LOS INDICADORES BRASILEÑOS DE MANTENIMIENTO UN BENCHMARKING PARA TODO EL MUNDO

EXPERIENCIA EN LA ELABORACIÓN DE UN CATALOGO DE FALLAS PARA LA INDUSTRIA DEL GAS Y PETROLEO

CRITERIOS DE EVALUACIÓN DE BOBINAS DE ESTATOR PARA GENERADORES DE GRAN POTENCIA GRUPO EMPRESARIAL EPM

LA GESTION DE ACTIVOS EN LA INDUSTRIA MINERA: ¿OPCION O NECESIDAD?

LA IMPORTANCIA DELOS TANQUES, SU CONTEXTO OPERACIONAL Y LA SU ETAPA INICIAL DEL CICLO DE VIDA EN LOS SISTEMAS DE AIRE COMPRIMIDO.

ESTUDIO Y APLICACIÓN DE LA MANTENIBILIDAD EN UNA PLANTA PRODUCTORA DE SUBSTANCIAS ACELERADORAS DE COMBUSTIÓN

CÁLCULO DE LOS PARÁMETROS DE LA DISTRIBUCIÓN DE WEIBULL

ESTRATEGIAS DE MANTENIMIENTO PARA TURBINAS A GAS EMPLEADAS EN LA INDUSTRIA PETROLERA PARA LA GENERACIÓN ELÉCTRICA.

EL ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD OPERACIONAL. UN

CASO DE ESTUDIO

Mantenimiento

en

Latinoamérica Volumen 7 – N° 1

EDITORIAL Y COLABORADORES

Lourival Augusto Tavares

Franklin da Silva Nonato

Robinson J. Medina

Héctor Diego González

Anderson García

Jorge Morales Amaro

Marcelo A. Cassani

Candelario Romero

Michael Pérez

Francisco Martínez

Luis Hernando Palacio

Osberto J. Díaz B.

Armando Díaz

Julio Abril Romero

Jesús Cabrera

Mariana Lobaina

Juan Carlos Orrego Barrera

El contenido de la revista no refleja

necesariamente la posición del Editor.

El responsable de los temas, conceptos e

imágenes emitidos en cada artículo es la persona

quien los emite.

VENTAS y SUSCRIPCIONES:

revista@mantenimientoenlatinoamerica.com

Comité Editorial Juan Carlos Orrego

Beatriz Janeth Galeano U.

Tulio Hector Quintero P.

Editorial

Editorial

Recorrer el camino correcto en las actividades de mantenimiento y gestión de activos físicos implica realizar un gran esfuerzo, utilizar una gran cantidad de herramientas, elegir la metodología que mejor se acomode a la organización y contar con personal competente para realizar las diferentes actividades tanto técnicas como administrativas. Como personas, cada año que inicia tenemos grandes y buenos propósitos, la invitación que en este número les hago es a revisemos algunos posibles propósitos y veamos cuántos o cuáles de ellos requerimos y podremos alcanzar:

1. Conseguir niveles de clase mundial o encaminarnos hacia ello

2. Realizar una auto auditoría de mi gestión 3. Contratar una auditoría para mi gestión 4. Encontrar las brechas y definir sobre cuales trabajar 5. Generar un plan táctico y estratégico para alcanzar

los niveles deseados 6. Mejorar los niveles de capacitación propio y del

personal 7. Certificar las competencias propias y del personal 8. Revisar los cambios surgidos en el contexto

operacional y tomar las medidas requeridas 9. Revisar la táctica y la estrategia de mantenimiento

dependiendo de los cambios del contexto operacional

10. Revisar los resultados operativos 2014 de mantenimiento y verificar si arrojaron los resultados estratégicos y financieros esperados por la organización

11. Revisar las acciones que aportaron en mayor proporción a los resultados positivos y reforzarlos para 2015

12. Revisar las acciones que NO aportaron a los resultados positivos y redefinirlas o eliminarlas para 2015

13. Encontrar la proporción justa de los dineros invertidos en mantenimiento versus los dineros operativos

14. Aumentar el ROA según las posibilidades actuales 15. Seguir disfrutando de la profesión más completa y

apasionante dentro de las ingenierías. El mantenimiento.

Un abrazo Juan Carlos Orrego Barrera Director

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LOS INDICADORES BRASILEÑOS DE MANTENIMIENTO

UN BENCHMARKING PARA TODO EL MUNDO

3ª PARTE – INDICES DE GESTION DE ACTIVIDADES

FIGURA 1

Por:

Lourival Augusto Tavares Ingeniero Electricista. Coordinador General de Postgrado Ingeniería de Mantenimiento Universidad Federal de Rio de Janeiro Consultor Internacional l.tavares@mandic.com.br

Brasil

Trabajo presentado en el XI Congreso Costarricense de Mantenimiento - 18 y 19 Jun 2014

En el análisis de los indicadores el autor contó con la colaboración de su alumno de Postgrado Ing. Franklin da Silva Nonato

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Índice Trabajo en Mantenimiento Correctivo – TBMC

Índice medido a través de la fórmula: TBMC = (HHMC (Horas-hombre aplicados en Mantenimiento Correctivo) / HHDP (Horas-hombre disponibles)) x 100

Indica el porcentaje de la fuerza de trabajo aplicado en el mantenimiento correctivo.

Se entiende horas-Hombre disponibles de la diferencia entre las Horas-hombre registradas (cantidad de personal por las horas regulares de trabajo en el período considerado), menos las Horas-hombre ausentes por vacaciones, accidentes (seguros), capacitación externa, visitas a otras instalaciones o fabricante etc.

Aunque los valores presentados están muy elevados para los estándares tradicionales con un promedio de 29,1% en las últimas cinco encuestas, se podría considerar como adecuados si las empresas utilizasen criterios estratégicos para ejecución de este tipo de actividad basados en la criticidad de los activos.

FIGURA 2

La grafica de tendencia indica una reducción de un 40% a un 30% a lo largo de todo el periodo y una estabilidad (en el entorno del 30%) en las últimas cinco encuestas. De igual forma considerando la aplicación de aspectos estratégicos para el mantenimiento correctivo, lo que por supuesto no era practicado en el pasado, los valores son muy altos.

FIGURA 3

Los dos sectores que presentaron los mayores valores Mantenimiento Edilicio y Electro-Electrónico parecen adecuados, una vez que es muy raro encontrar una estructura de PCM (Planificación y Control de Mantenimiento) en estos sectores.

La experiencia muestra que los sectores que presentan los menores valores de correctivo, normalmente tienen buena estructura de Planificación (particularmente los que presentaron los seis menores valores)

FIGURA 4

Índice – Trabajo en Mantenimiento Preventivo por Tiempo

Índice medido utilizando la fórmula: TBPT = (HHPT (Horas-hombre invertidas en mantenimiento preventivo basado en el tiempo) / HHDP (Horas-hombre disponibles)) x 100

Indica el porcentaje de la fuerza de trabajo aplicada en el mantenimiento preventivo programado, es decir, los que tienen fecha predefinida para su realización, sea basado en

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unidad calendario (día, semana – la más usada - y mes) o en unidad no-calendario (horas de funcionamiento - la más usada - kilómetros recorridos y número de operaciones).

Este tipo de mantenimiento también es conocido como periódico o sistemático y, hoy día solo recomendados para actividades que se hace sin perjudicar la disponibilidad del activo como la lubricación, la medición, la inspección, la limpieza y los pequeños ajustes. Parte de estas actividades pueden ser realizadas por los operadores.

FIGURA 5

La gráfica de tendencia muestra que con excepción del año de 2001, los valores promedio se presentan entre el 30 y 40%, que basado en los conceptos arriba indicados es considerado alto.

Cuanto mantenimiento desarrolla las actividades recomendadas como programadas (lubricación, medición, inspección, limpieza y pequeños ajustes) la expectativa para el valor de este indicador debe estar por debajo del 20%.

FIGURA 6

Dentro de los comentarios ya hechos se observa que todos los valores de preventivo por tiempo están elevados destacando algunos que presentan valores arriba de 40% (Trasporte, Electricidad, Alimentos, Minería, Hospitalario, siderúrgico y Cemento) que necesariamente no corresponde a la orden de reducción del correctivo.

FIGURA 7

Índice – Trabajo en Mantenimiento Preventivo por Estado – TBPE

Se mide utilizando la fórmula: TBPE = (HHPE (Horas-hombre en Mantenimiento Preventivo por Estado) / HHDP (Horas-hombre disponibles)) x 100

Indica el porcentaje de la fuerza de trabajo aplicado en el mantenimiento preventivo no programado, es decir, los determinados por la inspección o medición (predictivo), así como la reparación de defectos o irregularidades en el funcionamiento de los activos que llegan a impedir su funcionamiento.

En este caso ABRAMAN llevó en consideración solamente el mantenimiento predictivo.

Con el avance de la tecnología de monitoreo, se considera como referencia para este indicador alrededor del 30% y se puede observar que los valores están muy por debajo y que, con excepción del sector Siderúrgico todos los demás logran, si acaso, alcanzar el entorno del 20%.

Se observó un aumento en las cifras de la minería, lo que refuerza el comentario realizado en los costos (reducción de valores en equipos de monitoreo).

La industria del Papel/Celulosa tuvo un promedio mayor en los años 90 cuando alcanzó el pico de 55%. Este sector es uno donde se implementaron mayores cambios en los tipos de equipos que eran más robustos y en grandes cantidades como las máquinas de trenes, grandes engranajes y componentes de transmisión mecánica pesada, que fueron si

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cuales usted se podrá comparar y alcanzar niveles de clase mundial.

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endo reemplazados por equipos hidráulicos y en grandes cantidades de accionadores en lugar de uno de gran potencia.

FIGURA 8

La gráfica de tendencias muestra una cierta homogeneidad a partir del año de 1995 Sin embargo sabemos que las técnicas de hardware y software disponibles están en crecimiento, así como el desarrollo de empresas especializadas en este tipo de actividad. Es posible que la estabilidad y hasta reducción de la tercerización por motivos económicos sea uno de los factores que llevan al resultado presentado.

FIGURA 9

Como ya se ha indicado, merece destacarse de forma positiva el resultado presentado por el sector Siderúrgico y destacarse

de forma los resultados presentados por los sectores de Trasporte y Automotores. Aun no sea el ideal, se encuentran cinco sectores con el valor del índice superior al 20%.

La industria civil ocupa el segundo lugar en las empresas donde se utilizan medios para hacer la inspección y el predictivo por su aplicación en equipos móviles. Sin embargo los costos relativos con personal son más altos que el sector minero debido a que todavía se llevan más los equipos a talleres y, además, los costos con materiales son relativamente menores.

FIGURA 10

Índice – Mantenimiento Preventivo - TBMP

Calculado utilizando la fórmula: TBMP = (HHMP (Horas-hombre invertidas en Mantenimiento Preventivo - por el tiempo y por el estado) / HHDP (Horas-hombre disponibles)) x 100

Indica el porcentaje de la fuerza de trabajo aplicada en cualquier tipo de mantenimiento preventivo es decir, cualquier actividad que no sea de reparación de fallas

Este índice no hace parte de las encuestas de ABRAMAN siendo obtenido por la suma de los dos anteriores (Trabajo en Mantenimiento Preventivo por Tiempo y Trabajo en Mantenimiento Preventivo por Estado)

Los altos valores del Preventivo por Tiempo influyen en los resultados del indicador global de preventivo una vez que como ya se ha observado, el Preventivo por Estado presentó estabilidad en los últimos 20 años. Si los resultados de los dos indicadores fuesen invertidos hasta se podría decir que las empresas brasileñas estarían sobre las referencias internacionales pero la forma como se presentan lamentablemente no reflejan este hecho.

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FIGURA 11

Se observa la tendencia de crecimiento de este índice que ya es muy alto a partir del 1990 que tiene influencia del alto valor del año de 2001 influenciado por, como ya vimos, por el sector de Petróleo en Mantenimiento Preventivo por Tiempo. Sin embargo este valor no influye en el cálculo del promedio (obtenido a partir del 2005) que está por encima del mayor valor considerado adecuado para el indicador que es de 50%.

FIGURA 12

Los Sectores Siderúrgico, Electricidad, Civil, Papel/Celulosa y Minería tuvieron altos valores por influencia del Preventivo por Estado, superando los sectores de Transporte y Alimentos que presentaron altos valores de Preventivo por Tiempo y bajos de Preventivo por Estado.

FIGURA 13 y FIGURA 14

Cuando comparamos la gráfica de espiral del Preventivo con los valores del Correctivo que, teóricamente debería ser inversas, se observa algunas discrepancias particularmente en los sectores Civil, Eléctrico, Minería, Alimentos y Azúcar/Alcohol los dos últimos con mayor destaque, una vez que presentan altos valores de Preventivo (59,2% y 53,6%) y altos valores de Correctivo (43,4% y 41,6%).

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FIGURA 15

Índice – Otras Actividades del Personal de Mantenimiento – OAPM

Calculado utilizando la fórmula: OAPM = (HHSA (Horas-hombre invertido en Servicios de Apoyo) / HHDP (Horas-hombre disponibles)) x 100

Indica el porcentaje de la fuerza de trabajo aplicada en actividades que no entran en preventivo o correctivo de los activos, por ejemplo, la mejora de la seguridad industrial, la capacitación, la investigación, la ampliación de planta, la mejora de los equipos para reducir el tiempo de intervención (mantenabilidad) inspecciones de las piezas en el almacén, etc.

FIGURA 16

Los valores se muestran oscilantes al rededor del valor promedio de 16% generando una gráfica de tendencia lineal.

En la actualidad se considera que el valor para este índice esté alrededor de 30%, fuertemente influenciado por las investigaciones y análisis.

FIGURA 17

El mayor valor se presentó en el sector de Cemento y el más bajo en el sector Hospitalario. Si el indicador realmente representase investigación y análisis, los resultados seria altamente coherentes.

FIGURA 18

En la comparación de los indicadores de Correctivo, Preventivo y Otras Actividades se observa que en todos los sectores existe predominio del mantenimiento preventivo sobresaliendo el Siderúrgico, Eléctrico, Civil y Transporte, siendo que en los dos primeros el índice de correctivo es bastante reducido. El único sector donde el mantenimiento correctivo es mayor que el preventivo es de Mantenimiento Edilicio, aunque los sectores Hospitalario, electro-Electrónico, Plástico/Caucho, Automotores y Textil también presentaron valores elevados de correctivo.

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EXPERIENCIA EN LA ELABORACIÓN DE UN CATALOGO DE FALLAS PARA LA INDUSTRIA DEL GAS Y PETROLEO

(Final)

Introducción

Si queremos definir un catálogo de falla podemos decir que es una interfase entre el hombre y la máquina que va a permitir al hombre reflejar en el sistema informático de gestión de mantenimiento lo que le está sucediendo al equipo en operación. Adicionalmente podemos decir que un catálogo de fallas es la mejor manera y la más ordenada que tiene una empresa de presentarle a la organización de una manera proactiva y en un mismo documento los elementos que causan deterioros de sus equipos así como las acciones de mitigación que permitirán su continuidad operacional.En este sentido los catálogos de fallas son utilizados para que nos permita registrar en el sistema de mantenimiento (lo más apegado a la realidad) que algo sucedió a nuestros equipos y fue captado por algún trabajador (el mecánico, el eléctrico, el supervisor y/o el operador), con esta información el trabajador debe reportar y/o generar el aviso describiendo lo observado. De la calidad de esta información dependerá la calidad de la respuesta del proceso de mantenimiento que sigue, bien sea la planificación, la programación o la ejecución del mantenimiento.Tomando en cuenta lo anteriormente planteado este documento tiene como espíritu compartir la experiencia en el proceso de construcción de un catálogo de fallas para la industria del gas y petróleo bajo la premisa de que dicho catálogo sea de fácil entendimiento y uso por cualquier integrante de la organización, de tal manera de que permita al generador del aviso describir fácilmente lo observado, al ejecutor retroalimentar fácilmente las ordenes de trabajo.

Por:

Medina N. Robinson J.MSc. CMRP. Ingeniero Mecánico, con Especialización en Evaluación de Materiales e Inspección de Equipos Consultor Senior Integrity Assessment Servicesrobinson.medina@iasca.net Venezuela

Los elementos mantenibles se obtendrán directamente de lo establecido en el estándar ISO 14224 Pagina 50 tabla A21 basado en el uso de las tablas de subdivisión de equipos

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1.1 Definición de los Modos de Falla del catálogo:

Este elemento es considerado uno de los más importantes de un catálogo de fallas ya que permitirá al usuario la identificación o correlación de la falla observada con el sistema de mantenimiento, es decir se requiere que esta columna sea lo más sencilla posible en cuanto los conceptos que ella debe reflejar ya que la misma será parte fundamental para conformar el aviso de avería, entendiendo entonces que dicho aviso podrá ser emitido por cualquier persona de la organización.

En primera instancia asumiremos el concepto de Modo de Falla como está establecido en el estándar ISO 14224 el cual el cual lo define como “Efecto por el cual una falla es observada.”, concepto claro y ajustado a lo que se busca en la

conformación del catálogo.

Los modos de fallas se obtendrán directamente de lo establecido en el estándar ISO 14224 Página 121 a la página 130. En estas tablas se plantean los modos de fallas más relevantes para diferentes familias de equipos. A modo de ejemplo se puede apreciar en la tabla B.6 modos de fallas propuestos por dicha norma para equipos rotativos.

Tabla B.6 ISO 14224. Modos de fallas representativos para equipos rotativos.

Esta tabla debe ser considerada como una guía, donde el grupo de especialistas que desarrolla el catalogo definirá en función del contexto operacional del equipo si todos los modos de fallas propuestos deben ser analizados o en su defecto de existir algún modo de falla que no sea tomado en cuanta el mimo debe ser incorporado.

En esta normativa podemos conseguir una tabla propuesta de modos de falla para las siguientes familias de equipos:

Familia de equipos Tabla

Equipos Rotativos B.6

Equipos Estáticos B.7

Equipos Eléctricos B.8

Equipos de Seguridad y Control B.9

1.2 Definición de las causas de Falla del catálogo:

Esta columna del catálogo representa conceptualmente el evento “inicial” que originó la avería correspondiente en el

equipo y está asociado con el mecanismo de falla que actuó sobre el componente para generar la falla. En este sentido esta columna es fundamental para el proceso de retroalimentación de las órdenes de mantenimiento ya ejecutadas y no tiene nada que ver con la generación de los avisos de avería, por lo que es recomendable que dicha columna no esté disponible en el sistema al momento de generar el aviso de avería.

El uso de la misma requiere de la incorporación del mayor número de causas de fallas conocidas asociadas a causas raíces físicas, pero también se deben incorporar causas raíces organizacionales o latentes.

El objetivo fundamental de este elemento es identificar el evento inicial ("causas raíz") en la secuencia que conduce a una falla de un elemento del equipo. De acuerdo al estándar ISO 14224, sección B.2.3., existen 5 categorías de causas de falla, en las cuales podemos relacionar todas las causas que puedan generar el deterioro de un equipo o componente. Estas categorías son:

Relacionadas al diseño. Relacionadas a fabricación e instalación. Relacionadas a la operación y mantenimiento. Relacionadas a la gerencia. Misceláneos.

En este sentido las causas de fallas se obtendrán directamente de lo establecido en el estándar ISO 14224 basado en el uso de la Tabla B-3 “Causas de Falla” en la

columna subdivisión de las causas de falla.

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Tabla B.3 ISO 14224. Extractó de la tabla Causas de fallas representativas para equipos de la industria Petrolera.

1.3 Definición de Medidas o Actividad Recomendada del catálogo:

Medidas o Actividad Recomendada representa la cuarta columna y su conceptualización está asociada a recomendaciones técnicas de mantenimiento que permitan restituir las condiciones operativas del componente afectado.

El estándar ISO 14224 establece en la tabla B-5 denominada actividades de mantenimiento, doce (12) categorías de actividad tanto para el mantenimiento correctivo como el mantenimiento preventivo.

Tabla B.5. ISO 14224.Medidas o actividades recomendadas

1.4 Definición de Actividades Ejecutadas del catálogo:

Representa la 5ta y última columna del catálogo, la misma está constituida por un conjunto de tareas en tiempo pasado que representan la materialización de las recomendaciones técnicas. Esta columna será fundamental para complementar

la etapa de cierre de las órdenes de mantenimiento, permitiendo reflejar en la misma lo que verdaderamente desde el punto de vista de mantenimiento recibió el componente fallado.

Para efectos de este documento técnico y tomando en cuenta el espíritu de facilitar la interpretación del catálogo por parte de los usuarios que este elemento estará conformado por los mismos elementos del Elemento Actividades Recomendadas solo que dichas por ser acciones de mantenimiento ya realizadas el verbo se conjugará en pasado.

2 DEFINIENDO LAS FAMILIAS DE EQUIPOS

En la realidad el proceso de desarrollo de los catálogos de falla de un sistema de mantenimiento debe asegurar que se tomarán en cuenta el universo de familias suficientes que permita la identificación exacta de un gran porcentaje de equipos que la conforman, estableciendo como criterio el desarrollo de catálogos de aquellos equipos que realmente están presentes el proceso de producción.

El estándar ISO 14224 nos da enfoque aproximado de las familias o clases de equipos (nivel 6 de la taxonomía) utilizados en la industria petrolera, gasífera y petroquímica, en la tabla A.4 se muestra algunas de las familias recomendadas.

Tabla A.4. ISO 14224. Clases de equipos

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Tomando en cuenta lo anteriormente expuesto y en función de la experiencia se complementará el universo de familias que definirán el universo de catálogos propuestos. En la Figura 2 se muestran las familias de equipos seleccionadas, las cuales permitirán generara de forma precisa los diferentes catálogos individuales de cada equipo que conforma la familia.

Figura 2. Familias de equipos propuestas

3 DEFINIENDO LOS EQUIPOS

La tabla A.4 del estándar ISO 14224 ya trae consigo los diferentes equipos que conforman cada una de las clases de equipos, en función de esta información el equipo de trabajo que desarrolla el catalogo deberá complementar dichas clases con aquellos equipos que no aparezcan y que si existen en la organización que desarrolla el proyecto.

A continuación se indican los equipos representativos que conforman cada una de las clases establecidas en el estándar.

3.1 Equipos Estáticos

Equipos Tipos de equipos

1. Intercambiadores de calorCarcasa y tuboEnfriados por aireDe placas

2. Calderas / Hornos / Mechurrios

3. Recipientes a presión

Reactores, separadores, columnas, filtros, enfriadores, entre otros.

4. Tuberías

5. Tanques de almacenamientoTanques presurizados de gran volumen y Tanques atmosféricos

6. Brazos de carga7. Balanzas8. Diques9. Drenajes (canales)

3.2 Equipos DinámicosEquipo Tipos de equipos

1. Motores de combustión

2. Compresores y VentiladoresCentrífugosReciprocantesRotatorios

3. Generadores Eléctricos4. Motores Eléctricos5. Turbinas de Gas y Vapor6. Expansores

7. BombasCentrífugosReciprocantesRotatorios

8. Otros equipos dinámicos

Mezcladores, Cajas de engranaje, y otros equipos de las clasificaciones anteriores

3.3 Equipos Eléctricos

Equipo Tipos de equipos

1. Suministro de potencia ininterrumpido y baterías

UPS y bancos de

baterías

2. Transformadores de potencia

3. Variadores de frecuencia

4. Líneas de transmisión, distribución y alimentadores eléctricos subterráneos

5. Distribución eléctrica y Centro de control de motores

6. Sistemas de puesta a tierra

7. Rectificadores de protección catódica

8. Alumbrado Luminarias y

equipos asociados

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3.4 Equipos de Seguridad

Equipo Tipos de equipos

1. Válvulas de seguridad

2. Equipos de extinción de fuego

Monitores, rociadores,

hidrantes

3. AlarmasAnunciadores, sirenas,

alarmas luminosas

3.5 Equipos de Instrumentación

Equipo Tipos de equipos

1. Detectores de fuego y gasHumo y combustión,

calor, llama, gas, UV

2. Elementos primarios

Indicadores, medidores,

sensores,

transductores,

transmisores

3. Unidades de control

PLC, computadoras,

controladores

electrónicos,

controladores

neumáticos, relés.

4. Elementos finales Válvulas automáticas

5. Bancos de baterías de respaldo

Sistemas de respaldo

para la instrumentación

en las estaciones de gas

3.6 Equipos de Transporte e Izamiento

Equipos Tipos de equipos

1. Flota terrestre

LivianaVehículos sedán

Vehículos pick-up

Pesada

Camiones 350

Gandolas de carga

Equipos de

construcción y

movimiento de tierra

2. Flota lacustre

LivianaLanchas de

transporte

Pesada

Remolcadores /

Barcaza

Buques de carga

Gabarras de línea /

perforación

3. Equipos de Izamiento

Montacargas, grúas móviles

(telescópicas y de celosía), grúas

estáticas

3.7 Utilitarios

EQUIPO TIPOS DE EQUIPOS

Ascensores

Unidades de Aire Acondicionado

4 BENEFICIOS DERIVADOS POR EL DESARROLLO E IMPLEMENTACION DE LOS CATALOGOS DE FALLA

El desarrollo de un catálogo de fallas permitirá en primera instancia homologar los criterios para la conformación de una base de datos de información para los análisis de ingeniería de mantenimiento.

Facilita la generación de los avisos de solicitud de mantenimiento en el sistema.

Facilita el proceso de retroalimentación de las órdenes de mantenimiento en el sistema.

Permite utilizar una base de datos corporativa para el análisis de tendencias, fallas repetitivas para la solución de problemas recurrentes.

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Un catálogo de fallas bien definido, se constituye en una interfase hombre sistema que facilita la simulación de la realidad en cuanto al comportamiento de los equipos mantenibles.

REFERENCIAS

(1) Medina N. Robinson José; “Informe técnico, Desarrollo de Catálogos de Falla. PDVSA. Venezuela. Año 2013.

(2) Estandar Internacional ISO 14224; “Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Collection and exchange of reliability and maintenance data for equipment”. Second Editión Año 2006.

(3) OREDA. Off Shore Reliability Data Hand Book. Volumen 1. 5th Edition 2009

COD ELEMENTOS MANTENIBLES / PARTES COD MODOS DE FALLA CÓDIGO

(MF) COD CAUSAS DE FALLAS COD MEDIDAS GENERALES COD ACTIVIDAD EJECUTADA

10 Acople (rígido, flexible, cruceta) 10 Alta temperatura de cojinetes 10 Acople inadecuado 10 Ajustar 10 Ajustado

20 Aro salpicador de aceite lubricante 20 Alta temperatura de operación OHE 20 Ajuste inapropiado 20 Efectuar mantenimiento mayor 20 Efectuado mantenimiento mayor

30 Cables de salida de bobinas 30 Deficiencia estructural (rotura, desgaste, fractura, corrosión)

STD 30 Alta temperatura estator 30 Efectuar servicio 30 Efectuado servicio

40 Caja de conexiones 40 Falla de arranque FTS 40 Apernado incompleto/deficiente

40 Inspeccionar 40 Inspeccionado

50 Cajera de cojinetes 50 Falla de instrumentacion asociada AIR 50 Arranque inapropiado 50 Modificar 50 Modificado

60 Carcasa 60 Fluctuaciones de velocidad ERO 60 Atascamiento de cojinetes 60 Realizar puesta a punto 60 Realizada puesta a punto

70 Cojinete antifricción (o bola) 70 Fuga externa (tuberias de elementos auxiliares)

ELU 70 Ausencia de procedimientos 70 Reemplazar 70 Reemplazado

80 Cojinete de deslizamiento 80 Otro OTH 80 Baja frecuencia 80 Reparar 80 Reparado90 Eje 90 Parada repentina UST 90 Bajo nivel de aceite

100 Empalme de conexión 100 Parametros operacionales fuera de los limites de control

PDE 100 Bajo voltaje

110 Estator (embobinado/láminas) 110 Ruido (resonancia mecánica o eléctrica)

NOI 110 Bases/fundaciones/soportes inadecuadas

120 Excitatriz 120 Sobrevelocidad HIO 120 Carcasa corroída

130 Instrumentación asociada a temperatura

130 Vibración VIB 130 Cojinetes inadecuados

140 Instrumentación asociada a vibración

140 Conexiones flojas

150 Jaula de ardilla 150 Conexiones internas erróneas

160 Línea de purga de aire 160 Contaminacion

170 Líneas de aceite 170 Controles desactivados o no puestos en servicio

180 Rotor (embobinado/láminas/anillos colectores)

180 Corrosión y/o Erosión

190 RTD 190 Cortocircuito

200 Sistema de enfriamiento (filtro de aire, ventilador)

200 Deficiencia de Mantenimiento

210 Sistema de Lubricación 210 Desalineación220 Desbalance230 Desgaste de componentes240 Desgaste de Escobillas

250 Dispositivos de protección descalibrados y/o averiados

260 Ensamblaje inadecuado270 Ensuciamiento por aceite280 Error de instalación290 Error de operación300 Falla de acople310 Falla de aislamiento320 Falla de Barras330 Falla de control electrónica

340 Falla del calentador de espacio

350 Falla del Ventilador360 Falla en sellos laberinto370 Falta de capacitación380 Fatiga de componentes390 Guardacople no instalado

400 Instalación inadecuada del guardacople

410 Láminas flojas420 Líneas auxiliares obstruidas430 Lubricante contaminado440 Lubricante degradado450 Lubricante inadecuado460 Materiales defectuosos

470 Objetos extraños sueltos en el equipo

480 Obstrucción de filtro(s) de aceite

490 Obstrucción de líneas auxiliares

500 Obstrucción de respiradero de cajera de cojinetes

510 Otro520 Punto caliente530 Quemado540 Roce mecánico rotor/estator550 Rotura de polea560 Rotura del eje570 Sabotaje580 Sellos inadecuados

590 Sistema de enfriamiento ineficiente

600 Sistema de lubricación inadecuado

610 Sobrecarga620 Sobrevoltaje630 Tolerancias inadecuadas640 Trancado650 Ventilación deficiente660 Ventilador externo dañado

670 Vibración por encima de los parámetros

CATÁLOGO DE FALLAS PARA: MOTORES ELÉCTRICOS

Anexos - Algunos modelos de catálogos de falla

COD ELEMENTOS MANTENIBLES / PARTES COD MODOS DE FALLA CÓDIGO

(MF) COD CAUSAS DE FALLAS COD MEDIDAS GENERALES COD ACTIVIDAD EJECUTADA

10 Aceite lubricante (y de sello) 10 Alta temperatura de cojinetes 10 Acople inadecuado 10 Ajustar 10 Ajustado

20 Acople (rígido, flexible, cruceta) 20 Alta temperatura de operación OHE 20 Ajuste inapropiado 20 Efectuar mantenimiento mayor 20 Efectuado mantenimiento mayor

30 Acumulador de fluido de barrera 30 Deterioro estructural (rotura, desgaste, fractura, corrosión)

STD 30 Alta presión de descarga 30 Efectuar servicio 30 Efectuado servicio

40 Amortiguador de pulsación 40 Falla de Arranque FTS 40 Apernado incompleto/deficiente

40 Inspeccionar 40 Inspeccionado

50 Anillos de desgaste 50 Falla de funcionamiento FTI 50 Arranque inapropiado 50 Modificar 50 Modificado

60 Aro salpicador de aceite lubricante 60 Falla de instrumentacion asociada AIR 60 Ataque químico 60 Probar 60 Probado

70 Aros de pistón 70 Falla de Parada STP 70 Atascamiento de cojinetes 70 Realizar puesta a punto 70 Realizada puesta a punto

80 Bielas / Manivelas 80 Fuga por tuberias auxiliares ELU 80 Atascamiento de pistón y/o componentes

80 Reemplazar 80 Reemplazado

90 Bolsillos descargadores 90 Obstrucción de líneas auxiliares PLU 90 Ausencia de procedimientos 90 Reparar 90 Reparado100 Bomba(s) de aceite lubricante 100 Otro OTH 100 Baja eficiencia

110 Bridas (succión/descarga) 110 Parada repentina UST 110 Baja presión de aceite de sello

120 Bridas de conexión 120 Parametros operacionales fuera de los limites de control

PDE 120 Baja presión de descarga

130 Bujes 130 Ruido NOI 130 Bajo flujo agua enfriamiento

140 Cabezal de bombeo 140 Vibración / desplazamiento axial VIB 140 Bajo nivel de aceite lubricante

150 Cabezote 150 Bases/fundaciones/soportes inadecuadas o deterioradas

160 Cableado y conduit 160 Cavitación170 Caja de engranaje 170 Choque térmico180 Cajera de cojinetes 180 Cojinetes inadecuados

190 Camisa 190 Contaminación de fluido de proceso

200 Carcasa 200 Controles desactivados o no puestos en servicio

210 Cigüeñal 210 Corrosión y/o Erosión

220 Cilindro 220 Deficiencia de Mantenimiento

230 Cojinete de deslizamiento 230 Deformación

240 Cojinete de empuje 240 Degradación externa de revestimiento

250 Columna de bombeo 250 Desalineación260 Diafragma 260 Desbalance270 Eje 270 Desconocida280 Empaquetaduras 280 Desgaste 290 Enfriador(es) 290 Dilatación térmica300 Engranajes impulsores 300 Diseño inadecuado

310 Estator (bombas cavidad progresiva) 310 Ensamblaje inadecuado

320 Expulsor (bombas slurry) 320 Error de instalación330 Filtro de aceite lubricante 330 Error de operación

340 Impulsor(es) 340 Esfuerzos excesivos en tuberías

350 Inductor 350 Excentricidad

360 Instrumentación asociada a flujo 360 Excesivo desplazamiento axial

370 Instrumentación asociada a nivel 370 Falla de acondicionamiento de aceite

380 Instrumentación asociada a presión 380 Falla de Cojinetes

390 Instrumentación asociada a temperatura

390 Falla de control electrónica

400 Instrumentación asociada a velocidad

400 Falla de control neumática

410 Instrumentación asociada a vibración

410 Falla de Empacadura

420Líneas auxiliares (aceite lubricante, aceite de sello, agua de enfriamiento)

420 Falla de la Instrumentacion

430 Lóbulos impulsores 430 Falla de Sellos440 Paletas impulsoras 440 Falla del Acople

450 Pistón (o tambor) de balance 450 Falla en bomba de aceite lubricante

460 Pistón(es) 460 Fallas en planes API de sellado

470 Pote de succión (bombas verticales) 470 Falta de capacitación

480 Reservorio de aceite lubricante 480 Fatiga490 Rodamiento 490 Fractura500 Rotor (bombas cavidad progresiva) 500 Giro invertido510 Sellos de aceite 510 Golpe ariete

520 Sellos interetapas 520 Gravedad especifica inadecuada

530 Sellos mecánicos 530 Impulsor deteriorados / partidos / obstruidos

540 Soporte (o skid) 540 Líneas auxiliares obstruidas550 Tazon 550 Lóbulo deteriorado/partido560 Tornillo impulsor 560 Lubricacion inadecuada

570Válvulas de succión/descarga (equipos de desplazamiento positivo)

570 Lubricante contaminado

580 Lubricante degradado590 Lubricante inadecuado600 Material defectuoso

610 No tiene revestimiento protector

620 Obstrucción de respiradero de caja de cojinetes

630 Obstruccion del filtro colador de linea de succión

640 Obstruccion del Filtro de Aceite

650 Otro

660 Paletas deterioradas o partidas

670 Paso de alabe

680 Pernos de sujeción deteriorados/partidos

690 Pistón deteriorado/partido700 Roce710 Rotura de eje720 Sabotaje730 Sellos inadecuados740 Solidificación producto750 Submergencia inadecuada760 Tolerancias inadecuadas

770 Válvula de alivio se encuentra abierta

780 Válvula de descarga se encuentra cerrada

790Válvula de retención (Check) de descarga está cerrada u atascada

800 Válvula de succión se encuentra cerrada

CATÁLOGO DE FALLAS PARA BOMBAS

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CRITERIOS DE EVALUACIÓN DE BOBINAS DE ESTATOR PARA GENERADORES DE GRAN POTENCIA

GRUPO EMPRESARIAL EPM (Final)

Introducción Este documento tiene la intención de abordar temas inherentes a las pruebas para la selección o calificación de los elementos que componen las bobinas de estator empleadas en los generadores sincrónicos de gran potencia. La intención es familiarizarse con los conceptos aquí presentados con el fin de tener criterios de decisión a la hora de recibir devanados para su aceptación o rechazo dada la respuesta que presenten los mismos frente a las pruebas a las cuales serán sometidos.

Por:

Anderson García Vásquez Ingeniero Electricista. Esp. En gerencia de mantenimiento Ingeniero de la Unidad Operaciones Guadalupe Grupo Empresarial EPM E.S.P anderson.garcia@epm.com.co Colombia

Héctor Diego González Sánchez. Ingeniero Electricista. Magíster en Sistemas de Generación de Energía Eléctrica Ingeniero de la Gerencia Centros de Excelencia Técnica Grupo Empresarial EPM E.S.P hector.gonzalez@epm.com.co Colombia

Trabajo presentado en el XI Congreso Costarricense de Mantenimiento - 18 y 19 Jun 2014

En el análisis de los indicadores el autor contó con la colaboración de su alumno de Postgrado Ing. Franklin da Silva Nonato

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Pruebas Eléctricas

Resistencia de Aislamiento. Mediante esta prueba se determina la capacidad del aislamiento eléctrico de un bobinado para resistir el flujo de la corriente directa. Es el resultado del cociente de la tensión continua aplicada dividido por corriente que circula a través de aislamiento de la máquina. Este valor es corregido a una temperatura de 40 ° C, luego el valor de las resistencia es Rc = KT RT, donde KT es el coeficiente de temperatura de la resistencia de aislamiento (ver figura 3), cuyo valor puede variar si el aislamiento que se está evaluando es termoplástico (p.e. asfálticos) o termoestable (p.e. epóxicos o poliésteres) ver Figura 3, luego la temperatura afecta de manera notoria el valor de la resistencia de aislamiento. El tiempo de aplicación del voltaje normalmente es de 1 minuto, sin embargo, se pueden usar otros valores (minutos o segundos) y la relación entre dos valores de resistencia tomados a diferentes tiempos es conocida como Índice de Polarización (IP) para el caso de aislamientos de devanados de estator ó Índice de Absorción (DAR) para aislamientos de devanados de rotor.

Figura 3. Factor de Corrección por Temperatura para sistemas de aislamiento “Termoplásticos” (asfalto) y “Termoestables” (epóxidos o poliésteres).

En una prueba de Resistencia de Aislamiento se evalúa el comportamiento de varias corrientes: corriente de fuga, corriente de absorción, y corriente capacitiva, considerando la corriente conductiva de valor cero, ver Figura 4. El comportamiento de estas corrientes permite establecer la condición del aislamiento en cuanto a humedad y contaminación.

Una disminución significativa en la resistencia de aislamiento con un aumento en la tensión aplicada puede ser una indicación de problemas en el aislamiento. Estos problemas pueden deberse a imperfecciones o fracturas del aislamiento, agravados por la presencia de contaminantes, de humedad o el resultado de otros fenómenos de deterioro.

Figura 4. Tipos de Corrientes para un aislamiento epoxy-mica.

El estándar aplicable [8] define valores mínimos de IP dependiendo del aislamiento bajo prueba, así como también criterios para varias situaciones de evaluación de los aislamientos empleando esta prueba, tales como: “si la resistencia de aislamiento es de valor superior a los 5000 MOhm el IP pierde relevancia”.

Rigidez Dieléctrica. La rigidez dieléctrica de un material es el valor límite de voltaje aplicado sobre el espesor del material (kV/mm) [9], siendo que a partir de este valor, los átomos que componen el material para ionizar el material dieléctrico dejan de funcionar como un aislante. Los factores que influyen en el valor de la rigidez dieléctrica son: temperatura, espesor del dieléctrico, tiempo de aplicación de la diferencia de potencial, tasa de crecimiento del voltaje. Para un gas, la presión es un factor importante. Esta prueba tiene aplicaciones en líquidos aislantes o en el aire, en placas para la fabricación de materiales aislantes. Referentes internacionales establecen valores de rigidez dieléctrica ente 55 y 65 V/mils, es decir entre 2165 y 2560 V/mm [10]. En la Figura 5 se puede apreciar un equipo para la prueba.

Figura 5. Equipo para prueba de rigidez dieléctrica. Cortesía AEPI, División Laboratorio.

Alta Tensión. Es una prueba que se emplea para verificar la eficacia del armado de un devanado de estator de un

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generador sincrónico [11]. Esta prueba, que evalúa la condición del aislamiento de la máquina, se puede llevar a cabo en la fábrica o en campo durante la instalación de un devanado de estator, como condición de aceptación, para verificar la eficacia de las reparaciones o el mantenimiento, después de una ocurrida una falla. Como prueba de aceptación, la prueba de alta tensión con tensión DC se realiza generalmente para proporcionar cierta seguridad de que el aislamiento tiene un nivel mínimo de soportabilidad eléctrica. Una falla durante una inspección a una tensión adecuada indica el aislamiento no es apto para ser puesto en servicio. Generalmente se emplea un valor de corriente aceptable de 100 microamperios, este valor ya no aparece en las versiones del estándar y queda a criterio del personal de mantenimiento definir el nivel de corriente aceptable para poner en funcionamiento un devanado de estator. El estándar define varios criterios para el nivel de voltaje a aplicar, dependiendo de si se está probando bobinas en condición de nuevas o bobinas que han estado sometidas a condiciones de operación y establece como criterios: dos veces la tensión nominal más un kilovoltio multiplicado por el factor 1.7. Para situaciones de mantenimiento, es decir, aquellas en donde han sido realizadas labores sobre el estator de las unidades de generación, se pueden tomar como referencia los siguientes valores:

1.25 – 1.5 Vnom L-L ó

0.65 – 0.75 Vprueba AC, es decir,

(0.65-0.75)*(2*VnomL-L+1000) VAC.

Criterio del punto final [12]. Una prueba de resistencia eléctrica del aislamiento (Alta Tensión) es utilizada generalmente para determinar el punto final de la prueba cíclica termomecánica. Por lo tanto, se sugiere que los especímenes se ensayen periódicamente con una tensión alterna de 2E + 1 kV o una tensión continua de 1,7 × (2E + 1) kV durante 1 min, y continuamente hasta que uno de ellos falle. El uso de la prueba de Alta tensión como un punto final puede ser poco práctico en situaciones que involucran modelos o especímenes cortos con poca distancia de fuga que pueda impedir un flashover. Se busca que las muestras de ensayo tengan un tamaño adecuado para proporcionar una adecuada distancia de fuga, sin embargo, si esto no es factible, el examen visual puede ser utilizado para determinar un punto final. Este último método es algo subjetivo y puede conducir a variabilidad en los resultados. En ocasiones los fabricantes superan esta limitación mediante la inmersión de las muestras en aceite, sin embargo, la exposición a aceite cambia el estado de la superficie de la muestra y puede alterar los resultados del ciclado termomecánico de la prueba. Por lo tanto, la de esfuerzo eléctrica de alta tensión en aceite no se recomienda. Si un punto final no se ha alcanzado, la prueba de Alta tensión puede ser realizada repetidamente. Este método puede ser empleado para realizar comparaciones útiles cuando otros medios de

identificación de la degradación dan poca o ninguna indicación.

Estimación de la vida media de un aislamiento. Este es un aspecto que es tratado en el estándar IEEE Guide for the Statistical Analysis of Thermal Life Test Data [13], apoyado en el modelo de Arrhenius plantea que la vida media de un aislamiento está caracterizada por una reacción y modo de falla dominante sobre un rango de temperatura específico, sin embargo, se pueden presentar reacciones y modos de falla diferentes sobre rangos de temperatura diferentes y con variaciones en los estrés mecánicos con las limitaciones de modo de falla. La relación de Arrhenius se ajusta a los datos temperatura vs. Vida del aislamiento, más no siempre es aplicable. La ecuación de Arrhenius para una velocidad de reacción química es:

k = D*exp(-E / RT)

La vida media L de un aislamiento se supone que es inversamente proporcional a la velocidad de la reacción química k, así:

logL= constant + E RT 2.303

La ecuación de Arrhenius expresada de la forma algebraica es:

M(X) = A + BX

En donde los factores A y B son calculados dependiendo de la población de aislamientos, los especímenes de prueba, los métodos y los modos de falla. En la práctica, la aplicación de la ecuación de Arrhenius a menudo es válida.

La necesidad de contar con procedimientos de envejecimiento acelerado y de información necesaria para evaluar los polímeros a pesar de su rápido desarrollo y de las capacidades térmicas de los materiales empleados en los aislamientos eléctricos han generado estándares internacionales que plantean metodologías para la evaluación de los mismos [14], algunos de ellos proporciona orientación sobre la elección de los criterios de prueba para la determinación de las características de resistencia térmica [15][16] que incluye una lista de los procedimientos publicados existentes.

Voltage Endurance [17]. Es una prueba que se recomienda para conocer la soportabilidad a la tensión de las bobinas. Este tipo de pruebas aplica para máquinas con una tensión nominal entre 4 y 22 KV, 50/60 Hz. Puede ser realizada ya sea a temperatura ambiente o a temperatura elevada. Las muestras a ensayar deben ser una cantidad representativa de las barras o bobinas utilizadas en la máquina, y debe incluir la barra con el aislamiento total y su construcción debe ser tal cual como si fuera a ser instalada en la máquina. El estándar no es específico en relación con tiempos de vida esperados

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bajo condición de voltaje de sometimiento. Para su realización se definen el voltaje y la temperatura de la prueba, el tiempo de vida mínimo aceptable, y el número de muestras a ensayar se deben establecer antes de la prueba. Los valores recomendados son abordados en el estandar IEEE 1553 [18].

Cuando cinco o más bobinas o barras idénticas han sido probadas, los datos pueden ser analizados usando métodos rigurosos estadísticos. Se utiliza por lo general la distribución de probabilidad de Weibull con sus dos parámetros:

Trazado en papel logarítmico y los métodos para estimar los parámetros de probabilidad se discuten en el estándar IEEE 930 – 2007 [19].

La temperatura de envejecimiento es acordada entre cliente y proveedor. Para un aislamiento clase F, se tiene que la temperatura Rise es de 155 °C y si se le restan los 40°C de la temperatura ambiente quedarían 115°C que es la temperatura a la cual debería ser sometidas las bobinas con el fin de estresar al límite los aislamientos empleados y estos deberían soportar, al fin y al cabo estarían sometidos tan solo a una fracción de tiempo (250 o 400 horas). Los cuatro (4) prototipos deben resistir la tensión indicada sin falla, sin embargo, se considera prueba exitosa si solo uno de los prototipos falla entre las 200 y 400 horas. Si una de las muestras llega a fallar antes de las 400 horas, se adicionan dos muestras más y deberán estar expuestas un tiempo promedio de soportabilidad igual o mayor a las 400 horas. Una vez finalizada la prueba, a cada una de las bobinas sometidas a la prueba Voltage Endurance, se les mide las descargas parciales a 16 Kv.

Envejecimiento Acelerado. Existe un procedimiento destinado a simular el envejecimiento térmico cíclico que sufren los aislamientos por la operación de las unidades de generación. El procedimiento es realizado bajo condiciones controladas, lo cual permite obtener resultados significativos en un tiempo razonable. La aceleración de la degradación es lograda aplicando repetidamente ciclos de calentamiento y enfriamiento para las muestras de ensayo sin ningún tiempo de retención en las temperaturas máximas o mínimas. La prueba puede ser realizada en la producción, en la creación de prototipos o durante el diseño de barras / bobinas similares que no están previstas para su uso posterior en un bobinado ya que la prueba produce un envejecimiento del aislamiento. Las características de este procedimiento están descritas en el IEEE Std. 1310 – 2012 [20].

Descargas Parciales. Durante el funcionamiento de las máquinas rotativas, los aislamientos están sometidos a esfuerzos eléctricos, térmicos, mecánicos y ambientales que actúan e interactúan para causar cambios irreversibles en las propiedades del aislamiento. Las tensiones aplicadas inician mecanismos de envejecimiento que eventualmente llevan a la falla del aislamiento. El propósito de esta prueba es proporcionar medios de evaluación del envejecimiento del

groundwall y sistemas de aislamiento. Esta prueba establece la base para evaluar el envejecimiento del sistema de aislamiento eléctrico como resultado de las influencias ejercidas por los esfuerzos antes descritos. Una descarga Parcial es una descarga eléctrica incompleta que sirve de puente sólo parcialmente, es un tipo de descarga transitorio localizada, resultante de la ionización de un gas inmerso en un sistema de aislamiento cuando la tensión de voltaje excede un valor crítico [21].

Factor de potencia. El circuito eléctrico equivalente de un sistema de aislamiento con una pérdida dieléctrica puede ser representado por una resistencia cualquiera en paralelo con una capacitancia o una disposición en serie de componentes pasivos [22]. Ambas representaciones se dan en las Figuras 6 y 7. El aislamiento está representado por un condensador sin pérdidas, y la resistencia representa la pérdida dieléctrica. Los términos factor de potencia y factor de potencia tip-up se utilizan para conocer un poco las pérdidas dieléctricas. También puede ser usado el término factor de disipación o tangente delta. La comparación del factor de potencia y factor de disipación surge cuando se analizan los ángulos de fase y los ángulos de pérdida complementarios. Las dos mediciones son casi lo mismo para un espécimen con un factor de potencia o factor de disipación de 0,1000 o menor.

Figura 6. Circuito paralelo y diagrama vectorial.

Figura 7. Circuito serie y diagrama vectorial.

Las siguientes ecuaciones muestran cómo el factor de potencia y factor de disipación se pueden convertir uno en el otro.

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PF

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DF

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Con esta prueba se pretende medir los cambios en las propiedades del material en función del tiempo, temperatura, frecuencia, fuerza y deformación. La deformación se puede hacer en ciclos constantes de oscilación o un tipo de fijo de ciclos de interés. Las muestras utilizadas para la medida pueden ser sólidas, películas, fibras, geles o líquidos viscosos, y la temperatura de trabajo está entre -150 a 600 °C.

Pruebas Mecánicas

Ensayos de tracción y compresión en Máquina Universal. Los cuerpos de prueba son deformados cuando son sometidos a una carga, en el sentido de la compresión o la tensión. Por medio de un equipo de una célula de carga con una capacidad máxima de 10 kN, operado por un software que controla la velocidad de prueba, es posible calcular la resistencia del material. Pueden realizarse ensayos en temperaturas entre -80 ºC y 180 ºC. Para la prueba se emplean accesorios tales como: Garra con accionamiento neumático (para materiales compuestos), dispositivos para la flexión en caliente y frío, dispositivo para la prueba de delaminación, dispositivo para ensayo de tracción, dispositivo para la compresión paralela y perpendicular, dispositivo para corte interlaminar. Las anteriores pruebas califican desde el punto de vista mecánico los aislamientos en cuanto a su sopotabilidad a tracción, flexión, compresión, alargamiento, flujo cortante, delaminación Pull-Off. Las probetas empleadas para este tipo de pruebas son definidas en el correspondiente estándar [23].

Equipo para Ensayos de Impacto. En los ensayos de impacto (Charpy y de Izod), el cuerpo de prueba es sometido a una fuerza repentina, que promueve una fractura. La energía absorbida en la ruptura del material causada por el impacto del péndulo en la muestra, es utilizada para calcular la resistencia a los golpes tipo martillo, [kJ/m²]: = F * 1000 / * b * h, siendo F la fuerza [J], b = ancho [mm], h = altura [mm]. En EPM se exige que el valor a soportar de este esfuerzo deba ser al menos de hasta 50 J/m2.

Ensayo con Durómetro Barcol. El método Barcol es una forma de evaluar la dureza de un material mediante la medición de la resistencia a la penetración de una punta de acero forzado por un muelle. En el instrumento de medición, llamado el durómetro Barcol (ver figura 8), hay un rango entre 0 y 100. Este método de medición es utilizado para obtener la dureza de las aleaciones de aluminio, metales de baja dureza como el plomo y el latón, polímeros, caucho y cuero. Además, es utilizado para medir el grado de polimerización de las resinas. Está estandarizado por las normas ASTM D2583 [24] y ASTM B648 [25]. Complementa los análisis de termogravimetría, tratamiento térmico, prueba de ignición, determinación de las cenizas y las cargas y determinación de sólidos en suspensión.

Figura 8. Durómetro Barcol. Cortesía AEPI, División Laboratorio.

Microscopio Estereoscópico Trinocular con Zoom. Con el uso de un estéreo-microscopio conectado a un sistema de iluminación y transiluminación (incidente y transmitida), con vista ampliada en tres dimensiones de los objetos en observación, es posible ver la condición de los materiales que componen el aislamiento y detalles de la calidad del proceso de fabricación de los aislamientos. Cuando este equipo está equipado con el sistema de zoom, alcanza toda la magnitud de una manera continua (450X). Esta aplicación es comúnmente utilizada para determinar el contenido de vidrio, la cantidad de burbujas en la superficie, buscar defectos en los materiales, tales como la delaminación, no uniformidad, y la presencia de contaminantes.

Prueba Gel Timer. Es una prueba a realizar para la determinación del tiempo de gel en resinas liquidas con temperatura de polimerización ambiente hasta 300 °C. Muy útil para conocer el tiempo de polimerización de algunas resinas empleadas en los trabajos de intervención que se realizan sobre los estatores y rotores.

CONCLUSIONES

Se acaba de presentar un compendio de pruebas de calificación de los procesos empleados para la fabricación de bobinas para estatores de grandes generadores de potencia eléctrica, pruebas en su mayoría destructivas y conocidas como pruebas Tipo. El enfoque de estas pruebas está orientado a calificar procesos de fabricación de los aislamientos de las bobinas referenciadas.

Las pruebas tipo garantizan que los fabricantes de bobinas utilicen los materiales de características iguales o mejores que los definidos en las especificaciones técnicas del un pliego y así mismo, garantizar que el producto posea materiales de la más alta calidad, capaces de durar la vida útil esperada, no inferior a un tiempo estimado de 20 años.

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Las pruebas se deben mirar como un todo, y aunque se deben analizar una a una en sus resultados, es de vital importancia tomar decisiones con el conjunto de resultados, principalmente cuando estos son inferiores a los exigidos al fabricante

La realización de las pruebas Tipo permiten identificar aspectos que pueden impedir el diagnóstico del aislamiento y el modo de su envejecimiento a lo largo de su vida útil (caso Patente USA 5175396 bobina roebel platina).

La participación del personal de mantenimiento en este tipo de pruebas genera experiencia y conocimiento que lo llevan a reflexionar sobre las prácticas laborales y la forma de implementar mejoras en los procesos de mantenimiento.

REFERENCIAS

[1] ASTM E1131 − 08 (Reapproved 2014). Standard Test Method for Compositional Analysis by Thermogravimetry.

[2] IEEE Std 1-2000 (Revision ofIEEE Std 1-1986). Recommended Practice General Principles for Temperature Limits in the Rating of Electrical Equipment and for the Evaluation of Electrical Insulation.

[3] ASTM D3850 – 12. Standard Test Method for Rapid Thermal Degradation of Solid Electrical Insulating Materials By Thermogravimetric Method (TGA).

[4] Advanced Engineered Products International (AEPI) do Brasil. General Information About the Laboratory División and the Line Products. 2012.

[5] IEC 60216-1 Electrical insulating material – properties of thermal endurance. Part 1: Aging procedures and evaluation of test result.

[6] IEC 60216-2 Electrical insulating material – properties of thermal endurance. Part 2: Determination of thermal endurance properties of electrical insulating materials – Choice of test criteria.

[7] ASTM D3418 − 2012. Standard Test Method for Transition Temperatures and Enthalpies of Fusion and Crystallization of Polymers by Differential Scanning Calorimetry.

[8] IEEE STD 43 2013. Recommended Practice for Testing Insulation Resistance of Electric Machinery.

[9] ASTM D149 – 2013. Standard Test Method for Dielectric Breakdown Voltage and Dielectric Strength of Solid Electrical Insulating Materials at Commercial Power Frequencies.

[10] Harder, William R. National Electric Coil. Comparative Evaluations of Coil Insulation Systems in Hydrogenerator Uprates and Refurbishment. Columbus, Ohio.

[11] IEEE Std 95 – 2002 (Revision of IEEE Std 95-1977). Recommended Practice for Insulation Testing of AC Electric Machinery (2300 V and Above) With High Direct Voltage.

[12] IEEE Std 434 – 2006 (Revision of IEEE Std 434-1991). Guide for Functional Evaluation of Insulation Systems for AC Electric machines Rated 2300 V and Above.

[13] ANSI/IEEE Std 101 – 1987 (R2010) (Revision of IEEE Std 101-1972) Guide for the Statistical Analysis of Thermal Life Test Data

[14] IEEE Std 99-2007. Recommended Practice for the Preparation of Test Procedures for the Thermal Evaluation of Insulation Systems for Electrical Equipment.

[15] IEEE Std 98-2002. Standard for the preparation of test procedures for the thermal evaluation of solid electrical insulating materials.

[16] IEEE Std 275-1992. Recommended practice for thermal evaluation of insulation systems for AC electric machinery employing form-wound pre-insulated stator coils, Machines rated 6900 V and below.

[17] IEEE-1043 Recommended practice for voltage-endurance testing of form-wound bars and coils.

[18] IEEE Std 1553 – 2002. Trial – Use Standard for Voltage – Endurance Testing of Form-Wound Coils and Bars for Hydrogenerators.

[19] IEEE Std. 930 – 2007. Guide for the Statistical Analysis of Electrical Insulation Breakdown Data

[20] IEEE Std 1310 – 2012. Trial Use Recommended Practice for Thermal Cycle Testing of Form-Wound Stator Bars and Coils for Large Generators.

[21] IEEE Std 1434-2000. Trial-Use Guide to the Measurement of Partial Discharges in Rotating Machinery.

[22] IEEE Std 286 – 2000(R2012). Recommended Practice for Measurement of Power-Factor Tip-Up of Rotating Machinery Stator Coil Insulation

[23] Standard test methods for tension testing of metallic materials. Norma ASTM E8M.

[24] ASTM D2583 − 07 D2583 − 13 Standard Test Method for Indentation Hardness of Rigid Plastics by Means of a Barcol Impressor

[25] ASTM B648–78 (Reapproved 2006) Designation: B648 – 10 Standard Test Method for Indentation Hardness of Aluminum Alloys by Means of a Barcol .

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LA GESTION DE ACTIVOS EN LA INDUSTRIA

MINERA: ¿OPCION O NECESIDAD?

(Final)

¿TODOS LOS PROYECTOS SON BUENOS? Los proyectos y adquisiciones que agregan valor al negocio son “buenos” y los que no agregan valor no son “buenos”, aunque pueden ser necesarios y los “malos” son los que destruyen valor y además no son necesarios. La única manera de agregar valor a través de los proyectos, tiene dos caminos, o aumentan la producción o reducen los costos. Pero existen los proyectos denominados de “sostenibilidad”, incluyendo los proyectos de seguridad, ambientales y sociales, que son necesarios para asegurar la operación, pero que no la aumentan y generan incremento en los costos operativos. Estos deben ser debidamente identificados para optimizar el CAPEX y minimizar su impacto en el OPEX. Los proyectos de innovación o de I&D, tienen un alto riesgo de que no tengan retorno en el corto plazo, son necesarios para implementar nuevas tecnologías, pero no siempre funcionan, pero si tienen éxito pueden impactar positivamente en la generación de valor. Lo importante de este punto es aprender a distinguir entre los tipos de proyectos en su impacto en la generación de valor en la organización.

En el presente trabajo se aborda el proceso de diagnóstico y solución de esta problemática enfatizando en la utilización de técnicas de análisis de sistema y en particular el análisis ODS (Operational Deflection Shape).

Por:

Jorge Morales Amaro MBA, CMRP, PMP Ing. de Mantenimiento y de Proyectos Supervisor de Activos en Antamina. jorgemaestria@gmail.com

Perú

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LA PÉRDIDA DE LA PRODUCTIVIDAD O LAS FUENTES DE DESTRUCCIÓN DE VALOR Un análisis holístico de la productividad incluye la mejora de la eficiencia y eficacia de los procesos y de los sistemas de gestión, de la eficiencia de los activos físicos y de las dimensiones de la organización. Las empresas minera exitosas, han cambiado su enfoque estratégico, desde la expansión de la capacidad de producción a la ampliación de la capacidad para mejorar la productividad, comprenden que la productividad crea valor al reducir los costos unitarios a través de la eficiencia y por el aumento de los volúmenes de producción. Hay otras maneras de crear valor, por ejemplo con una disciplina y priorización del gasto del capital, priorizando eficazmente los proyectos y adquisiciones, reducción del capital de trabajo, reducción del capital de mantenimiento para la renovación de la flota, etc. Sin embargo mejorar la productividad tangiblemente y sosteniblemente es complicado, los programas de mejora de la productividad fracasan, porque los ejecutivos no tienen una visión de productividad a largo plazo, no inculcan los nuevos comportamientos en su línea de mando, no superan los silos funcionales de la organización ni se adaptan a la nueva cultura de cambio. Tener activos físicos eficientes, requiere una mejor comprensión del potencial del recurso, reevaluar los procesos, la configuración y la selección del activo, para aumentar el rendimiento y reducir los costos, recordar que el objetivo es “hacer más con menos”, por otro lado, sabemos que obtener mejores ganancias sosteniblemente es una función directa de la gente de excelencia, es importante establecer elementos para crear una fuerza de trabajo, motivada, responsable y capacitada. Esos dos pilares, activos físicos eficientes y personas de excelencia, se fomentan a través de sistemas de gestión eficaces, que a su vez cuentan con una planificación integrada, un buen gobierno, cumplimiento y rendición de cuentas, gestión de los riesgos, gestión del desempeño, gestión de la información, con análisis precisos y la toma de decisiones oportunas. Entre las principales causas para el decremento de la productividad se pueden mencionar: a) La escasez de talentos. b) Ineficiente asignación de capital. c) Incremento de la planilla laboral. d) Incremento del trabajo tercerizado sin reducir la planilla

propia. e) Reducción del tiempo efectivo de trabajo. f) Los silos funcionales y de información. g) El divorcio entre Proyectos y Operaciones. h) La poca importancia de la Planificación. i) La cultura del desperdicio. j) Incremento de la burocracia.

¿CÓMO REVERTIR ESTA SITUACIÓN? Con los altos costos y la caída de los precios, muchas minas recortan indiscriminadamente los costos, se erosionan los márgenes de ganancias, los flujos de efectivo y el valor en

libros de los activos caen, estas condiciones han dañado la confianza de los accionistas y hacen que sea más difícil atraer capitales. Los mineros no pueden controlar la economía mundial ni los precios de las materias primas, sin embargo, pueden controlar la forma en que operan, pueden convertirse en mineros con costos más bajos, pero tendrán que alejarse de la indiscriminada reducción de costos y moverse hacia los programas de gestión de costos sostenibles. Kari Komonen, del Centro de Investigación Técnica de Finlandia, sostiene que “estos factores han impulsado a muchas organizaciones a reconocer el potencial estratégico, pero largamente desaprovechado de sus activos físicos, especialmente en lo referente a la competitividad, la flexibilidad, la productividad y los riesgos estratégicos, en muchas empresas el nivel de inversiones ha disminuido a niveles muy bajos, incluso por debajo de las depreciaciones, en este sentido, la importancia de la gestión de activos de las instalaciones existentes se ha convertido en la principal cuestión a tratar, siendo un desafío el cómo mantener o mejorar los beneficios del ciclo de vida de la inversión original y al mismo tiempo, mejorar la sustentabilidad de las soluciones que los activos proveen. La industria está enfrentada a una situación de creciente competitividad, por lo que los análisis económicos son cada vez más importantes en la gestión de activos, de este modo, las dinámicas de mercado, las opciones tecnológicas, los objetivos de rentabilidad y de costos de ciclo de vida, tienen una influencia significativa en la estrategia de activos y en decisiones estratégicas de la organización”. Fredy Kristjanpoller, de la USM de Chile, cree que ninguna norma, metodología o estándar, por sí mismo, puede provocar una modificación en la conducta. Reconoce que la ISO 55000 permitirá establecer claramente las buenas prácticas y el grado de maduración de las organizaciones intensivas en la gestión de activos y afirma que este “gran cambio dependerá de la manera en que las personas y organizaciones comprendan, compartan y apliquen sus principios”. ¿LA GESTIÓN DE ACTIVOS, SERÁ LA SOLUCIÓN AL GRAN PROBLEMA? La gestión de activos no es un tema nuevo que ha salido de repente y de la nada, detrás del ISO 55000, existen muchos estándares, prácticas y profesionales que han trabajado por décadas para sentar las bases de este nuevo conocimiento. La gente se ha dedicado a las actividades de la gestión de activos por cientos de años atrás, desde la aparición de las primeras máquinas y de la necesidad de repararlas. La novedad de la gestión de activos es que integra todas las prácticas y procesos de la organización con un enfoque en los activos. Existen muchas razones por las que la gestión de activos se ha convertido en una parte esencial de las actividades de gestión y del plan estratégico de la organización: a) Envejecimiento de los activos y sistemas. b) Necesidad de la integración de los sistemas de activos. c) Incremento de los requerimientos de calidad para la

infraestructura y activos. d) Incremento de los requerimientos de seguridad y

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medioambientales. e) Incremento de los riesgos. f) Creciente turbulencia en los mercados. g) La globalización y la creciente competencia. h) Presión de los accionistas por una mayor rentabilidad y

rendimiento de los activos. i) Políticas contables cada vez más rígidas. j) Mayores exigencias de compromiso y responsabilidad por

las decisiones. Existen otras razones que causan pérdida de valor durante

el ciclo de vida de los activos: a) La vida económica de los activos no está en equilibrio con

la vida técnica. b) Los procesos no están sincronizados a la misma velocidad

de procesamiento. c) Durante las transiciones del producto en proceso, se

pierde concentración y capacidad. d) La demanda no está en equilibrio con la capacidad de los

activos. e) Durante el arranque de nuevas instalaciones y activos, las

pérdidas de producción pueden ser enormes. f) La baja disponibilidad, la baja velocidad y la baja calidad

(OEE) provoca pérdidas de producción. g) Debido a la baja flexibilidad de la configuración, los activos

se utilizan de una manera ineficaz. h) Los proyectos no están de acuerdo a los requerimientos,

ni a la estrategia integrada de la organización y se entregan fuera de fecha.

De acuerdo al ISO 55000: “La gestión de activos permite a una organización “realizar el valor de sus activos” en la consecución de los objetivos de su organización. Lo que constituye valor dependerá de estos objetivos, la naturaleza y el propósito de la organización y las necesidades y expectativas de sus grupos de interés. La gestión de activos apoya la realización del valor y equilibrar los costos financieros, ambientales y sociales, el riesgo, la calidad del servicio y el rendimiento en relación con los activos”. Algunos de los beneficios de la gestión de activos son: a) Mejorar el desempeño financiero. b) Mejores las decisiones de inversión. c) Gestionar los riesgos. d) Obtener servicios y productos mejorados. e) Demostrar responsabilidad social. f) Demostrar cumplimiento. g) Mejorar la reputación. h) Mejorar la sostenibilidad. i) Mejorar la eficiencia y efectividad. REENFOQUE Y NUEVO APRENDIZAJE El planeamiento estratégico constituye una de las actividades claves de la organización, pero las crisis demuestran que las empresas no fallan en hacer las cosas bien, sino en descuidar su visión estratégica, “No hay nada más frustrante que hacer

las cosas bien, pero que no agregan valor”, “La función de proyectos no es generar un producto, sino optimizar la productividad del capital”, “El producto de mantenimiento no es un servicio, sino otorgar la capacidad requerida a los activos”, “La función de operaciones es realizar valor a través de los activos, optimizando la capacidad disponible”. Como vemos tenemos que reenfocar nuestra visión y cambiar nuestros paradigmas, desaprender lo aprendido y estar abiertos a nuevos modelos de aprendizaje y de gestión. EL PODER DE LAS PERSONAS Las personas tienen el poder de construir, crear valor, sostener procesos y mejorarlos, pero también tienen el poder de destruir valor, destruir procesos, conducirnos al abismo y peor aún de aparentar que todo está bien. Las personas son la clave del cambio, son las que operan los procesos y utilizan la tecnología, por lo tanto el enfoque en las personas es vital. Existen estudios que demuestran que en una organización el 70% de personas solo hace el 30% de trabajo y el 30% de trabajadores hacen el 70% del trabajo restante, lo que importa es reconocer que existe una minoría que sostienen todo el trabajo y son los que realmente agregan valor a la organización, otro grupo mayoritario solo cumple lo mínimo de su función y son indiferentes al cambio, mientras que una minoría destruye valor, causan conflictos y se oponen activamente al cambio. De acuerdo con Seth Godin, los empleados “eje” son personas imprescindibles, con ideas originales y provocadoras, son gente implicada y comprometida, el “eje” es capaz de encontrar una nueva solución a un problema que los demás han abandonado, su pasión y su arte consisten en volver a imaginar la oportunidad donde otros ven un problema. Un eje es un elemento simple y sin glamour, pasa desapercibido, pero es imprescindible porque el eje une la rueda con la estructura. UNA NUEVA ESTRATEGIA PARA UN MUNDO NUEVO ¿Qué fue primero, el huevo o la gallina?, es una pregunta clásica sin respuesta, de igual manera, para implementar el modelo, ¿primero desarrollamos la política y la cultura para luego desarrollar los proyectos tecnológicos, o al revés?, considero que ninguna de las respuestas es la manera correcta, el problema es que si la gente no ve resultados tangibles en el corto plazo, entonces desanima su apoyo y baja su compromiso, tampoco aceptará un cambio en sus prácticas si no “ve” para que sirve, por otro lado comprar una herramienta tecnológica costosa, sin manejar el cambio, puede llevar al fracaso. ¿Cómo se come a un elefante?, pues por pedacitos, de la misma manera proponemos dividir el modelo en pequeñas actividades y proyectos, pero todos integrados a un gran objetivo, es como un gran rompecabezas con muchas piezas, pero que unidas dará como resultado una hermosa “imagen” del modelo. Construir el rompecabezas completo es un gran desafío, no podemos resolver todos los problemas al mismo tiempo, pero si podemos desarrollar una estrategia para implantar los pilares fundamentales,

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establecer las reglas para que cada proyecto “encaje” finalmente y luego construir sobre “el marco” el modelo completo.

¿CÓMO IMPLEMENTAR LA GESTIÓN DE ACTIVOS... Y NO MORIR EN EL INTENTO… 1. Conformar la “base, identificando empleados “eje” que

sean sensibles al problema y deseen implantar un cambio, en palabras de Seth Godin, se trata de formar una “tribu” o una comunidad, que es un grupo de personas relacionadas entre sí que se articulan en torno a un líder o a una idea, serán los que lleven “el mensaje”, que es un proceso que algunos llaman “evangelizar” o ganar adeptos para el nuevo proyecto. El 80% del esfuerzo en implementar un modelo de gestión de activos está en las personas y procesos y solo el 20% en tecnología. La gestión del cambio para quebrar los silos funcionales será una constante en el proceso.

2. Generar un sentido de urgencia, a nivel de la alta dirección, con un enfoque financiero que demuestre donde se encuentra la pérdida de valor, recopilando casos concretos para luego plantear las posibles soluciones. El objetivo es lograr el financiamiento y apoyo de la organización al proyecto.

3. Conseguir el patrocinio de la más alta dirección, convenciendo a la alta dirección de la necesidad de implantar el modelo de gestión de activos, si tenemos personas cercanas a su entorno que comprenden los objetivos del proyecto, será más fácil.

4. Conformar el comité de gestión de activos, con empleados “eje”, entendidos y comprometidos con el proyecto, con representantes de todas las áreas claves de la organización, como inicialmente se realizó un trabajo de identificación y de aglutinamiento de personas, esta fase

5. no debe resultar muy compleja. Una vez conformado el comité de gestión de activos, empieza el trabajo “serio” y formal, cuyos acuerdos deben ser documentados y comunicados.

6. Desarrollar el marco de trabajo, que esté alineado al ISO 55000, a otros estándares de referencia, a los sistemas integrados de gestión y a la estrategia y políticas de la organización. El marco de trabajo es como poner en la mesa todos los elementos, las relaciones entre ellos, las referencias y las bases sobre las que se desarrollará el modelo. Un elemento clave, es el conjunto detallado de la documentación que explique el enfoque global, la filosofía, los fundamentos y proporcione información relevante a los grupos de interés, estos documentos fortalecen los vínculos y la línea de visión entre los objetivos generales y las actividades.

7. Desarrollar el mapa de ruta, que es un mapa gráfico, sencillo de explicar y de seguir, en nuestro caso, no será un mapa constituido por puntos secuenciales a lograr, sino todo lo contrario, será un gran rompecabezas que debemos armar, cada organización debe determinar las

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piezas necesarias y para la secuencia de armado, no existen reglas, las actividades pueden ser desarrolladas iterativamente, en secuencia, en paralelo, en cascada, con adelantos o retrasos, lo importante es que cada actividad, sean procesos inter-dependientes, que puedan ser implantadas en etapas diferentes, dependiendo del grados de madurez, y que cumplan ciertas reglas, de tal manera que al final puedan integrarse o “encajar” entre ellas y formar un todo coherente. 8. Determinar la situación actual, si no sabes dónde estás ni

a dónde quieres llegar, es imposible trazar un plan estratégico, las buenas prácticas no serán desechadas sino más bien integradas al modelo, debemos realizar un diagnóstico de nuestra situación actual a un alto nivel estratégico que determine la madurez de las inter-relaciones y las brechas a cubrir, no es requerido por ahora una auditoría detallada que llegue a determinar las características tácticas u operativas, por ejemplo del mantenimiento.

9. Desarrollar la política de gestión de activos, que sea apropiada para la organización, que proporcione un marco para el establecimiento de los objetivos, debe incluir un compromiso para el cumplimiento de los objetivos y para el mejoramiento continuo. La política deberá: a) Ser consistente con el plan estratégico y con las otras

políticas organizacionales. b) Ser apropiada para la naturaleza y tamaño de la

organización. c) Estar documentada, disponible y debe ser comunicada

a toda la organización. d) Ser implementada, revisada y actualizada

periódicamente. 10. Desarrollar el plan estratégico de Gestión de Activos

(SAMP), que es un plan de alto nivel, que establece los principios por los cuales se va a aplicar la gestión de activos, documenta los vínculos y orienta el logro de los objetivos organizacionales, incluye las estructuras, las funciones y las responsabilidades para establecer el sistema de gestión de activos y operarlo con eficacia, el compromiso, la gestión del riesgo y la mejora continua, establece los límites y la aplicabilidad del sistema de gestión de activos para definir su alcance. El SAMP debe incluir: a) Las expectativas y necesidades de las partes

interesadas. b) Las actividades que pueden extenderse más allá de la

planificación normal y que necesita revisiones periódicas, por ejemplo grandes “overhauls”, reemplazos o planes de expansión.

c) Documentar los procesos para establecer los criterios de toma de decisiones.

11. Desarrollar el plan de gestión de activos, que es un documento detallado, que define las actividades y los recursos necesarios para alcanzar los objetivos de la gestión de activos, este plan proporciona a la dirección las

expectativas y la acciones sobre los activos individuales o de un portafolio de activos, debe contener una justificación racional de las actividades para los planes operativos y de mantenimiento, para las inversiones de capital (reparaciones mayores “overhaul”, renovación, reemplazo, sustitución y mejoras) y los planes financieros y de recursos. Dependiendo del tamaño de la organización, puede ser un solo plan o varios planes de gestión de activos, por ejemplo uno para cada clase de activos o para diferentes ubicaciones. El plan debe ser desarrollado para horizontes temporales, por ejemplo, planes anuales. Para la primera vez es probable que no se cuente con información completa, de los datos ni de la historia de los activos, pero aun así es importante desarrollar el plan, usando solo la información existente, esto ayudará a comprender las fortalezas y debilidades e identificar prioridades para ser utilizadas en el siguiente plan, esto también evitará realizar proyectos largos y costosos de recopilación de datos antes de comprender las necesidades y el alcance más eficiente para el plan de gestión de activos. La organización debe comprometer los recursos para el desarrollo del plan. El plan debe ser revisado y mejorado periódicamente. El plan debe considerar: a) Quién es el responsable de desarrollar, implementar y

mejorar el plan y sus actividades. b) Quiénes son los interesados que debe ser informados

del plan y los resultados. c) El contexto operacional. d) Los requisitos para las actividades. e) El rendimiento de los activos y los resultados

esperados. f) Los recursos y la financiación necesaria y ejecutada. g) Las normas y estándares aplicables. h) La clasificación de los activos y la gestión de los riesgos

individuales. 12. Gestionar el cambio, de los cambios internos y externos

que afectan a los activos, los cambios deben ser evaluados y las acciones de mitigación se deben ejecutar antes de su implementación, se debe evaluar las consecuencias posibles ante los cambios planificados y los no planificados. Los cambios pueden producirse en: a) La estructura organizacional, los roles y

responsabilidades. b) La política, los planes, objetivos, los procesos y

procedimientos. c) Los nuevos activos, los sistemas de activos o la

tecnología (Ejm. obsolescencia). d) Los factores externos (Ejm. nuevos requisitos legales y

reglamentarios). e) Restricciones de la cadena de suministros. f) Las demandas de productos y servicios, contratistas y

proveedores. g) La demanda de recursos, incluyendo demandas de la

competencia. La gestión del cambio, es un proceso permanente en el

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modelo, toma una alta relevancia en las etapas iniciales de la implementación del modelo en donde aplicamos estos cuatro pasos: a) Promover la insatisfacción con el estado actual de las

cosas. b) Crear un sentido de urgencia y reducir el sentido de

complacencia. c) Crear una visión del futuro y desarrollar la idea que

justifique el cambio. d) Desarrollar un conjunto de pasos a seguir para llegar a

donde quieres ir. Adicionalmente en el plan se incluyen actividades específicas de comunicación, trabajo en equipo, coaching, etc., en los tres niveles de la organización: a) A nivel estratégico (alta dirección) b) A nivel táctico (supervisores) c) A nivel operativo (técnicos)

13. Desarrollar los proyectos específicos: 1. Mejorar el registro, estructura, criticidad y vínculos de

información de los activos. 2. Mejorar la gestión de repuestos y componentes

vinculados a los activos. 3. Desarrollar indicadores globales e integrados. 4. Integrar y Centralizar la información

corporativamente. 5. Integrar y Mejorar el sistema de gestión de riesgos. 6. Mejorar el registro de datos de operación y condición

de los activos. 7. Incorporar la operatibilidad, mantenibilidad y

confiabilidad proyectos. 8. Mejorar los procesos de interface entre proyectos y

operaciones. 9. Analizar y Mejorar los puntos débiles en la

confiabilidad de los activos. 10. Estandarizar e Integrar las herramientas de análisis y

de gestión. 11. Analizar y Mejorar las estrategias de operación y de

mantenimiento. 12. Optimizar la gestión de proyectos integrada a la

operación, mantenimiento y logística. 13. Optimizar las decisiones de reemplazo de los activos. 14. Optimizar la gestión del costo del ciclo de vida de los

activos. 14. Evaluar y mejorar lo que avanzamos (Mejora continua),

las auditorías son necesarias y deben ser un proceso sistemático, nos sirve para indicarnos el éxito y las oportunidades de las mejoras, inclusive para cambiar de rumbo o modificar la estrategia.

Fig. 4 Desarrollo estratégico de las actividades. Fuente: Autor

CONCLUSIONES. La Gestión de Activos para las empresas mineras no es una opción, es una necesidad, es un requerimiento obligatorio para mejorar la productividad del capital, de las operaciones y del trabajo, condiciones básicas para sobrevivir en esta nueva era. Con la introducción de la norma ISO 55000 se tiene una oportunidad única para sacar el máximo provecho de la inversión en activos, un enfoque integral para la gestión de activos reducirá el costo de propiedad sobre el ciclo de vida, aumentará la eficiencia y eficacia en la toma de decisiones de inversión de capital, en la operación y mantenimiento y reducirá el riesgo de interrupciones, en la seguridad y en el medio ambiente. Las mineras disfrutarán de un rendimiento operativo más saludable y predecible, que generará más confianza en los accionistas y partes interesadas. Por otro lado, la estrategia para su implementación, rompe los paradigmas y los esquemas tradicionales de desarrollo lineal de los proyectos, se adecua a los nuevos tiempos, el pensamiento estratégico es la clave para desarrollar un plan que muestre resultados desde el inicio, otorgue confianza a la alta dirección y tranquilice a los accionistas. Los beneficios están declarados, es: “Hacer más con menos”. REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS: [1] EY’s Global Mining & Metals Center. “Business risks

facing mining and metals 2013–2014”. 2013 EYGM Limited.

[2] KPMG International Cooperative. “ISO 55001 a new era for asset management”. Publication date: April 2014.

[3] Deloitte Global Services Limited. “Mining spotlight on Sliding productivity and spiraling costs Strategies for reclaiming efficiency in the mining sector”. 2014

[4] The Boston Consulting Group (BCG). “Value Creation in Mining 2013 The Productivity Imperative”. May, 2014.

[5] ISO 55000: 2014 “Overview Principles and Terminology” [6] ISO 55001: 2014 “Management Systems Requirements” ISO 55002: 2014 “Guidelines for the application”

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LA IMPORTANCIA DELOS TANQUES, SU CONTEXTO O

PERACIONAL Y LA SU ETAPA INICIAL DEL CICLO DE

VIDA EN LOS SISTEMAS DE AIRE COMPRIMIDO.

Hoy conversando con un cliente, luego de pasar por el banco para realizar unas

operaciones, me di cuenta que los tanques acumuladores de aire son como la cuenta bancaria que tenemos en cuanto a la eficiencia del sistema.

Usted y yo tenemos un ingreso mensual determinado lo cual nos hace que podamos vivir más o menos tranquilos, usando la cuenta del banco podemos cubrir algún imprevisto. Pensemos que en el sistema nosotros somos los compresores que aportamos dinero a la familia pero inesperadamente nuestra esposa o alguno de los niños choca el auto (aparece una demanda no prevista) entonces cuanto más abultada sea la cuenta en el banco podremos superar el imprevisto de manera más fácil y rápida, con menos consecuencias secundarias que en la planta será alguna maquina parada o alarma por baja presión, producción defectuosa por falta de fuera en las maquinas, etc., en casa tendremos que suspender alguna actividad o posponer la compra de la caña de pesca que ansiábamos porque nuestra cuenta esta en rojo.

Teniendo suficiente almacenamiento (o capacidad en el tanque) del sistema el compresor pondrá el aire comprimido en el tanque cuando pueda y/o sobre capacidad de producción de aire frente a la demanda de la producción. Así la producción tendrá menos oscilaciones en la presión y el compresor operara en una de sus condiciones más eficientes: a plena carga.

Una alternativa cuando el almacenamiento es

escaso y existen varios compresores es

escalonar y comenzar a prender compresores a

medida que la presión disminuye.

Por:

Marcelo A. Cassani Especialista AIRMaster+. Director técnico de Airmaster Energía SA marcelo@airmasterenergia.com.ar

Argentina

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El almacenamiento apropiado del aire comprimido es una de las partes más importantes de un sistema de aire comprimido bien diseñado, pero frecuentemente una de las partes menos contempladas y cuidadas. Llámelo como usted quiera, tanques, tachos o pulmones ellos hacen siempre lo mismo: almacenan el aire comprimido. Este almacenamiento puede ayudarlo a mejorar la eficiencia haciendo que la presión sea constante y no se reflejen en la línea las pulsaciones de la presión de los compresores, ayudan a precipitar parte de la humedad, estabiliza y balancea la presión y mejora el rendimiento de los compresores operando en carga parcial además de suplir el aire necesario para cubrir una demanda eventual.

Cuando haga una reingeniería del sistema o compre un nuevo tanque, hágalo generosamente ya que usted no cambiara el tanque con el próximo compresor que agregue en su instalación.

La regla general para compresores a tornillo lubricados que operan en carga y descarga se orienta a usar aproximadamente 0.4 a 0.7 m3 de almacenamiento por cada m3/min de aire entregado por el compresor. Este almacenamiento también será función del tipo de compresor, sistema de control, y la cantidad de eventos transitorios que ocurran.

En el caso de diseño de un sistema con múltiples compresores, el equipo a considerar para diseño o selección del tanque es el de punta a fin de evitar que funcione con carga parcial. Es muy importante considerar también el tiempo que demora en entrar en servicio y comenzar a entregar aire comprimido el compresor que actuara como compresor de punta a fin de evitar caídas de presión en la línea.

Un tanque con aire y sin un diferencial de presión con la línea no tendrá ningún efecto y no almacenara aire. El tanque debe ser visto como un dique en un rio. Si existe un caudal que ingresa igual al que sale no tendremos acumulación. Cuando la salida es menor que el ingreso comenzaremos a acumular para que cuando tengamos una demanda puntual mayor al ingreso podamos cubrir dicho déficit con la diferencia acumulada.

El volumen de aire usable en el tanque dependerá de la diferencia de presión. Con la siguiente formula podemos ver cómo interactúan los diferentes parámetros:

Siendo:

T: Tiempo en minutos

V: Volumen del tanque

P1: Presión inicial en bar

P2: Presión final en bar

C: Demanda de aire en m3/min

Pa: Presión Atmosférica

La presión atmosférica a nivel del mar es aproximadamente 1 bar (1000 hPa), pero considere usted que esta varia con la altura. Por ejemplo al momento en que estoy escribiendo esta nota la presión atmosférica en la Ciudad de Buenos Aires es de 1009 hPa y en Mendoza 925 hPa.

Cuidado, no caiga en la tentación de creer que por elevar la presión del sistema aumentara la capacidad de almacenamiento ya que por cada bar adicional de presión sobre los 6 bar, el consumo se incrementa entre 7 y 10%. Además, recuerde que a mayor presión, mayores son las fugas. Los controladores de presión y caudal, al igual que los reguladores de presión lo ayudaran a maximizar las ventajas del almacenamiento

En USA todos los tanques deben ser construidos acorde a las normas ASME, llevan una estampilla, número de serie y deben ser registrados. En Argentina los fabricantes, generalmente construyen los tanques acorde a la norma ASME dado que no existe una norma local que regule el diseño de los tanques, aunque si normas provinciales que exigen medición de espesores y pruebas hidráulicas regulares.

Una alternativa cuando el almacenamiento es escaso y existen varios compresores es escalonar y comenzar a prender compresores a medida que la presión disminuye. Pero en el caso que el evento sea puntual de muy corta duración estaremos encendiendo un compresor y para el momento en que la unidad está en régimen y operando el evento, seguramente, habrá finalizado, la caída de presión en la línea la tuvimos igual y encima encendimos un compresor consumiendo más energía.

Recuerdo el caso de un productor de bebidas que tenía una pérdida de presión en la línea en diferentes momentos del día (puntuales), lo cual causaba problemas a la producción y hacia que otro compresor debiera entrar en servicio. El cliente me había pedido asesoramiento para saber que compresor debía comprar ya que todos los vendedores de equipo ofrecían unidades muy sobredimensionadas para el caso.

Mientras trabajaba, durante la auditoria, la empresa decidió agregar un ítem al contrato y hacer un estudio detallado de las demandas de aire comprimido de todas las líneas y así saber que era exactamente lo que estaba sucediendo. Ese estudio revelo un evento que demandaba aproximadamente 4.25 m3/min y duraba algo menos de un minuto. El estudio revelo además que sin esas demandas intermitentes, el equipamiento existente de compresores era adecuado para la demanda. La solución final fue instalar un tanque de almacenamiento auxiliar para compensar esos picos de demanda. La solución fue muy económica frente a la compra de un nuevo compresor. Gracias a los ahorros de energía que suponía un compresor de mayor potencia el repago de esta inversión fue inferior a 12 meses.

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Los almacenamientos se pueden clasificar según su ubicación en el sistema en:

Almacenamiento primario

Es el almacenamiento de aire comprimido en la sala de máquinas o sus inmediaciones. Una constante que es fuente de debate es la definición de donde colocar el tanque de almacenamiento si antes o después del secador de aire comprimido. Esto lo evaluaremos posteriormente.

Almacenamiento secundario

El almacenamiento secundario de aire comprimido puede proveer una fuente de aire comprimido para operaciones puntuales, reducir perdidas de presión o ayudar a balancear el sistema. Como ejemplo podemos mencionar dos casos típicos que generan problemas frecuentemente cuanto las líneas no están bien diseñadas, las prensas y los filtros de mangas.

Estas operaciones requieren caudales instantáneos elevados en periodos cortos. Sin un almacenamiento auxiliar esto genera caídas de presión y en el caso de una prensa puede generar la liberación de un freno o embrague causando accidentes.

Para evitar inconvenientes como estos normalmente se aplican estrategias de almacenamiento secundario en las inmediaciones del foco del problema. En la imagen siguiente se muestra cómo resolver el conexionado de válvulas reguladoras y el pulmón de almacenamiento que pueden calcularse usando la formula antes mencionada.

De esta forma un caudal de alta demanda instantánea se puede transformar en una baja demanda constante donde el cálculo del tanque y las cañerías auxiliares serán función de los caudales de aire requeridos y la diferencia de presiones de trabajo

Recomendaciones en el uso de los tanques:

Ubicados cerca del compresor el almacenamiento primario ayuda al control de los compresores load/unload a operar en forma eficiente reduciendo las fluctuaciones o pulsaciones de

la presión como el arranque y parada o carga y descarga de los compresores. Esto permite que los ciclos de funcionamiento de los compresores sean más largos y generando así un ahorro de energía para la planta.

El almacenamiento primario puede ser usado con los controladores de presión y caudal (muy frecuente en USA) que aíslan la generación de la demanda permitiendo así que la planta opere con una presión menor. En la antigüedad se estimaba una capacidad de 1 galón por cfm de salida del compresor (0.13 m3 por cada m3/min) hoy en día, como comentáramos anteriormente, esta relación es entre 3 y 5 galón por cfm o bien 0.4 a 0.7 m3 por cada m3/min de aire comprimido entregado por el compresor.

Por último, ¿antes o después del secador?

Existen dos teorías acerca de si almacenar aire seco o húmedo.

Veamos los dos casos:

Almacenamiento Aire Húmedo (antes del secador)

Al expandir el aire y enfriarse ayuda a la eliminación de humedad ayudando al rendimiento del secador.

Al tener un pico de demanda y aumentar significativamente el caudal que debe pasar por el secador y filtro la caída de presión se no se incrementa linealmente sino en forma cuadrática debido a la relación de Darcy-Weisbach muy estudiada en mecánica de los fluidos.

Si la purga del tanque se obstruye por el óxido formado por la gran cantidad de agua que se forma en este tanque puede tener mucha humedad en el mismo. Esto disminuye su capacidad y corre el riesgo de inundar la línea como le sucedió a este cliente. Vea en la foto a continuación el nivel que sobrepaso el agua dentro del tanque por tener una purga obstruida.

Almacenamiento de Aire seco (luego del secador)

Compensa mejor picos de demanda en forma instantánea y evita las pulsaciones en la caída de presión en la línea.

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Al compensar un pico de demanda no tengo caídas de presión como sucede en un tanque húmedo.

Requiere menor mantenimiento y cuidado que un tanque de aire húmedo.

¿Entonces?

Lo ideal es la teoría americana de usar 25-75, es decir del 100% de la cantidad calculada como ideal para almacenamiento de nuestra instalación que un 25% sea de aire húmedo y un 75% de aire seco. En caso de no disponer del dinero o lugar para los tanques el tanque con el que debemos quedarnos es el tanque de almacenamiento de aire seco.

Si usted lector es uno de esos clientes que escucho frecuentemente que me dicen que construyen la red 1/2 o 1” más grande que el cálculo para así almacenar aire ese, sepa que no es una gran idea ya que el volumen que lograra nunca llegara a equiparar el de un tanque.

Haga lo que haga ponga un tanque y siempre es preferible sobredimensionado antes que subdimensionado. Colocar un tanque le ayudara a mantener una presión constante y sin pulsaciones y prevenir la carga y descarga frecuentes en los compresores. Recuerde que los tanques deben llevar válvulas de seguridad y liberación de presión (verifique la legislación vigente en su localidad) lo ideal es que estas estén reguladas entre un 10 y un 15 % por encima de la presión de trabajo de la instalación. Se recomienda la colocación también de un manómetro para poder saber la presión de aire disponible en el interior del tanque. Por último no olvide colocar una purga de consensado automática confiable en su tanque para poder eliminar toda el agua que se juntara durante la operación.

Hasta la próxima.

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ESTUDIO Y APLICACIÓN DE LA MANTENIBILIDAD EN UNA

PLANTA PRODUCTORA DE SUBSTANCIAS

ACELERADORAS DE COMBUSTIÓN

La Mantenibilidad de la industria es de gran importancia para llegar a obtener resultados eficientes en el desarrollo de la actividad productiva. La Mantenibilidad no es más que la propiedad de un sistema que representa la cantidad de esfuerzo requerido para conservar su funcionamiento normal o para restituirlo cuando ha ocurrido una avería o evento de fallo.

El presente trabajo responde al interés de efectuar un estudio comparativo entre los parámetros comprendidos en el concepto de mantenibilidad de la estructura existente antes de la ejecución de los trabajos de remodelación de una planta de producción de elementos aceleradores de la combustión de una elevada nocividad, así como después de la ejecución de los mismos, con el propósito de incrementar su mantenibilidad y por tanto su disponibilidad.

Para el desarrollo del trabajo se tomaron como referencia los controles precedentes existentes y se efectuó un análisis basado en la experiencia de mecánicos, paileros y el propio Jefe del área, estableciéndose un criterio más amplio de la situación en la planta. Basado en los resultados obtenidos, se efectuó una valoración técnico económico. El análisis efectuado reportó un incremento en la mantenibilidad, una mayor disponibilidad de la planta y un significativo ahorro en los costos de la reparación en el proceso de mantenimiento.

El tema de la Mantenibilidad, está íntimamente relacionado con la disponibilidad, la confiabilidad y la capacidad, ya que ambas dependan unas de otras [1]. Al lograrse una Mantenibilidad alta, se logra que el activo sea más confiable, que el mismo se encuentre disponible para producir mayor tiempo y su capacidad se mantenga dentro de los parámetros de diseño para los que fue concebido.

Por:

Dr. Francisco Martínez Instituto Superior Politécnico José A. Echeverría (CUJAE), Facultad de Ingeniería Mecánica, Centro de Estudios de Ingeniería de Mantenimiento (CEIM) fmartinez@ceim.cujae.edu.cu

MSc. Michael Pérez Instituto Superior Politécnico José A. Echeverría (CUJAE), Facultad de Ingeniería Mecánica, Centro de Estudios de Ingeniería de Mantenimiento (CEIM) mperez@ceim.cujae.edu.cu

Ing. Candelario Romero CUPET, Empresa Cubalub, Planta Habana gladys@cubalub.cupet.cu

Cuba

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1- INTRODUCCIÓN

El concepto de Mantenibilidad está asociado a otros conceptos básicos muy conocidos como la confiabilidad, o sea, la garantía de que el equipo o producto responda con plenitud a la función para la que fue concebida. A mayor disponibilidad es un máximo de tiempo que estará trabajando el equipo sin paros de mantenimiento o fallas. [1]

La mantenibilidad [1], es la característica inherente de un elemento (equipo) asociado a su capacidad de ser recuperado para el servicio cuando se realiza la tarea de mantenimiento necesario según se especifique.

En la bibliografía analizada, el tema de la Mantenibilidad, está íntimamente relacionado con la disponibilidad, la confiabilidad y la capacidad, ya que ambas dependan unas de otras [1]. Al lograrse una Mantenibilidad alta, se logra que el activo sea más confiable, que el mismo se encuentre disponible para producir mayor tiempo y su capacidad se mantenga dentro de los parámetros de diseño para los que fue concebido. [1]

Este tipo de estudio es necesario para revelar las causas de las demoras en el cumplimiento de los plazos de mantenimiento, las dificultades de diseño [2] de la planta, así como el esfuerzo físico de los mantenedores para acometer los trabajos a ellos encomendados.

El estudio de la Mantenibilidad de una planta, permite tomar acciones sobre todos los aspectos del desarrollo del trabajo en la misma, desde el punto de vista de diseño y de protección del medio ambiente. Hacer más cómodas las labores de mantenimiento, humanizando el trabajo del personal que trabaja en la reparación de líneas, el ahorro de tiempo de estudio y logrando el aumento de la disponibilidad que se traduce como ganancia en el aumento de productos obtenidos. [1]

De forma general se emplea una metodología de evaluación cuantificable de las medidas de las características basándose en datos empíricos disponibles. No obstante, de forma más práctica, este proceso a nivel de área de mantenimiento puede ser analizado de forma rápida analizando el tiempo de reparación (Tr), el tiempo para reparar real (Tpr) y relacionándolo según la ecuación:

M(t)=Tpr-Tr/Tpr (1)

Donde: M(t)= Mantenibilidad

Esta ecuación aporta los datos suficientes en tiempo real de las características y comportamiento de los mantenimientos

ejecutados y los factores que deben ser analizados para propiciar su mejoramiento.

2- MATERIALES Y MÉTODOS

2.1 Características de la planta y del producto.

La planta objetivo del trabajo, está constituida por varias áreas tecnológicas: Cargadero, Área de bombeo, Área de productos activos (trasiego), Área de mezcla, Almacén de materiales activos y Tanques de almacenaje.

Además de estas áreas donde se ejecutan de forma sincronizada las labores necesarias para obtener el producto, es preciso contar además con el aseguramiento de líneas y válvulas que permitan la secuencia adecuada del proceso de fabricación. Esta producción es altamente tóxica, por lo que se hacen necesarias, además, instalaciones de seguridad, como la torre de lavado de gases que recibe los gases directamente de la zona de productos activos, así como máscaras, guantes, duchas, entre otras.

El proceso de producción está dividido en dos etapas. Como se puede apreciar en la Fig. 1, una parte de la materia prima es recibida a través del cargadero. Por este se reciben el Diesel y el SAE 30 que son productos más nobles. Por otras vías (transportación en bidones) se reciben los productos activos que se almacenan en lugares separados; uno para la Trietilamina (altamente explosiva e inflamable) y en el otro el Flexistane (produce quemaduras cutáneas).

Fig. 1 Esquema del proceso de producción en la planta.

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CÁLCULO DE LOS PARÁMETROS DE LA DISTRIBUCIÓN

DE WEIBULL

Este artículo presenta, paso a paso, el método de los Mínimos Cuadrados para calcular los parámetros de forma y escala de la distribución de Weibull. Para el cálculo del parámetro de localización se emplea el complemento Solver de Excel. También se presentan dos ecuaciones para calcular el estimador Rango de mediana (ecuaciones 5 y 6), siendo esta última una forma aproximada y la que generalmente se usa en la literatura técnica. Ya que la ecuación (5) es más exacta, ésta es la que se emplea; para ello, y debido a su complejidad, se presenta el código fuente — en el lenguaje VBA (Visual Basic para Aplicaciones) — para crear una función definida por el usuario en Excel. Igualmente se usan las funciones PENDIENTE e INTERSECCIÓN.EJE, de Excel, para calcular la pendiente y el intercepto de la línea de regresión.

¿Cómo se calculan los parámetros? y ¿por qué

se omite el cálculo del tercer parámetro? El

tercer parámetro es el parámetro de

localización, es decir, el parámetro que localiza

la abscisa a partir del cual se inicia la

distribución.

Por:

Luis Hernando Palacio Ingeniero Mecánico. Diplomado en Finanzas y Proyectos Certificado en programación VBA para Excel Profesional de Planeación y Programación de mantenimiento en Cementos Argos, Planta Nare luherpa67@hotmail.com

Colombia

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INTRODUCCIÓN

La distribución de Weibull es una distribución continua y triparamétrica, es decir, está completamente definida por tres parámetros y es la más empleada en el campo de la confiabilidad.

A pesar de la popularidad de esta distribución, en la revisión bibliográfica efectuada, la mayoría de los artículos y literatura técnica consultados se remiten a una distribución biparamétrica y, más aún, los ejemplos allí desarrollados presentan como datos conocidos los dos parámetros, generándose, así, las siguientes preguntas: ¿Cómo se calculan los parámetros? y ¿por qué se omite el cálculo del tercer parámetro? El tercer parámetro es el parámetro de localización, es decir, el parámetro que localiza la abscisa a partir del cual se inicia la distribución.

El objetivo de este trabajo es responder a las dos preguntas anteriores, presentando una de las cinco metodologías — analíticas — existentes para el cálculo de los parámetros y algunos criterios para determinar si es necesario tener en cuenta el tercer parámetro.

El método que se presenta es el método de los Mínimos Cuadrados, por tres razones: la primera, es un método simple y expedito de aplicar; la segunda, la gráfica de los datos sirven como una prueba de bondad de ajuste de la distribución y, la tercera, da un indicio sobre si se debe calcular o no el parámetro de localización.

Para una metodología gráfica, la cual hace uso del papel especial llamado papel de probabilidad de Weibull, véanse las referencias [5], [6]

EXPRESIÓN MATEMÁTICA DE LA DISTRIBUCIÓN

La función de densidad de la distribución de Weibull para la variable aleatoria t está dada por la siguiente expresión:

ttt

tf ,exp1

(1)

Donde:

t: Variable aleatoria que, para el caso de la confiabilidad, representa el tiempo entre fallas.

β: Parámetro de forma (0<β<)

θ: Parámetro de escala (0<θ<)

δ: Parámetro de localización (-<<)

El parámetro beta, como su nombre indica, determina la forma — o perfil— de la distribución, la cual es función del valor de éste.

El parámetro theta indica la escala de la distribución, es decir, muestra que tan aguda o plana es la función. También se conoce como vida característica.

El parámetro delta indica, en el tiempo, el momento a partir del cual se genera la distribución.

Una distribución biparamétrica está completamente definida por los parámetros de forma y de escala.

La función confiabilidad R (t) de Weibull se determina por la siguiente expresión:

El parámetro beta, como su nombre indica, determina la forma — o perfil— de la distribución, la cual es función del valor de éste.

El parámetro theta indica la escala de la distribución, es decir, muestra que tan aguda o plana es la función. También se conoce como vida característica.

El parámetro delta indica, en el tiempo, el momento a partir del cual se genera la distribución.

Una distribución biparamétrica está completamente definida por los parámetros de forma y de escala.

La función confiabilidad R (t) de Weibull se determina por la siguiente expresión:

s

t

edttftR

)( (2)

La función distribución acumulativa F (t) es el complemento de la función confiabilidad y se define de la siguiente manera:

t

etRtF 11

De la expresión anterior, se concluye que la función distribución acumulativa se puede interpretar como la probabilidad de falla.

La relación entre la función confiabilidad y la función probabilidad de falla se muestra en la figura 1.

Figura 1. Relación entre la función confiabilidad y la función probabilidad de falla.

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ESTRATEGIAS DE MANTENIMIENTO PARA TURBINAS A

GAS EMPLEADAS EN LA INDUSTRIA PETROLERA PARA

LA GENERACIÓN ELÉCTRICA.

Este trabajo propone generar estrategias de mantenimiento, que correspondan a las condiciones actuales de operación de las turbinas a gas empleadas para la generación eléctrica de instalaciones petroleras, mediante la aplicación de manera sistematizada de las metodologías Análisis de Modo y Efecto de Fallas (AMEF) y el Análisis de la Confiabilidad, Disponibilidad y Mantenibilidad (CDM). Las estrategias se basan en primer lugar, en el estudio de los modos y efectos de las fallas presentadas en los sistemas y subsistemas de las turbinas a gas, además de la estimación probabilística de los tiempos de falla y reparación para el cálculo de los indicadores del mantenimiento. Esto con el propósito de conocer con certeza, cómo afecta a la disponibilidad de la planta de generación eléctrica, las paradas programadas y forzadas de una turbina a gas tanto de manera individual, como un sistema configurado en paralelo. Con el fin de establecer de forma clara y precisa las actividades de mantenimiento a aplicar a cada turbina, optimizando de esta manera su frecuencia de aplicación, haciendo especial énfasis en el riesgo asociado a la indisponibilidad de las turbinas a gas y su impacto a la producción y operaciones diarias de la industria petrolera.

Para estimar confiabilidad con estadística

paramétrica, es necesario caracterizar

probabilísticamente la variable tiempo para

fallar, es decir; encontrar la distribución

paramétrica que mejor se ajusta a los datos

Por:

Osberto J. Díaz B. Ingeniero de Mantenimiento Mecánico. Magister Scientiarum en Gerencia de Mantenimiento Ingeniero de Confiabilidad E&M Solutions C.A. osbertodiaz@gmail.com

Venezuela

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1. INTRODUCCIÓN

La necesidad de definir estrategias de mantenimiento, parte del hecho de optimizar los recursos técnicos y económicos asociados a la función mantenimiento de un activo industrial, con el fin de minimizar el impacto de las paradas no programadas. Para esto, es necesario considerar las condiciones actuales de operación, y las fallas asociadas al mismo.

En este sentido, y con el objetivo de establecer de forma clara y precisa las estrategias de mantenimiento para las Turbinas a Gas empleadas en la industriapetrolera para la generación eléctrica, se emplea en sinergia dos metodologías de la Ingeniería de Confiabilidad como son el Análisis de Modo y Efecto de Fallas (AMEF) y el Análisis de la Confiabilidad, Disponibilidad y Mantenibilidad (CDM), con el propósito de optimizar la frecuencia de aplicación de mantenimiento, haciendo énfasis en el riesgo asociado por los indicadores de confiabilidad y disponibilidad de las turbinas a gas y el impacto de las fallas funcionales en la producción y operaciones diarias de la industria petrolera.

2. METODOLOGÍA DE TRABAJO

Las estrategias de mantenimiento, se definen en primer lugar, considerando el contexto operacional de las turbinas, con el objetivo de conocer los datos técnicos y condiciones operacionales de las mismas. Posteriormente se estudian las fallas en los ítems mantenibles de los sistemas y subsistemas de las turbinas, a través de la metodología del Análisis de Modo y Efecto de fallas, definiendo las tareas de mantenimiento preventivas y basadas en la condición a ejecutar para garantizar la confiabilidad en las operaciones. Asimismo, se caracterizan probabilísticamente los tiempos

promedios entre falla (TPEF) y tiempos promedios para reparar (TPPR) de las turbinas a través de la estadística paramétrica, obteniendo los indicadores de confiabilidad, mantenibilidad y disponibilidad con los registros de fallas y mantenimiento de turbinas a gas utilizadas para la generación eléctrica en la industria petrolera.

Es importante mencionar, que para algunos modos de fallas se hizo necesario la consulta de expertos en el área o base de datos genéricas de tiempos de fallas y reparación. Seguidamente se estima la criticidad de las turbinas estudiadas como un Diagrama de Bloques de Confiabilidad, considerando la indisponibilidad que aportan de manera individual al sistema de generación de energía eléctrica. Esto con el propósito de centrar las acciones de mantenimiento necesarias para garantizar la confiabilidad operacional en los procesos de exploración y producción petrolera.

En resumen, el plan de trabajo para el desarrollo de las Estrategias de Mantenimiento se resume en las siguientes etapas:

Etapa I. Diagnóstico del contexto operacional

Etapa II. Estudio de Fallas en los sistemas y subsistemas de las turbinas a gas empleadas para la generación eléctrica.

Etapa III. Caracterización de tiempos de falla y tiempos de reparación de las turbinas.

Etapa IV. Estimación de la criticidad de las turbinas a gas utilizadas en la industria petrolera para la generación eléctrica.

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EL ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD OPERACIONAL. UN

CASO DE ESTUDIO

El presente trabajo fue desarrollado en un centro biotecnológico de la ciudad. Se declara el poco uso del mantenimiento centrado en la confiabilidad, se evalúan los indicadores pertenecientes a cada elemento integrante de la Confiabilidad Operacional en el binomio operación-mantenimiento de la línea de llenado, con la utilización de los modelos exponencial, paramétrico y ajuste de la distribución; todo ello como contribución al mejoramiento del proceso de toma de decisiones, de modo que se cumple el objetivo trazado. Entre los resultados más relevantes con relación al análisis del sistema, se considera la constatación de la menor confiabilidad en la máquina lavadora de bulbos. La importancia y pertinencia del tema radica en el papel preponderante que tiene la gestión de mantenimiento para el incremento de la disponibilidad y la calidad.

La mantenibilidad: la probabilidad de que una

planta o equipo sea restablecida a una

condición especificada dentro de un periodo de

tiempo dado.

Por:

MSc. Armando Díaz 1 Ing. Julio Abril Romero Dr. Jesús Cabrera MSc. Mariana Lobaina 1 Facultad de Ingeniería Mecánica, Centro de Estudios en Ingeniería de Mantenimiento, CUJAE adiaz@ceim.cujae.edu.cu

Cuba

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1. INTRODUCCIÓN

Con el decursar histórico el mantenimiento ha ido evolucionando hasta convertirse en lo que es hoy, una actividad imprescindible dentro de cualquier contexto operacional. El mantenimiento es: " Acción de preservar, corregir o conservar las funciones y condiciones de disponibilidad, seguridad y eficiencia de los activos fijos tangibles (AFT) durante su ciclo de vida”. [1]

En la organización pueden ser aplicables variadas técnicas de mantenimiento, en las que son utilizadas diferentes estrategias, donde la confiabilidad operacional debe jugar un papel determinante.

En sentido general el concepto de Confiabilidad encaminado a la Operación en la Industria, abarca todos los componentes que influyen en la operación de los equipos y/o sistemas sin que se afecte la calidad esperada del producto. Otra forma en la que se puede definir la confiabilidad, es como la probabilidad de que un equipo y/o sistema puede desempeñar su función prevista sin incidentes por un período de tiempo especificado y bajo condiciones de uso definidas.

En la figura No 1. se expone la información gráfica del concepto de Confiabilidad Operacional:

Figura 1. Diagrama de Confiablidad operacional y sus elementos integrantes

Se puede deducir que sobre la Confiabilidad Operacional inciden [2]

La confiabilidad del equipamiento: es la probabilidad de que un equipo cumpla con la función establecida en un periodo de tiempo, integra las estrategias empleadas, la efectividad del mantenimiento y el incremento del tiempo medio entre fallos de los activos. [3]

La confiabilidad de los procesos: es la probabilidad de que un proceso o sistema cumpla con la operación establecida, incluye la operación confiable dentro de los parámetros de diseño, así como la correcta interpretación de los procesos y los procedimientos. [3]

La confiabilidad humana: la probabilidad de desempeño eficiente y eficaz de las personas, en todos los procesos, sin cometer errores derivados del actuar y el conocimiento humano, durante su competencia laboral, dentro de un entorno organizacional específico”, comprende el grado de compromiso y sentido de pertenencia, así como el nivel de conocimientos y habilidades requeridos. [3]

La mantenibilidad: la probabilidad de que una planta o equipo sea restablecida a una condición especificada dentro de un periodo de tiempo dado, usando recursos determinados, garantiza la continuidad de la confiabilidad inherente y la disminución del tiempo medio para reparar los activos. [3]

Forma de gestionar el mantenimiento en algunas de las industrias biotecnológicas. [4.5.6]

Para la gestión del mantenimiento en la industria biotecnológica se tienen en cuenta un grupo de parámetros que son relacionados a continuación:

Prioridad del equipo.

Horas de trabajo diario.

Período de amortización.

Sugerencias de los fabricantes.

Experiencias de los especialistas.

Además de estos parámetros, en la actualidad, se está implementando el análisis de la Efectividad Total del Equipamiento (O.E.E.), esta se basa en esencia en los análisis de indicadores referidos a la confiabilidad de activos fundamentalmente, por lo que es criterios de varios especialistas que estos análisis aunque son de buen uso para la empresa, están segados o no son suficientes para determinar la confiabilidad de los sistemas.

En todos los sistemas existe un software que es el encargado de almacenar las intervenciones que son realizadas a cada uno de los activos ya sea de forma proactiva o de forma reactiva. Los mismos tienen limitaciones para la obtención de las diferentes variables necesarias para la aplicación de modelos, fundamentalmente para los de confiabilidad humana.

De forma general la gestión del mantenimiento solo va encaminada a la aplicación de modelos propios de la confiabilidad de activos, no relacionando los diferentes elementos de la confiabilidad operacional.

A raíz de lo antes expuesto se proponen como objetivos realizar análisis de confiabilidad operacional integrando sus diferentes elementos que sirvan para la toma de decisiones y realizar la implementación en el Instituto “Carlos J. Finlay” en el 2012, en el sistema de llenado, como caso de estudio.

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