimo 3 anos em manutenção de equipamentos rotativos de grande porte
Conhecimento obrigatório: turbinas Francis, mancais de deslizamento (Babbitt), sistemas hidráulicos de alta pressão, análise de óleo
Certificações recomendadas: Lubrificação Industrial (ABRAMAN/SKF), NR-33 (espaço confinado — câmara espiral)

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Planejador Elétrico

O Planejador Elétrico é responsável por todo o planejamento de manutenção da disciplina elétrica — geradores, transformadores, sistemas de proteção, excitação, painéis de CC/CA e iluminação industrial.

Perfil Técnico Ideal

Técnico em Eletrotécnica (mínimo) ou Engenheiro Elétrico
Mínimo 3 anos em manutenção elétrica de geradores síncronos ou transformadores de potência
NR-10 SEP obrigatório (habilitação para Sistema Elétrico de Potência)
Capacidade de interpretar diagramas de proteção (relés IEEE) e esquemas de CC/CA
Conhecimento de ensaios elétricos: IR, IP, Tan δ, PD, Hipot
Conhecimento de DGAⓘDissolved Gas Analysis — Análise de Gases Dissolvidos
Triângulo de Duval: CH₄%, C₂H₄%, C₂H₂% → 7 zonas de diagnóstico
Análise dos gases dissolvidos no óleo do transformador para detectar falhas internas antes que se tornem catastróficas.
Acetileno (C₂H₂) é crítico — indica arco elétrico. Qualquer detecção exige ação imediata.Frequência recomendada: semestral (rotina). Imediata se acetileno detectado.
Fonte: IEC 60599 + IEEE C57.104 — limites de referência
: interpretação do Triângulo de Duval, limites IEC C57.104

Responsabilidades Específicas

Ensaios e Laudos

Planejar e coordenar ensaios elétricos periódicos (IR/IP, Tan δ, PD, RSO). Interpretar laudos de DGA dos transformadores. Emitir recomendação técnica baseada em tendência de dados históricos.

Proteção e Segurança

Planejar testes de relés de proteção (manutenção detectiva). Garantir que todas as OS elétricas têm PT (Permissão de Trabalho) com LOTO definido conforme NR-10 SEP. Aprovar isolamento elétrico antes da execução.

Escovas e Excitação

Controle rigoroso do desgaste de escovas (registro mensal de comprimento residual). Planejar troca preventiva antes de atingir 20% do comprimento original. Verificar temperatura de anéis coletores.

Transformadores

Gestão do programa de DGA trimestral. Controle de nível e qualidade do óleo isolante (Rigidez Dielétrica, Teor de Água, acidez). Coordenação de serviços de filtração de óleo quando necessário.

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Programador PCM

O Programador é o maestro da agenda semanal — transforma as OS planejadas em uma programação executável, alocando recursos, coordenando janelas operacionais com a Operação e garantindo que todos os insumos estejam disponíveis antes de liberar para execução.

Rotina Semanal do Programador

Dia	Atividade Principal	Output
Segunda	Verificar CPⓘCumprimento do Plano CP = (OS executadas no prazo / OS programadas) × 100 Indica a disciplina do planejamento: quantas OS programadas foram realmente executadas no prazo previsto. Meta típica: CP ≥ 90%.CP < 85% indica problema sistêmico: falta de material, equipe subdimensionada ou planejamento irrealista.Calcular separadamente para preventivas e preditivas. Fonte: Indicador interno PCM — calculado no CMMSⓘComputerized Maintenance Management System Sistema de gestão integrada de manutenção Software que centraliza OS, histórico de equipamentos, planos preventivos, estoque, custos e KPIs. Sem CMMS adequado, Backlog e CP não podem ser calculados com confiabilidade.Opções avaliadas: SAP PM, IBM Maximo, ENGEMAN, Fracttal. Fonte: Padrão de mercado — sem norma específica da semana anterior; classificar OS não executadas (adiamento justificado ou desvio?); atualizar backlog	Relatório de CP semana N-1
Terça	Triagem de novas solicitações; verificar materiais disponíveis para OS da próxima semana; acionar Almoxarifado para itens em falta	Lista de materiais pendentes
Quarta	Confirmar janelas operacionais com Operação; montar pacotes de OS (OS + PT + lista de materiais + ferramental); pre-job briefing se OS complexa	Pacotes de trabalho preparados
Quinta 14h	Reunião de Programação Semanal — apresentar programação, ajustar com base nas discussões, obter aprovação do Coordenador	Programação semanal aprovada
Sexta	Emitir programação formal no CMMS; distribuir para Chefes de Equipe; garantir que OS P1/P2 têm material disponível	Programação semana N+1 emitida

Métricas do Programador

CP Semanal (meta)

≥ 85%

OS executadas / programadas

OS sem material (meta)

< 5%

OS com falta de material

Lead time médio

< 5 dias

Solicitação → emissão OS

OS em backlog

≤ 4 sem

HH pendentes / cap. semanal

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Chefes de Equipe

Os Chefes de Equipe (2 mecânicos + 2 elétricos) são o elo entre o planejamento e o campo. São os guardiões da segurança no campo — nenhuma atividade começa sem sua aprovação de que as condições de segurança foram atendidas.

Chefe de Equipe — Mecânica

Responsabilidades:

Receber OS do Programador e distribuir para a equipe
Verificar disponibilidade de materiais e ferramental antes de iniciar
Garantir LOTO mecânico conforme NR-12 e procedimento
Acompanhar execução de OS complexas (NR-33 em câmara espiral)
Registrar HH real, materiais consumidos e achados no campo
Encerrar OS com feedback de qualidade de execução

Chefe de Equipe — Elétrica

Responsabilidades:

Verificar PT (Permissão de Trabalho) antes de qualquer intervenção elétrica
Garantir LOTO elétrico conforme NR-10 SEP
Supervisionar ensaios elétricos (IR, PI, Hipot)
Verificar se a equipe tem habilitação NR-10 adequada para o serviço
Registrar ocorrências elétricas no livro de turno
Comunicar anomalias ao Planejador Elétrico imediatamente

⛔

Autoridade de Parada — Chefe de Equipe

O Chefe de Equipe tem autoridade para paralisar qualquer serviço se identificar condição insegura — sem necessidade de aprovação prévia do Coordenador. A retomada, sim, exige autorização. Essa autoridade é inviolável e deve ser apoiada pela Gerência.

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Matriz RACI

A Matriz RACI define, para cada processo do PCM, quem é Responsável pela execução, quem tem Autoridade de aprovação, quem deve ser Consultado e quem deve ser Informado.

Processo	Coord PCM	Plan Mec	Plan Elé	Program	Chefe Eq	Executores
Elaborar plano preventivo (PMA)	A	R	R	C	C	I
Elaborar OS (detalhar escopo)	A	R	R	C	C	—
Aprovar OS para execução	R/A	C	C	I	I	—
Programar semana (alocar recursos)	A	C	C	R	C	I
Executar OS em campo	I	I	I	I	A	R
Encerrar OS (registrar HH real)	I	I	I	C	R/A	R
Calcular e reportar KPIs	R/A	C	C	R	I	I
Declarar parada ao ONS	R	C	C	I	I	—
Gerir estoque de sobressalentes	A	R	R	R	C	—
Analisar causa-raiz (RCA)	R/A	R	R	I	C	C

R = Responsável (executa) · A = Autoridade (aprova) · C = Consultado · I = Informado

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ANEEL / ONS — Regulamentação

Principais Resoluções ANEEL

Norma	Assunto	Impacto no PCM
RN 846/2019	Indicadores de desempenho de usinas (TEIFⓘTaxa de Indisponibilidade Forçada TEIF = Σ(h_forçadas × pot) / (h_período × pot_total) × 100 Percentual do tempo em que a usina ficou indisponível por falhas não planejadas. Meta ANEEL: TEIF ≤ 1,5%. Descumprimento gera Parcela Variável (PV) — redução de receita.Apurado por unidade geradora (UG) pelo ONS. Fonte: ANEEL RN 614/2014 + ONS Módulo 14 (Submódulo 14.1) , TEIPⓘTaxa de Indisponibilidade Programada TEIP = Σ(h_programadas × pot) / (h_período × pot_total) × 100 Percentual do tempo em paradas planejadas (preventivas, revisões). TEIP elevado pode indicar bom planejamento. Meta ANEEL: TEIP ≤ 3,0%. Paradas devem ser aprovadas no PMIⓘPrograma Mensal de Intervenções Envio obrigatório ao ONS com antecedência mínima de 10 dias úteis Documento com todas as paradas programadas do mês. Aprovação do ONS é obrigatória antes da execução. Parada não aprovada no PMI pode ser penalizada pelo ONS.ONS pode recusar ou renegociar datas se houver conflito com necessidade do SINⓘSistema Interligado Nacional ~97% da capacidade instalada do Brasil conectada Rede elétrica integrada que conecta geração e consumo em todo o Brasil. Operado pelo ONS. Descredenciamento do SIN é a penalidade máxima por não conformidade regulatória.Usinas conectadas devem seguir os Procedimentos de Rede do ONS. Fonte: ONS — Procedimentos de Rede . Fonte: ONS — Submódulo 6.3 dos Procedimentos de Rede do ONS.Parada que excede prazo aprovado é reclassificada como forçada (impacta TEIF). Fonte: ANEEL RN 614/2014 + ONS Módulo 14 , TEIG)	Define as métricas de disponibilidade que o PCM deve controlar
RN 1.059/2023	Atualização do FIDⓘFator de Indisponibilidade Declarada FID = TEIF + TEIP (rolling médio dos últimos 60 meses) Indicador consolidado de indisponibilidade regulatória. Calculado como média móvel de 5 anos. Ultrapassar o FID contratual resulta em penalidades no CCEARⓘContrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado Penalidade = Desvio_MWh × PLD_vigente Contrato de longo prazo entre geradoras e distribuidoras. Define energia assegurada, prazo e condições de penalidade. Descumprir disponibilidade contratual gera Parcela Variável (PV) — redução da receita mensal.Renovação de concessão exige histórico dentro dos limites CCEAR. Fonte: ANEEL RN 614/2014 + Lei 10.848/2004 e possível descredenciamento no SIN.Janela de 60 meses: eventos de 5 anos atrás ainda impactam o índice atual. Fonte: ANEEL RN 1.059/2023 — cláusulas de disponibilidade CCEAR = TEIF + TEIP (rolling 60 meses)	Janela de 60 meses para cálculo do FID — histórico de 5 anos importa
RN 1.033/2022	Contrato de disponibilidade (CCEAR) — penalidades	Define multas por descumprimento de disponibilidade contratual

ONS — Submódulo 6.3 (Paradas Programadas)

Prazo	Ação Obrigatória	Responsável
10 dias antes	Notificar ONS via SAGER/POP com data, hora e duração prevista da parada	Coordenador PCM
48h antes	Confirmar a parada (ou solicitar cancelamento com justificativa)	Coordenador PCM
Ao iniciar	Registrar início da indisponibilidade no SAGER (data/hora exata)	Operador de Turno
Ao concluir	Registrar retorno da UG ao sistema com dados reais de duração	Operador de Turno
Após retorno	Preencher relatório de manutenção no SAGER com atividades executadas	Coordenador PCM

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NRs de Segurança

A conformidade com as Normas Regulamentadoras (NRs) do MTE é obrigatória para todos os trabalhos de manutenção. As NRs mais críticas para usinas hidrelétricas são:

NR	Título	Aplicação em Hidrelétricas	Habilitação
NR-10	Segurança em Instalações e Serviços em Eletricidade	Todo trabalho elétrico. SEP (Sistema Elétrico de Potência): curso especial de 40h obrigatório	NR-10 básico (40h) + SEP (40h)
NR-12	Segurança no Trabalho em Máquinas e Equipamentos	Trabalho em turbinas, reguladores de velocidade, servo-motores — LOTO mecânico	Treinamento específico por máquina
NR-33	Segurança e Saúde em Espaços Confinados	Câmara espiral, caixa de engrenagens, dutos de ventilação — permissão de entrada	Vigia + Supervisor de entrada (16h)
NR-35	Trabalho em Altura	Trabalho em partes externas do gerador, manutenção de comportas	Treinamento teórico-prático (8h + reciclagem bienal)
NR-6	Equipamentos de Proteção Individual (EPI)	EPI obrigatórios por tipo de serviço (luvas isolantes, capacete, óculos, botas)	Treinamento de uso e CA vigente
NR-7	PCMSO — Programa de Controle Médico	Exames periódicos, especialmente para exposição a campos eletromagnéticos e ruído	ASO em dia para todos

⚡

LOTO — Lock Out / Tag Out

Antes de qualquer intervenção em equipamento energizado (elétrico ou mecânico), aplicar LOTO: Isolamento → Bloqueio (cadeado pessoal) → Verificação de ausência de tensão/pressão → Início do trabalho. Cada trabalhador aplica seu próprio cadeado. Nenhum supervisor pode retirar o cadeado de outro trabalhador sem sua autorização explícita.

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Normas IEC / ABNT / IEEE

Norma	Título resumido	Aplicação
IEC 60034	Máquinas Elétricas Girantes	Requisitos construtivos e de ensaio dos geradores
IEC 60076	Transformadores de Potência	Especificação técnica e ensaios de transformadores
IEC 60599	DGAⓘDissolved Gas Analysis — Análise de Gases Dissolvidos Triângulo de Duval: CH₄%, C₂H₄%, C₂H₂% → 7 zonas de diagnóstico Análise dos gases dissolvidos no óleo do transformador para detectar falhas internas antes que se tornem catastróficas. Acetileno (C₂H₂) é crítico — indica arco elétrico. Qualquer detecção exige ação imediata.Frequência recomendada: semestral (rotina). Imediata se acetileno detectado. Fonte: IEC 60599 + IEEE C57.104 — limites de referência — Guia de interpretação	Limites de gases dissolvidos e métodos de diagnóstico
IEC 61850	Comunicação em subestações	Protocolo de comunicação entre IEDs de proteção
IEEE C37.102	Proteção de geradores síncronos	Funções de proteção (87G, 51V, 40, 27, 59...)
IEEE C57.104	DGA — Interpretação e limites	Limites de gases e ações recomendadas (norte-americano)
IEEE 1434	Ensaios de descarga parcial em máquinas	Procedimento de ensaio PD em geradores
ISO 55001ⓘISO 55001 — Sistema de Gestão de Ativos Framework: Política → Objetivos → Plano → Execução → Melhoria contínua Norma internacional para gestão de ativos físicos no ciclo de vida completo. PCM é condição necessária para certificação. Certificação por auditoria de terceira parte (DNV, Bureau Veritas, TÜV).PCM estruturado é condição necessária mas não suficiente para certificação. Fonte: ISO 55001:2014 — ABNT NBR ISO 55001:2014	Sistemas de gestão de ativos	Framework de gestão que engloba o PCM
ISO 20816	Vibração mecânica em máquinas	Limites de vibração (Zonas A, B, C, D)
ISO 4406	Contagem de partículas em fluidos	Classificação de limpeza de óleos lubrificantes
ABNT NBR 5462	Confiabilidade e mantenabilidade	Terminologia de MTBFⓘMean Time Between Failures MTBF = horas de operação / número de falhas Tempo médio entre falhas. MTBF crescente = confiabilidade melhorando. Calculado por equipamento — agregar por usina perde granularidade.Exige registro preciso de cada falha no CMMSⓘComputerized Maintenance Management System Sistema de gestão integrada de manutenção Software que centraliza OS, histórico de equipamentos, planos preventivos, estoque, custos e KPIs. Sem CMMS adequado, Backlog e CP não podem ser calculados com confiabilidade.Opções avaliadas: SAP PM, IBM Maximo, ENGEMAN, Fracttal. Fonte: Padrão de mercado — sem norma específica . Fonte: ABNT NBR 5462 — sem meta normativa ANEEL direta , MTTRⓘMean Time To Repair MTTR = Σ(horas de reparo) / número de eventos corretivos Tempo médio de reparo após falha — inclui diagnóstico, mobilização, reparo e testes. Tempo de espera de peça pode dominar em usinas remotas.MTTR baixo pode indicar reparo paliativo sem tratar causa-raiz. Fonte: ABNT NBR 5462 — dados do CMMS , disponibilidade
ABNT NBR 7274/7286	Análise de óleo isolante	Procedimentos de ensaio de óleo de transformadores

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Roadmap de Implementação — 90 Dias

O plano de implementação do PCM em Miranda e Jaguara está estruturado em 3 fases de 30 dias, com entregas progressivas. O PCM estará operacional ao final do Dia 90, com ciclo semanal estável e primeiros KPIs sendo medidos.

Fase	Semana	Objetivo	Entregas
Fase 1 Diagnóstico (Dias 1-30)	1-2	Diagnóstico situacional	Relatório de gaps; inventário de equipamentos; levantamento de pendências
	2-3	Primeiras reuniões de programação	1ª reunião semanal realizada; formulário mínimo de OS definido
	3-4	BacklogⓘBacklog de Manutenção Backlog (semanas) = Σ HH de todas OS pendentes / HH disponível por semana Quantidade de trabalho acumulado. Semáforo: ≤ 2 sem = verde \| 2–4 = amarelo \| > 4 = vermelho. Backlog > 4 semanas indica equipe subdimensionada ou planejamento excessivo.Backlog zero pode indicar subplanejamento — separar por prioridade (P1–P5). Fonte: Indicador interno PCM — calculado no CMMSⓘComputerized Maintenance Management System Sistema de gestão integrada de manutenção Software que centraliza OS, histórico de equipamentos, planos preventivos, estoque, custos e KPIs. Sem CMMS adequado, Backlog e CP não podem ser calculados com confiabilidade.Opções avaliadas: SAP PM, IBM Maximo, ENGEMAN, Fracttal. Fonte: Padrão de mercado — sem norma específica quantificado	Total de HH pendentes em ambas as usinas; primeiros KPIs estimados
	4	Seleção da equipe PCM	Planejadores e Programador identificados/contratados; perfis definidos
Fase 2 Estruturação (Dias 31-60)	5-6	Equipe PCM operacional	Planejadores e Programador em atividade; treinamento CMMS iniciado
	6-7	Planos preventivos top 10 TAGs	Primeiros planos de manutenção elaborados para equipamentos mais críticos
	7-8	1ª programação formal	Programador emitindo programação toda sexta; OS via CMMS ou planilha
	8	Dashboard mensal v1	KPIs básicos reportados à Gerência; calendário de paradas do semestre
Fase 3 Consolidação (Dias 61-90)	9-10	Ciclo semanal estável	Reunião toda quinta; programação toda sexta; CPⓘCumprimento do Plano CP = (OS executadas no prazo / OS programadas) × 100 Indica a disciplina do planejamento: quantas OS programadas foram realmente executadas no prazo previsto. Meta típica: CP ≥ 90%.CP < 85% indica problema sistêmico: falta de material, equipe subdimensionada ou planejamento irrealista.Calcular separadamente para preventivas e preditivas. Fonte: Indicador interno PCM — calculado no CMMS medido semanalmente
	10-11	Backlog sob controle	Backlog ≤ 4 semanas; tendência estável ou decrescente
	11-12	Avaliação de CMMS	Recomendação formal (Fracttal / SAP PM) com justificativa e custo
	12-13	Relatório de 90 dias	KPIs, evolução, lições aprendidas; proposta para próximos 90 dias

Metas dos 90 Dias

CP mínimo D90

≥ 80%

Meta conservadora de início

Backlog D90

≤ 4 sem

HH pendentes / cap. semanal

Preventiva D90

≥ 60%

HH preventivo / total

OS no sistema D90

100%

Toda manutenção com OS

Riscos e Mitigações

Risco	Probabilidade	Impacto	Mitigação
Dificuldade de contratar Planejadores qualificados	Média	Alto	Contratar empresa de consultoria para Fase 1; processo seletivo amplo com perfil flexível
Resistência cultural da equipe à mudança	Alta	Médio	Comunicação ativa desde D1; apresentar benefícios práticos (menos corretiva); apoio da Gerência visível
Backlog inicial muito maior que estimado	Média	Médio	Contratar prestador de serviço temporário para "zerar" backlog em paralelo ao PCM
Ausência de CMMS adequado	Alta	Médio	Iniciar com planilha Excel estruturada; migrar para Fracttal em D60 sem esperar SAP PM
Evento de indisponibilidade forçada durante implantação	Média	Alto	Priorizar P1/P2 sempre; manter comunicação com ONS/ANEEL; Coordenador PCM on-call nos primeiros 90 dias

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Situações Críticas e Como Agir

Manual de decisão rápida para as situações de maior frequência e impacto nas usinas ENGIE.

Trip de UG com Indisponibilidade Forçada

🔴

Cenário: Trip da proteção 87G (diferencial de gerador) às 03h00 — rearme falhou

1. Classificar como P1 imediatamente. 2. Acionar Planejador Elétrico para planejar inspeção emergencial. 3. Informar ONS — registrar TEIFⓘTaxa de Indisponibilidade Forçada

Percentual do tempo em que a usina ficou indisponível por falhas não planejadas.

. 4. Comunicar Gerente da Usina. 5. Acompanhar diagnóstico: trip real (falha de isolamento) vs falso trip (relé com defeito). 6. Após retorno: abrir RCA. Escalamento: se diagnóstico indicar falha grave do gerador (desmontagem), escalar para Gerência imediatamente.

DGAⓘDissolved Gas Analysis — Análise de Gases Dissolvidos
Triângulo de Duval: CH₄%, C₂H₄%, C₂H₂% → 7 zonas de diagnóstico
Análise dos gases dissolvidos no óleo do transformador para detectar falhas internas antes que se tornem catastróficas.
Acetileno (C₂H₂) é crítico — indica arco elétrico. Qualquer detecção exige ação imediata.Frequência recomendada: semestral (rotina). Imediata se acetileno detectado.
Fonte: IEC 60599 + IEEE C57.104 — limites de referência
com Acetileno em Transformador

⚠️

Cenário: C₂H₂ = 12 ppm em T1 Jaguara (era 3 ppm há 6 meses)

1. Classificar como P2 — urgente, não emergência imediata. 2. Com Planejador Elétrico: aplicar Triângulo de Duval. Calcular taxa: (12-3)/180 dias = 0,05 ppm/dia. 3. Solicitar nova coleta em 7 dias. 4. Se confirmar: programar desligamento para investigação. 5. Comunicar Gerência. 6. Verificar existência de transformador reserva. Escalamento: C₂H₂ > 20 ppm ou taxa > 0,1 ppm/dia → desligar imediatamente.

BacklogⓘBacklog de Manutenção
Backlog (semanas) = Σ HH de todas OS pendentes / HH disponível por semana
Quantidade de trabalho acumulado. Semáforo: ≤ 2 sem = verde | 2–4 = amarelo | > 4 = vermelho.
Backlog > 4 semanas indica equipe subdimensionada ou planejamento excessivo.Backlog zero pode indicar subplanejamento — separar por prioridade (P1–P5).
Fonte: Indicador interno PCM — calculado no CMMSⓘComputerized Maintenance Management System
Sistema de gestão integrada de manutenção
Software que centraliza OS, histórico de equipamentos, planos preventivos, estoque, custos e KPIs.
Sem CMMS adequado, Backlog e CP não podem ser calculados com confiabilidade.Opções avaliadas: SAP PM, IBM Maximo, ENGEMAN, Fracttal.
Fonte: Padrão de mercado — sem norma específica
Ultrapassou 6 Semanas

📊

Cenário: Backlog consolidado em 6,5 semanas (meta ≤ 4)

1. Analisar composição: onde está o acúmulo? 2. Identificar causa-raiz: falta de material? Janela de UG? Equipe subdimensionada? 3. Ação correspondente: reunião emergencial com Compras / negociar janelas / contratar prestador. 4. Comunicar Gerência imediatamente. Escalamento: Ao atingir 6 semanas — comunicar Gerência para liberação de recursos.

TEIF Aproximando-se do Limite Contratual

📉

Cenário: TEIF rolling 60 meses em 3,8% — limite = 4,5%

1. Analisar quais eventos "puxam" o TEIF (meses antigos saindo da janela de 60 meses). 2. Projetar: em quantos meses ultrapassa 4,5% na tendência atual? 3. Intensificar preditiva nos equipamentos que mais falharam. Considerar antecipar overhaul de equipamentos em condição degradada. 4. Comunicar Área Regulatória/Comercial ENGIE. Escalamento: 80% do limite (3,6%) → Área Regulatória. 90% (4,05%) → reunião com Gerência e Diretoria.

Achado Grave em Parada de UG — Mudança de Escopo

🔍

Cenário: Parada prevista para 15 dias — cavitação severa encontrada em 3 pás do runner

1. Documentar imediatamente: fotos, medições, localização. 2. Avaliar severidade: profundidade > 10mm em CA6NM exige reparo. 3. Definir escopo adicional: soldagem MIG/MAG + acabamento (+5 a +10 dias). 4. Comunicar ONS: nova previsão de retorno. 5. Comunicar Gerência: impacto em TEIPⓘTaxa de Indisponibilidade Programada

Percentual do tempo em paradas planejadas (preventivas, revisões). TEIP elevado pode indicar bom planejamento.

. 6. Acionar fornecedor especializado se não houver equipe de soldagem. Escalamento: Imediatamente ao confirmar o achado.

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Gestão de Sobressalentes

A gestão de sobressalentes é um dos maiores desafios do PCM hidrelétrico — itens críticos têm lead time de 18-36 meses (ex: tiristores de excitação, mancal de escora completo) e custo unitário elevado.

Classificação ABC de Sobressalentes

Classe A — Críticos

Alto impacto na disponibilidade. Sem substituto imediato. Lead time longo (> 90 dias). Exemplos: rolamento de escora, tiristores de excitação, relé de proteção IED, segmento de runner para reparo. Política: manter estoque mínimo de 1 unidade.

Classe B — Importantes

Impacto moderado. Fornecedor alternativo disponível. Lead time 30-90 dias. Exemplos: escovas de carvão, vedações de eixo, filtros de óleo, válvulas solenoides da HPU. Política: estoque de consumo médio de 3 meses.

Classe C — Rotineiros

Baixo impacto. Disponível localmente. Lead time < 30 dias. Exemplos: óleos lubrificantes, parafusos, juntas, lâmpadas, fusíveis. Política: estoque mínimo baseado em consumo histórico.

Lead Time de Sobressalentes Críticos

Item	Equipamento	Lead Time Típico	Fornecedor Principal
Runner turbina Francis	Turbina	18–36 meses	Voith Hydro, Andritz
Mancal de escora completo	Turbina/Gerador	12–18 meses	Voith, Kingsbury
Tiristores de excitação	Excitação estática	6–12 meses	ABB, GE, Siemens
IED de proteção (relé digital)	Proteção	3–6 meses	ABB, SEL, Siemens
Transformador de força completo	Transformador	18–36 meses	WEG, ABB, GE Vernova
Selos do regulador de velocidade	Governor HPU	30–90 dias	Parker, Bosch Rexroth
Escovas de carvão do gerador	Gerador	30–60 dias	Mersen, SGL Carbon

📦

Contrato de FSA — Field Service Agreement

Para itens com lead time > 12 meses, considerar contratos FSA com fabricantes (Voith, Andritz, GE Vernova) que garantem peças prioritárias em caso de falha, com prazo e custo pré-negociados. O FSA reduz o impacto financeiro de eventos de longa duração e é uma boa prática em usinas com frota envelhecida como Jaguara.

Fabricantes e Fornecedores Qualificados

Fornecedor	Especialidade	Equipamentos Principais
Voith Hydro	OEM turbinas e geradores hidráulicos	Runners Francis, servomotores, reguladores
Andritz Hydro	OEM turbinas e geradores hidráulicos	Runners, mancais, geradores
GE Vernova	Sistemas de proteção, transformadores, APM	IEDs de proteção, transformadores, plataforma APM
Siemens Energy	Transformadores, sistemas de proteção e controle	Transformadores de força, SCADA
WEG	Motores, transformadores, drives	Transformadores, motores de serviço
ABB Ability	Sistemas de excitação, proteção, automação	Excitação estática, relés ABB REx
Mersen / SGL Carbon	Escovas de carvão grafitado	Escovas para anéis coletores

PCM — UHE Miranda & JaguaraENGIE Brasil Energia

Introdução ao PCM

Sensibilidade do Custo/hora × PLD — Submercado SE/CO

Pilares do PCM Hidrelétrico

UHE Miranda & UHE Jaguara

UHE Miranda

UHE Jaguara

Contexto ENGIE Brasil

Principais Usinas ENGIE Brasil

Agentes Regulatórios

Estrutura da Equipe PCM

Situação Atual (Apenas Execução)

Estrutura Proposta PCM

Ciclo de Ordens de Serviço

Tipos de Ordem de Serviço

Tabela de Prioridades

Ciclo Semanal PCM

KPIs e Métricas

Semáforo de Backlog

Tipos de Manutenção

Periodicidades Preventivas — Turbinas e Geradores

Manutenção Preventiva

Estrutura do PMA

Manutenção Preditiva

Severidade de Termografia

As 7 Perguntas do RCM

Exemplo FMEA — Turbina Francis (Runner)

Major Overhaul

6 Fases do Planejamento de Overhaul

Técnicas de Reparo de Cavitação

Turbinas Francis

Componentes Críticos e Modos de Falha

Geradores Síncronos

Ensaios Elétricos do Gerador

Transformadores de Força

Gases DGA e Diagnóstico

Sistema de Proteção

Regulador de Velocidade (Governor)

Plataformas de Monitoramento Online

Análise de Vibração

Zonas ISO 20816 — Avaliação de Severidade

Diagnóstico por Padrão de Frequência (FFT)

Termografia Infravermelha

Equipamentos Prioritários para Termografia

IIoT & Indústria 4.0

Arquitetura IIoT — 5 Camadas

Algoritmos ML para Manutenção Preditiva

Gêmeos Digitais

Aplicações para UHE Miranda e Jaguara

Organograma PCM

Coordenador PCM

Perfil Técnico

Rotina Diária — Coordenador PCM

O que o Coordenador NÃO Faz

Planejador Mecânico

Missão Central

Responsabilidades Primárias

Perfil Técnico Ideal

Planejador Elétrico

Perfil Técnico Ideal

Responsabilidades Específicas

Programador PCM

Rotina Semanal do Programador

Métricas do Programador

Chefes de Equipe

Matriz RACI

ANEEL / ONS — Regulamentação

Principais Resoluções ANEEL

ONS — Submódulo 6.3 (Paradas Programadas)

NRs de Segurança

Normas IEC / ABNT / IEEE

Roadmap de Implementação — 90 Dias

Metas dos 90 Dias

Riscos e Mitigações

Situações Críticas e Como Agir

Trip de UG com Indisponibilidade Forçada

TEIF Aproximando-se do Limite Contratual

Achado Grave em Parada de UG — Mudança de Escopo

Gestão de Sobressalentes

Classificação ABC de Sobressalentes

PCM — UHE Miranda & Jaguara
ENGIE Brasil Energia