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Mantenimiento en Latinoamérica

ISO 55000, ISO 31000 y API RP 581 ALIADOS FUNDAMENTALES PARA LA GENERACIÓN DE VALOR EN GESTIÓN DEL RIESGO DE LOS ACTIVOS FÍSICOS LA SERIE DE NORMAS ISO 55000, HERRAMIENTA PARA LA GESTIÓN DE ACTIVOS CÁLCULO DE LOS PARÁMETROS DE LA DISTRIBUCIÓN DE WEIBULL EL ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD OPERACIONAL. UN CASO DE ESTUDIO ESTRATEGIAS DE MANTENIMIENTO PARA TURBINAS A GAS EMPLEADAS EN LA INDUSTRIA PETROLERA PARA LA GENERACIÓN ELÉCTRICA. ESTUDIO Y APLICACIÓN DE LA MANTENIBILIDAD EN UNA PLANTA PRODUCTORA DE SUBSTANCIAS ACELERADORAS DE COMBUSTIÓN EL CICLO DEL MANTENIMIENTO: EL PROCESO DE GESTIÓN DE LOS TRABAJOS ANÁLISIS COSTO RIESGO BENEFICIO PARA LA SELECCIÓN DE CONDUCTORES DE UNA PLANTA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA. APLICACIÓN DE TERMOGRAFÍA PARA IDENTIFICACIÓN DE ALGUNAS PATOLOGÍAS EN EDIFICACIONES. CONCEPTOS BÁSICOS.

ISO 55000, ISO 31000 y API RP 581 ALIADOS
FUNDAMENTALES PARA LA GENERACIÓN DE VALOR EN GESTIÓN DEL RIESGO DE LOS ACTIVOS FÍSICOS

LA SERIE DE NORMAS ISO 55000, HERRAMIENTA PARA LA GESTIÓN DE ACTIVOS

CÁLCULO DE LOS PARÁMETROS DE LA DISTRIBUCIÓN DE WEIBULL

EL ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD OPERACIONAL. UN
CASO DE ESTUDIO

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

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

EL CICLO DEL MANTENIMIENTO: EL PROCESO DE GESTIÓN DE LOS TRABAJOS

ANÁLISIS COSTO RIESGO BENEFICIO PARA LA SELECCIÓN DE CONDUCTORES DE UNA PLANTA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA.

APLICACIÓN DE TERMOGRAFÍA PARA IDENTIFICACIÓN DE ALGUNAS PATOLOGÍAS EN EDIFICACIONES. CONCEPTOS BÁSICOS.

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Contenido

ISO 55000, ISO 31000 y API RP 581 ALIADOS

FUNDAMENTALES PARA LA GENERACIÓN DE VALOR

EN GESTIÓN DEL RIESGO DE LOS ACTIVOS FÍSICOS

LA SERIE DE NORMAS ISO 55000, HERRAMIENTA

PARA LA GESTIÓN DE ACTIVOS

CÁLCULO DE LOS PARÁMETROS DE LA

DISTRIBUCIÓN DE WEIBULL

EL ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD OPERACIONAL. UN

CASO DE ESTUDIO

ESTRATEGIAS DE MANTENIMIENTO PARA

TURBINAS A GAS EMPLEADAS EN LA INDUSTRIA

PETROLERA PARA LA GENERACIÓN ELÉCTRICA.

ESTUDIO Y APLICACIÓN DE LA MANTENIBILIDAD EN

UNA PLANTA PRODUCTORA DE SUBSTANCIAS

ACELERADORAS DE COMBUSTIÓN

EL CICLO DEL MANTENIMIENTO: EL PROCESO DE

GESTIÓN DE LOS TRABAJOS

ANÁLISIS COSTO RIESGO BENEFICIO PARA LA

SELECCIÓN DE CONDUCTORES DE UNA PLANTA DE

GENERACIÓN ELÉCTRICA.

APLICACIÓN DE TERMOGRAFÍA PARA

IDENTIFICACIÓN DE ALGUNAS PATOLOGÍAS EN

EDIFICACIONES. CONCEPTOS BÁSICOS.


Editorial

VISIÓN. Es entendida como eso que queremos ser cuando

grandes o por lo menos mientras vamos en el camino a ser

grandes. Visión que se aclara cuando tenemos mejores

herramientas.

Ha llegado el momento de abandonar el microscopio y utilizar

el telescopio. Latinoamérica tiene la oportunidad de mostrar

al mundo lo que sabe hacer y más que eso, todo lo que puede

aportar. Más allá de ser el pulmón del mundo o de proveer

alimentos o mano de obra económica para los países en

desarrollo, podemos demostrar que somos buenos haciendo

lo que mejor sabemos hacer; “disfrutar el trabajo que

hacemos por más duro que sea”.

Es decir que disfrutamos hacer una actividad tan dura y

compleja como es la Gestión de los activos Fijos, llamada por

muchos años, Gestión de Mantenimiento.

Claro, hemos importado equipos, herramientas y hasta

metodologías, hemos importado mucho conocimiento y

debemos dar las gracias a todos nuestros mentores. Pero la

“platanización” ha dado sus frutos y hoy tenemos grandes

cosas para mostrar.

Estamos lejos de decir, llegamos. Pero son varias

organizaciones que podrían mostrar que desde el punto de

vista del mantenimiento son Clase Mundial. Durante los

últimos números de la revista los hemos estado invitando a

participar en el próximo congreso Mundial de Mantenimiento

y seguiremos haciéndolo hasta que el 22 de mayo se cierre el

telón en Cartagena y sepamos hacia donde se dirigirá el año

siguiente.

Como decía mi amigo Pedro León, jefe del departamento de

Ingeniería Mecánica en la UdeA; “Jugamos de locales” hay

que llenar el centro de convenciones con buenas ponencias,

excelentes patrocinadores y profesionales de todos los

sectores de la economía para aprender y enseñar sobre el

mantenimiento y la gestión de activos.

Muchas razones para llegar a Cartagena y fuera de las razones

técnicas una particular, Nos vemos en la ciudad mas linda de

Colombia. Observemos por el telescopio todo lo que se puede

aprender y guardemos el microscopio con las excusas sin fin

del por qué no podemos llegar.

Nos vemos en Cartagena en el Congreso Mundial de

mantenimiento.

Un abrazo

Juan Carlos Orrego Barrera

Director

Mantenimiento

en

Latinoamérica

Volumen 7 – N° 2

EDITORIAL Y COLABORADORES

Robinson J. Medina

Víctor D. Manríquez

Luis Hernando Palacio

Armando Díaz

Julio Abril Romero

Jesús Cabrera

Mariana Lobaina

Osberto J. Díaz B.

Francisco Martínez

Michael Pérez

Candelario Romero

José Contreras

Edwin E. Gutiérrez U

María T. Romero Barrios

César A Monterroza A

Diego A. Giraldo G

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.


ISO 55000, ISO 31000 y API RP 581 ALIADOS

FUNDAMENTALES PARA LA GENERACIÓN DE VALOR EN

GESTIÓN DEL RIESGO DE LOS ACTIVOS FÍSICOS.

(Primera parte)

Introducción

Por:

Medina N. Robinson J.

MSc. PGAM. CMRP. Ingeniero

Mecánico, con Especialización en

Evaluación de Materiales e

Inspección de Equipos

Consultor Senior

Integrity Assessment Services

robinson.medina@iasca.net

Venezuela

El análisis del riesgo ha sido utilizado de manera informal a lo largo de la historia

de la humanidad, asociado siempre con la toma de decisiones. Estas corresponden

a cuestiones tan simples como cruzar una calle o tan complejas como el diseño y

operación de instalaciones industriales. En cualquier caso existen múltiples

posibilidades, unas mejores y otras peores, cuya elección supone valorar y aceptar

el riesgo asociado con la incertidumbre del resultado futuro.

El proceso de análisis del riesgo ha ido evolucionando a lo largo de la historia,

aunque siempre ha estado basado en la recolección del mayor volumen de

información posible acerca del problema y en la experiencia adquirida en el

análisis de problemas similares.

Dicha evolución ha ido acompañada o precedida por la demanda social de

mayores niveles de seguridad, en particular en aquellos aspectos de la actividad

humana que puedan suponer la pérdida de vidas humanas, graves daños al

entorno, o pérdidas comerciales importantes. En ello ha influido, evidentemente,

la rápida evolución tecnológica que ha experimentado la industria a lo largo de las

últimas décadas, lo que ha llevado a un aumento de la frecuencia de accidentes

con impacto importante sobre las personas, el medio ambiente o la propiedad.

Estas circunstancias han favorecido el crecimiento de un sentimiento generalizado

sobre la necesidad de controlar de manera más precisa el riesgo asociado con el

desarrollo de la actividad industrial.

Generación de valor: El activo existe para

generar valor a la organización y sus

accionistas. La Gestión de activos no se centra

en el propio activo, sino en el valor que el

activo puede proporcionar a la organización.

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6


2. DEFINICION DE RIESGO

Desde el punto de vista filosófico, el riesgo es un concepto

complejo que tiene que ver con la posibilidad de ocurrencia

de sucesos en el futuro, y que, por consiguiente, no se

encuentra presente Aquellas situaciones donde el futuro se

conoce con total certeza. En cierto sentido, el riesgo se

considera como algo irreal, producto de la mente, que se

encuentra íntimamente ligado a la percepción individual o

colectiva. Podemos decir entonces que el temor que infunde

el enfrentar situaciones que encierren incertidumbre y

pongan en peligro la integridad física del hombre o su

entorno este sentimiento lo identificamos los humanos como

riesgo. Sin embargo, el propósito del ingeniero consiste en

tratar de establecer su valoración mediante las técnicas y

modelos matemáticos a su alcance.

La palabra riesgo es entendida en la mayoría de los casos en

términos peyorativos, aunque se encuentre presente, en

mayor o menor medida, en gran parte de la actividad

humana, hasta el punto que éste no es asumido de manera

voluntaria sin esperar un beneficio a cambio.

No existe una relación lineal entre la reducción del riesgo y la

asignación de recursos necesaria para ello. Es más, cuanto

menor es el nivel de riesgo deseado mayor es el número de

recursos necesarios para su disminución, y en la mayoría de

los casos no existe el término riesgo nulo. Por consiguiente,

se habla de riesgo aceptado o soportado sobre la base de los

recursos asumidos como convenientes para controlarlo.

En el lenguaje cotidiano el riesgo es sinónimo de peligro y,

por consiguiente, se considera que ambos son

intercambiables. Sin embargo, un tratamiento riguroso por

parte del ingeniero que debe llevar a cabo el análisis de

riesgos requiere que la terminología sea más precisa. La

figura 1 muestra un esquema con los conceptos básicos más

importantes, cuyo dominio resulta imprescindible para

entender el fundamento para seleccionar y manejar la técnica

más adecuada en cada caso dentro de las diferentes etapas

que componen el procedimiento de aplicación del Análisis de

Riesgo.

Figura 1. Esquema conceptual del Riesgo

Peligro: El concepto de peligro, en inglés "hazard", se utiliza

para designar una condición física o química que puede

causar daños a las personas, al medio ambiente y/o a la

propiedad. Por consiguiente, el peligro es algo tangible y

objetivo. Entre los ejemplos de tipos de peligros se pueden

citar las sustancias tóxicas, inflamables y explosivas, la altura.

Riesgo: Por su parte, el riesgo, en inglés "risk", se utiliza para

indicar la posibilidad de causar pérdidas o daños a las

personas, al medio ambiente y/o a la propiedad como

consecuencia de la ocurrencia de sucesos no deseados. Así, el

riesgo puede entenderse como una medida cuantitativa del

peligro.

La diferencia entre peligro y riesgo se pone de manifiesto en

la figura 1. El peligro se encuentra en el origen de una

consecuencia adversa sobre las personas, el medio ambiente

y/o la propiedad. Sin embargo para que el peligro existente

desemboque en dicha consecuencia adversa se requiere que

ocurra una cadena de acontecimientos. El primer eslabón de

la cadena corresponde al suceso iniciador. En principio, en el

caso de instalaciones, los sucesos iniciadores se dividen en

dos grandes grupos:

1) Sucesos internos, tales como:

Perdida de la función contención de equipos activos tales

como recipientes a presión, tuberías, calderas, bombas, mal

funcionamiento en procesos de operación y controles, y

errores humanos.

2) Sucesos externos, tales como:

Fenómenos naturales (rayos, terremotos, inundaciones),

impactos de industrias vecinas, impactos de medios de

transporte como por ejemplo aviones, camiones, errores

humanos o sabotajes.

El primero de los grupos tiene su origen en la propia actividad

industrial mientras que el segundo se sitúa en el entorno de

la actividad.

Causas: Como se esquematiza en la figura 1, detrás de cada

suceso iniciador o eslabón de la cadena accidental existen

diferentes causas que explican el camino concreto seguido en

la progresión de un determinado accidente hasta llegar a un

determinado tipo de consecuencia, el cual es conocido como

secuencia accidental. La identificación de las causas que

pueden conducir a las diferentes secuencias accidentales es

fundamental, no sólo para cuantificar el riesgo de una

secuencia accidental, sino en particular para establecer la

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7


política más adecuada en materia de seguridad para

contrarrestarlo.

Componentes del riesgo: frecuencia y daño son los elementos

que el ingeniero estableció para valorarlos y frecuentemente

cuando se pide una definición es común escuchar esta.

Cada secuencia accidental conduce a un determinado tipo de

consecuencia adversa para la seguridad de las personas,

medio ambiente y/o propiedad. Además de las causas, dos

son los aspectos que caracterizan a una determinada

secuencia accidental; el primero referido a la frecuencia con

que esta puede ocurrir y en segundo lugar el daño que su

ocurrencia puede generar. Por ello, en general se habla de

que el riesgo tiene dos componentes, correspondientes a la

frecuencia y el daño. Así, una de las maneras más simples y

comunes de expresar el riesgo de una secuencia accidental es

mediante el siguiente producto:

R = F • D

Donde F representa la frecuencia prevista de ocurrencia, por

ejemplo, expresada como veces por unidad de tiempo, y D

corresponde al daño esperado tras dicha ocurrencia, el cual

es la medida de la magnitud o severidad de un determinado

tipo de consecuencia, por ejemplo, expresada como la

cantidad de pérdidas económicas por cada suceso.

3. SERIE ISO 55000 GESTIÓN DE ACTIVO

Esta Norma Internacional proporciona una visión general de

la gestión de activos y Gerencia de Sistemas de gestión.

La aplicación de un sistema de gestión de activos acorde a

esta normativa proporciona la seguridad de que los objetivos

organizacionales se pueden lograr de manera consistente y

sostenible en el tiempo.

La serie ISO 55000 está conformada por tres documentos

específicos:

ISO 55000: Proporcionará una visión global, conceptos y

terminología en Gerencia de Activos

ISO 55001: Especificará los requerimientos para las buenas

prácticas en Gerencia de Activos.

ISO 55002: Proporciona una guía para la interpretación e

implementación para un Sistema de Gerencia de Activos.

4. FUNDAMENTO DE LA GESTIÓN DE ACTIVOS

En el documento ISO 55000 se establece claramente dos

aspectos fundamentales en el éxito de una gestión de activos:

Generación de valor: El activo existe para generar valor a la

organización y sus accionistas. La Gestión de activos no se

centra en el propio activo, sino en el valor que el activo puede

proporcionar a la organización. El valor (puede ser tangible o

intangible, financiero o no financiero) incluye:

Una declaración clara de cómo los objetivos de gestión de

activos se alinean con los objetivos de la organización.

Enfoque de gestión en el ciclo de vida del activo para

potenciar la generación de decisiones soportadas en valor.

Establecimiento de procesos de toma de decisiones

alineadas a los intereses del negocio.

Alineación de Objetivos: La Gestión de Activos traduce los

objetivos de la organización en objetivos técnicos, financiero,

decisiones, planes y actividades.

Las decisiones basadas en riesgo, en información

conjuntamente con la planificación efectiva, serán

fundamental para transformar los Planes Estratégicos de la

Organización en Planes de Gestión de activos.

Es necesario lograr que la gestión de activos se convierta en

un eje transversal que toque toda la organización (finanzas,

recursos humanos, sistemas de información, logística,

producción, ingeniería, mantenimiento y operaciones)

Las especificaciones de diseño como elemento fundamental

en el soporte de la Gestión de activos.

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9


5. LA GESTIÓN DE ACTIVOS Y SU INTERCONEXIÓN CON

LA GESTION DE RIESGO.

En el modelo conceptual de la Gestión de Activos establecido

por el Instituto of Asset Management (IAM) que se muestra

en la figura 2, establecido en el documento Asset

Management – anatomy

En esta figura se establecen seis grandes grupos que

conforman la estrategia de Implementación del

Asset

Management y son los siguientes:

Estrategia de Planificación y gestión de Activos

Planificación de la Gestión de Activos, toma de decisiones

Actividades del Ciclo de Vida

Conocimiento de los Activo

Organización y personas facilitadoras

Revisión y Riesgo

Cada uno de estos seis grupos están conformados por 39

Temas que le dan forma y sustentan conceptualmente el

Asset Management, dichos temas se consolidan en la figura 3

que se muestra a continuación.

Figura 2. Modelo Conceptual del Asset Management. ©

Copyright 2014 Institute of Asset Management

(www.theIAM.org/copyright)

Figura 3. 39 Temas del Asset managemet. © Copyright 2014

Institute of Asset Management (www.theIAM.org/copyright)

En este sentido podemos ver claramente como una gestión

de riesgo bien establecida puede apoyar cada uno de los 6

grupos que conforma la estrategia de implementación del

Asset managemet.

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LA SERIE DE NORMAS ISO 55000, HERRAMIENTA PARA

LA GESTIÓN DE ACTIVOS

Hace algo más de un año, el 15 de enero de 2014, la ISO concluyó publicó el

grupo de normas ISO 55000 para la gestión de activos. El esquema es similar al de

las normas de gestión de calidad (ISO 9000, 9001 y 9004), en este caso las tres

normas que integran este estándar internacional para la gestión de activos son:

Por:

Víctor D. Manríquez

Ingeniero Mecánico.

CMRP-MSc. Energías Renovables

Ing. de Confiabilidad – Stork Perú

SAC

Docente IPEMAN

vmanriquez62@yahoo.es

Perú

ISO 55001:2014 no es un estándar específico

sobre gestión de mantenimiento y

confiabilidad, sin embargo el mantenimiento y

la confiabilidad cumplen un importante rol

dentro de ella.

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11


La ISO 55000:2014 es la norma que define la terminología que

se empleará en esta serie de normas. Incluye el siguiente

gráfico que muestra la relación entre los términos claves:

Figura 1: Serie de Normas ISO 55000

Este estándar y todos los otros estándares ISO para sistemas

de gestión cumplen con la guía ISO 72:2001 Guía y

justificación para el desarrollo de estándares de sistemas de

gestión (MSS Management System Standards en inglés). Esta

guía delinea los elementos comunes de política,

planeamiento, implementación, operación, evaluación del

desempeño, mejora y revisión por la dirección. También

establece que los sistemas de gestión deben ser desarrollados

bajo la metodología de la mejora continua PHVA: Planear,

Hacer, Verificar, Actuar.

La base para el desarrollo de la serie de normas ISO 55000 fue

la PAS-55 británica. Este estándar ISO se basa en los 28

elementos incluidos en la PAS-55 partes 1 y 2. La PAS-55 fue

retirada el pasado 15 de enero del presente año.

El enfoque de la PAS 55 en los activos físicos y su relación con

las otras categorías de activos era como se muestra en la

siguiente figura:

CONTEXTO VITAL: OBJETIVOS DEL NEGOCIO, POLÍTICAS,

REGULACIONES, REQUERIMIENTOS DESEMPEÑO, GESTIÓN DEL RIESGO

INTERFASE IMPORTANTE: MOTIVACIÓN,

COMUNICACIÓN, ROLES & RESPONSABILIDADES,

CONOCIMIENTO, EXPERIENCIA,

LIDERAZGO, TRABAJO EN EQUIPO

INTERFASE IMPORTANTE: COSTO DEL

CICLO DE VIDA, CRITERIOS DE INVERSIÓN

DE CAPITAL, VALOR DEL DESEMPEÑO DE

LOS ACTIVOS

ALCANCE DE LA

PAS 55

INTERFASE IMPORTANTE: REPUTACIÓN,

IMAGEN, MORAL, RESTRICCIONES,

IMPACTO SOCIAL

INTERFASE IMPORTANTE: CONDICIÓN,

DESEMPEÑO, ACTIVIDADES, COSTOS,

OPORTUNIDADES

ACTIVOS

FINANCIEROS

NEGOCIO TOTAL

ACTIVOS

HUMANOS

ACTIVOS

FÍSICOS

ACTIVOS

INTANGIBLES

INFORMACIÓN

ACTIVOS

Figura 2: Enfoque y contexto del negocio de la PAS 55 en

relación a las otras categorías de activos

Fuente: PAS 55:2008, Traducción propia

La ISO 55001:2014 especifica los requisitos para un sistema

de gestión de activos dentro del contexto de la organización.

Este estándar tiene el propósito de ser usado para gestionar

activos físicos pero puede ser aplicado a otro tipo de activos.

Figura 3: Relación entre los términos claves en la gestión de

activos

Fuente: ISO 55000:2014, Traducción propia

La serie de normas ISO 55000 destaca que la realización del

valor de los activos de la organización considera la gestión del

riesgo. La norma ISO 31000:2009 Risk management —

Principles and guidelines (Gestión del riesgo – Principios y

Guías) proporciona principios y guías genéricas para la

gestión del riesgo. Esta norma se complementa con la ISO

Guide 73:2009 Risk management — Vocabulary (Gestión del

riesgo – Vocabulario). El riesgo es definido como “Efecto de la

incertidumbre sobre los objetivos” y en la NOTA 1 precisa “Un

efecto es una desviación de lo esperado - positivo y/o

negativo”

El desarrollo de la norma ISO 55001:2014 sigue la siguiente

estructura:

Organización (Cláusula 4)

Liderazgo (Cláusula 5)

Planeamiento (Cláusula 6)

Soporte (Cláusula 7)

Operación (Cláusula 8)

Evaluación del desempeño (Cláusula 9)

Mejora (Cláusula 10)

Esto lo graficamos en la siguiente figura:

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12


Figura 5: Ciclo de vida de los activos

Figura 4: Estructura del desarrollo de la Norma

Es importante señalar que la ISO 55001:2014 no es un

estándar específico sobre gestión de mantenimiento y

confiabilidad, sin embargo el mantenimiento y la

confiabilidad cumplen un importante rol dentro de ella. El

anexo A (informativo) de la norma lista actividades de gestión

de activos entre las cuales encontramos muchas con las

cuales estamos familiarizados los profesionales de

mantenimiento y confiabilidad. Por ejemplo están incluidas:

el monitoreo por condición, el costo del ciclo de vida, ensayos

no destructivos, etc.

La gestión de activos cubre el ciclo de vida de los activos el

cual comprende:

• Concepto

• Diseño

• Procura

• Construcción/Instalación

• Comisionado

• Operación

Mantenimiento

• Decomisionado

• Disposición final

Lo cual representamos en la siguiente figura:

Se estima que cuando el comisionado de los activos se ha

completado, el 95% del costo del ciclo de vida del activo ya ha

sido predeterminado. Esta es una de las razones que apoya el

contar con un sistema de gestión. Como apreciamos también

el mantenimiento de los equipos se presenta luego de seis

etapas precedentes en el ciclo de vida. Por ello también cobra

importancia la inclusión del análisis de confiabilidad desde el

inicio del proyecto.

Aquellos aspectos que no sean considerados en la etapa del

diseño repercutirán en la reducción de la confiabilidad de los

activos. Así mismo las dificultades que encontramos en la

operación y mantenimiento serán consecuencia de un

proyecto que en las etapas iniciales del ciclo de vida del activo

no tomó en cuenta la confiabilidad y mantenibilidad.

La siguiente figura traducida del Anexo B de la Norma ISO

55000:2014 muestra cómo se relaciona los elementos claves

de un sistema de gestión de activos:

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Figura 6: Relación entre los elementos claves de un sistema

de gestión de activos.

Fuente: ISO 55000:2014 Anexo B, Traducción propia

La gestión del cambio será una herramienta importante para

las organizaciones que emprendan el camino de implementar

un sistema de gestión de activos acorde con el plan

estratégico y una cultura que optimice la gestión de activos

durante su ciclo de vida desde el concepto hasta la

disposición final.

Para concluir queremos referir que existen diferentes

organizaciones que ya han certificado su sistema de gestión

de activos bajo los requisitos de la norma ISO 55001:2014. La

primera a¬rma ser Reliance Infrastructure Ltd. (RInfra),

compañía líder de la India en infraestructura, utilidades y

energía, para la gestión de los activos de la red de

distribución en Mumbai. Luego encontramos a Pacific Gas

and Electric Company (PG&E) en Estados Unidos, Babcock

Group y Scottish Water en el Reino Unido y The Abu Dhabi

Company for Onshore Oil Operations, ADCO de los Emiratos

Árabes Unidos.

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CÁLCULO DE LOS PARÁMETROS DE LA DISTRIBUCIÓN

DE WEIBULL

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

3. DETERMINACIÓN DE LOS PARÁMETROS POR EL

MÉTODO DE LOS MÍNIMOS CUADRADOS

Como se mencionó en el numeral uno, existen cinco métodos para calcular

los parámetros de la distribución de Weibull. Ellos son:

Mínimos cuadrados.

Gráfico de la función tasa de falla.

Máxima similitud.

Estimación de momentos.

Estimadores lineales.

Para ilustrar el método de los mínimos cuadrados, se desarrollará paso a

paso un ejemplo.

El método de los mínimos cuadrados permite calcular los parámetros de

forma y escala, mediante la transformación doble logarítmica de la función

de distribución acumulativa (ecuación 3). El cálculo del parámetro de

localización es más complejo, empleándose para ello rutinas de cálculo,

como el programa Solver de Excel. La transformación doble logarítmica

permite transformar la función de distribución acumulativa en una ecuación

lineal 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.

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15


3.1 Deducción de la ecuación lineal de

regresión

t



t




F 1 e

Función acumulativa de

Weibull.


e

1


t



1


1 F

t


1


e

F

t



t





t



1

ln


ln e Aplicando logaritmos

1

F t


naturales.


1 t

ln


Propiedad exponencial

1

F t


de los logaritmos.

1



logaritmos naturales.

t

ln ln


ln Aplicando

1 F t



1

ln ln


ln t

ln (*)

1 F t


La expresión (*) representa una ecuación lineal de la

forma

y x b (**)

La cual es una recta de regresión, con:

1

y ln ln


1 F

(***)

t



;



x ln


t

;

b ln

De la expresión (**) se concluye que el parámetro de

forma, β, es la pendiente de la recta de regresión.

De la expresión (***) se observa que el parámetro de

escala, θ, está en función del intercepto b de la recta de

regresión y del parámetro de escala; por lo tanto:

b ln


b ln


b



e (4) Definición de logaritmo.

3.2 Rango de mediana

Para poder trazar la recta de regresión, se debe calcular

un estimador para la función de distribución acumulativa

F(x). Este estimador, llamado Rango de mediana, es un

estimador no paramétrico basado en el orden de las

fallas. Este aspecto implica que la muestra de datos se

debe organizar de menor a mayor (en forma

ascendente).

La expresión matemática para este estimador es:

w

n i 1

x

i

(5) [1]

F

1

, 2 n i 1 ,

2 i

i

i


n i 1

Donde:

w α (i): Rango de mediana para un nivel de

confianza (1-α), donde α es el nivel de

significancia y toma el valor de 0.5 para este

estimador.

i: Orden de la falla.

n: Número total de datos de la muestra.

F α, v1, v2 : Valor crítico de la distribución F,

evaluada en el nivel de significancia α y con

grados de libertad v1 y v2.

Dada la complejidad de la ecuación (5), generalmente

el rango de mediana se aproxima mediante la siguiente

expresión, conocida como aproximación de Bernard,

exacta dentro de 0.005 [1]:

i 0 .3

RM x i


(6)

n 0 .4

Donde:

RM(x i ): Rango de mediana.

i: Orden de falla.

n: Número total de datos de la muestra.

Dado que la ecuación (5) es más exacta, en los cálculos

se empelará ésta. Para facilitar su empleo, a

continuación se presenta el código fuente para crear

una función definida por el usuario en Excel.

Para crear la función, síganse los siguientes pasos:

Abra Excel.

Hágase la combinación de teclas Alt +F11. Esta

acción abrirá el editor de Visual Basic.

En el menú insertar de VB, selecciónese la opción

Módulo.

En el panel derecho, cópiese el siguiente código

fuente:

Public Function RangoMediana(alfa As Single, n

As Long, i As Long) As Double

'*********************************************

********************************

'*Esta función calcula el rango de mediana en

función de la distribución F. *

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16


'*alfa representa el nivel de significancia

con el que se calcula la dist. F.*

'*n es el número de puntos de la muestra.

*

'*i es el orden de falla.

*

'*********************************************

********************************

Dim a As Double, f As Double

3.3 Pasos

A continuación se presenta la secuencia que se debe

seguir en la aplicación del método de los Mínimos

Cuadrados.

1. Asuma (parámetro de localización) igual

cero y ordene los datos de menor a mayor. El

criterio de ordenación debe ser el tiempo entre

fallas. Véase la tabla 1.

On Error GoTo ManejarError

a = i / (n - i + 1)

f =

Application.WorksheetFunction.FInv(alfa, 2 *

(n - i + 1), 2 * i)

Salir:

RangoMediana = a / (f + a)

Exit Function

ManejarError:

Select Case Err.Number

Case 1004

MsgBox "Los argumentos (n) o (i)

no pueden ser cero.", vbCritical + vbOKOnly

Case Else

& Err.Number & _

vbCritical + vbOKOnly

End Select

Resume Salir

End Function

MsgBox "Se ha generado el error "

Err.Description,

Hágase clic en guardar del menú Archivo del

editor de VB para guardar la función.

Hágase clic en Cerrar y volver a Excel del editor

de VB. Esta acción cierra el editor de VB.

Para usar la función creada, selecciónese

Función del menú Insertar de Excel. Se abre la

ventana Insertar función.

En la ventana Insertar función, en la lista

desplegable O seleccionar una categoría,

selecciónese la categoría Definidas por el usuario.

En el cuadro de lista Seleccionar una función,

hágase clic en RangoMediana.

Hágase clic en el botón Aceptar.

En la ventana Argumentos de función, digítese

los valores de los argumentos. Téngase en cuenta

que el valor del argumento alfa siempre es 0.5.

Tabla 1. Historial de paros.

ORDEN

(i)

TIEMPO

ENTRE

FALLAS (t)

1 0.167

2 0.167

3 0.25

4 0.25

5 0.25

6 0.333

7 0.333

…….

…..

……

……

140 223.583

2. Calcule el rango de mediana para cada

observación usando la ecuación (5) ó (6).

En nuestro caso se usará la ecuación (5),

empleando la función definida por el usuario

RangoMediana. Véase la figura 2.

Figura 1. Cálculo del rango de mediana.

Los argumentos de la función RangoMediana

toman los siguientes valores:

Alfa=0.5; n=140 (total de puntos de la muestra);

i= toma el valor indicado en la columna A. Los

valores calculados se muestran en la tabla 2.

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17


Tabla 2. Valores del rango de mediana.

ORDEN

(i)

TIEMPO

ENTRE

FALLAS (t)

RM [F(t)]

1 0.167 0.0049

2 0.167 0.0120

3 0.25 0.0191

4 0.25 0.0262

5 0.25 0.0333

6 0.333 0.0404

7 0.333 0.0475

…… …… ……

…… …… ……

140 223.583 0.9951

Figura 3. Cálculo de la ordenada y.

Obsérvese la anidación de la función logaritmo.

El valor del rango de mediana se obtiene de los

datos calculados en la columna C. Los valores

de la ordenada y se muestran en la tabla 4.

Tabla 4. Valores de la ordenada y de la

3. Calcule el logaritmo natural del tiempo entre

fallas para cada observación.

Véase la figura 3.

Figura 2. Cálculo de la abscisa x.

recta de regresión.

Obsérvese que en la función LN(número) de la

columna D, el parámetro de localización, el cual se

obtiene de la celda L8, vale cero. Esto es importante,

ya que la celda que contiene el parámetro de

localización será la celda cambiante de Solver, en el

caso que sea necesario calcular este parámetro. Los

valores de la abscisa x se muestran en la tabla 3.

ORDEN

(i)

TIEMPO

ENTRE

FALLAS (t)

Tabla 3. Valores de la abscisa x

de la recta de regresión.

RM [F(t)]

X i [Ln(t-δ)]

1 0.167 0.0049 -1.7898

2 0.167 0.0120 -1.7898

3 0.25 0.0191 -1.3863

4 0.25 0.0262 -1.3863

5 0.25 0.0333 -1.3863

6 0.333 0.0404 -1.0996

7 0.333 0.0475 -1.0996

…. ….. …. ….

….. ….. ….. …..

140 223.583 0.9951 5.4098

4. Calcule el valor de la ordenada y, es decir, el

logaritmo del logaritmo del inverso de uno

menos el rango de mediana para cada uno de

las observaciones de la muestra. Véase la figura

4.

5. Genere un gráfico con los datos de las columna

D y E.

Al trazar estos puntos, se genera la recta de

regresión. Para ello selecciónese Gráfico del

menú Insertar de Excel; aparece la ventana

Asistente para gráficos. En ésta, escójase la

opción XY (Dispersión) en la lista Tipo de gráfico

y síganse las instrucciones en pantalla. Véase la

figura 5.

Ln{Ln[1/(1-RM)]}

3

2

1

0

-2

-3

-4

-5

-6

y = 0.6995x - 1.9514

R 2 = 0.9464

-3 -2 -1 0 1 2 3 4 5 6

-1

Ln(t-delta)

Figura 4. Trazado de la recta de regresión con =0

Para hallar la ecuación de la recta de regresión,

empléense las funciones: PENDIENTE

(conocido_y; conocido_x) donde: conocido_y

son los valores dependientes (valores de la

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18


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19


columna E) y conocido_x son los valores

independientes (valores de la columna D) para

estimar la pendiente de la recta; INTERSECCIÓN.EJE

(conocido_y; conocido_x) para estimar el intercepto de

la recta. Para determinar el grado de correlación lineal

de los puntos, empléense las funciones: PEARSON

(matriz1; matriz2) donde matriz1 son los valores

dependientes (columna E) y matriz2 son los valores

independientes (columna D). Esta función devuelve el

coeficiente de correlación r. COEFICIENTE.R2

(conocido_y; conocido_x) devuelve el cuadrado del

coeficiente de correlación. Estos valores, en sí,

representan una especie de prueba de bondad de

ajuste de la recta de regresión. El coeficiente de

correlación está indicando que tan fuerte o débil es la

relación lineal entre los datos; si este valor es más

cercano a uno, hay una fuerte dependencia lineal. Por

otro lado, el coeficiente de determinación, r 2 , está

indicando el porcentaje de los puntos que están

relacionados linealmente.

Aplicando las anteriores funciones de Excel, se

obtiene la siguiente recta de regresión:

y 0 .6995 x 1 .9514

(7)

De donde:

Pendiente (β) Intercepto (b) r r 2

0.6995 -1.9514 0.9729 0.9464

a) Si al graficar los puntos de la muestra aparece una

cola de puntos hacia arriba o hacia abajo, es un

indicativo de que el parámetro de localización debe

ser calculado.

b) Una cola hacia abajo o una reducción súbita de la

pendiente son indicativos de que un parámetro de

localización positivo está presente. Véase la figura

5.

c) Una cola hacia arriba o un incremento súbito de la

pendiente son indicativos de que un parámetro de

localización negativo está presente. Este punto está

de acuerdo con el intervalo de validez de . Véase el

numeral 2.

Un parámetro de localización negativo se presenta

cuando hay unidades con fallas en servicio, o

unidades en servicio con defectos que causarán

fallas. Ejemplos:

Defectos originados durante el ensamble.



Defectos originados durante el transporte.

Defectos originados durante la instalación o

montaje.

Defectos originados durante el

almacenamiento.

d) Valores grandes del parámetro de forma (β>10) son

otro indicativo de que el parámetro de localización

debe ser calculado.

Teniendo en cuanta las consideraciones anteriores, y

analizando la figura 5, se procederá a calcular el

parámetro de localización.

El coeficiente de correlación, r, indica que hay una

excelente relación (dependencia) lineal de los datos,

ya que su valor está muy próximo a uno. El coeficiente

de determinación, r 2 , indica que el 94.64% de los datos

están relacionados linealmente. En conclusión, estos

valores indican que la muestra se comporta conforme

a la función de densidad de Weibull.

6. Estime el valor del parámetro de forma y de

escala.

Dado que el parámetro de forma es la pendiente

de la recta de regresión, de la ecuación (7) se

obtiene:

0 .6995

(8)

De la ecuación (4), numeral 3.1, se obtiene el

valor del parámetro de escala:


e

1 .9514



0 .6995


16 .276 (9)

3.4 Consideraciones sobre el parámetro de

localización

Las siguientes consideraciones se deben tener en

cuanta al momento de analizar un parámetro de

localización diferente de cero. Véanse las referencias

bibliográficas [1], [6]

3.5 Cálculo del parámetro de localización

Para el cálculo del parámetro se usará el complemento

Solver de Excel, ya que debe ser determinado por

ensayo y error.

Para empezar, se debe definir la celda cambiante que,

como se mencionó en el paso 3 del numeral 3.3, debe

ser la celda donde se asignó el valor cero. Esta celda

debe estar involucrada en una función. Véase la figura

3.

El mejor estimador de es el valor de que proporcione

el mejor ajuste de la línea de regresión de los datos

muéstrales. El coeficiente de determinación, r 2 ,

proporciona esta medida [1], ya que éste mide la

cantidad de puntos que están relacionados linealmente

y, por lo tanto, la celda que contenga este valor será la

celda objetivo a maximizar — pues el objetivo es

mejorar el ajuste de la recta de regresión—. Para iniciar

el cálculo se debe indicar al programa un punto de

inicio, o punto semilla, en la celda cambiante. El mejor

valor de inicio de es un valor ligeramente inferior al

valor más bajo del tiempo entre fallas de la muestra.

Para el ejemplo, el punto semilla sería 0.166 (es

ligeramente inferior al valor más bajo del tiempo entre

fallas de la muestra, el cual corresponde al dato de

orden uno —0.167—. Véase la tabla 1). Este constituye

la restricción en Solver. Véase la figura 6.

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20


Figura 7. Fórmulas en Excel para calcular los

parámetros.

Nótese que el valor del parámetro de localización es

positivo, corroborando lo dicho en la parte b) del

numeral 3.4. La figura 9 muestra el trazo de la nueva

recta de regresión, siendo notable la agrupación de los

puntos en forma de línea. Compárese esta figura con la

figura 5.

En la figura 10 se muestra el gráfico de la función de

densidad de Weibull para los parámetros calculados.

Reemplazándolos en la ecuación (1) se obtiene la

siguiente ecuación:



0 .3799

0 .6201

t 0 .161


15 .6829

f ( t ) 0 .1125 t 0 .161 e

(10)

Figura 5. Parámetros de Solver.

Es importante tener en cuenta que la celda objetivo

debe contener una formula que relacione directa o

indirectamente el valor de la celda cambiante. Para el

ejemplo la formula sería COEFICIENTE.R2 (E3:E142,

D3:D142). Obsérvese que el rango del segundo

argumento involucra la celda cambiante L8. Véase la

figura 3.

Al hacer clic en el botón Resolver de la ventana

Parámetros de Solver, el programa genera la solución

0.161, siendo este el valor del parámetro de

localización, y el coeficiente de correlación se maximiza

a 0.9886; es decir, al tener en cuenta el parámetro de

localización se mejora el ajuste de la recta de regresión.

De igual manera, los parámetros de forma y escala, y

los valores de las abscisas (Xi) y ordenadas (Yi) se

actualizan. Véase la figura 7.

Ln{Ln[1/(1-F(t-delta))]}

3

2

1

0

-2

-3

-4

-5

-6

y = 0.6201x - 1.7068

R 2 = 0.9886

-6 -4 -2 0 2 4 6

-1

Ln(t-delta)

Figura 8. Trazado de la recta de regresión con =0.161

Figura 6. Parámetro de localización

por Solver.

Para que los valores se actualicen automáticamente,

éstos deben estar relacionados por fórmulas, tal y como

se muestra en la figura 8.

Figura 9. Gráfico de la función densidad para los

parámetros calculados.

CONCLUSIONES

1. El método de los mínimos cuadrados facilita el

cálculo de los parámetros de la distribución de

Weibull cuando se emplean programas informáticos

como Excel.

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21


2. El análisis del gráfico de la recta de regresión

sirve de criterio para determinar si es necesario

calcular el parámetro de localización.

3. El parámetro de localización tiene un gran

efecto en la recta de regresión; sin embargo, se

debe analizar concienzudamente si un diferente de

cero es necesario.

4. El coeficiente de correlación, r, y el coeficiente

de determinación, r 2 , se constituyen en una prueba

de bondad de ajuste para la recta de regresión.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] Dodson, Bryan. The Weibull Analysis Handbook. 2da

ed. Milwaukee, Wisconsin: ASQ Quality Press, 2006.

[9] García Palencia, Oliverio. Optimización estadística

del mantenimiento industrial [En línea] Disponible en:

http://www.aciem.org/bancoconocimiento/O/Optimizacio

nestadisticadelmantenimientoindustr/Optimizacionestadi

sticadelmantenimientoindustr.asp [Consulta: 28 de julio

de 2010]

[10] Luna, Ana Eugenia. Teoría de la confiabilidad [En

línea] Disponible en:

http://focuslab.lfp.uba.ar/public/CursoTErrores2k4/Mono

grafias2005/Ana_E_Luna.pdf [Consulta: 22 de julio de

2010]

[2] Abernethy, Robert B. The New Weibull Handbook.

5ta ed. North Palm Beach, Florida. 2006

[3] Walpole, Ronald E y Raymond Meyers. Probabilidad

y estadística para ingenieros. 3ra ed. México:

Interamericana, 1990

[4] Céspedes Zapata, Lucas y Santiago Mejía Isaza.

Implementación de un Sistema de Indicadores para la

gestión de Mantenimiento de una empresa textilera.

Medellín, 2005,194p. Trabajo de grado Ingeniería

Mecánica. Universidad EAFIT. Departamento de

Ingeniería Mecánica. Área de mantenimiento.

[5] Tamborero Del Pino, José María. NPT 331:

Fiabilidad: La distribución de Weibull [En línea]

Disponible en:

http://www.insht.es/InshtWeb/Contenidos/Documentacio

n/FichasTecnicas/NTP/Ficheros/301a400/ntp_331.pdf

[Consulta: 22 de julio de 2010]

[6] Estimation of the Weibull parameters [En línea]

Disponible en:

http://www.weibull.com/LifeDataWeb/lifedataweb.htm

[Consulta. 26 de julio de 2010]

[7] Yáñez, Medardo; Perdomo, José L y Gómez de la

Vega, Hernando. Ingeniería de Confiabilidad: Pilar

fundamental del mantenimiento [En línea] Disponible en:

http://confiabilidad.net/articulos/ingenieria-deconfiabilidad-pilar-fundamental-delmantenimiento/#comment-list

[Consulta: 28 de julio de

2010]

[8] Duarte Holguín, Juan Carlos. Mantenimiento

centrado en confiabilidad usando métodos de simulación

del ciclo de vida [En línea] Disponible en:

http://www.noria.com/sp/rwla/conferencias/mem/Duartepaper.pdf

[Consulta: 28 de julio de 2010]

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23


EL ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD OPERACIONAL. UN

CASO DE ESTUDIO (Final)

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.

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

Mantenibilidad.

Para que un sistema recupere la capacidad de

realizar una función es necesario realizar unas

tareas específicas, conocidas como tareas de

mantenimiento. Las tareas de recuperación

más comunes son limpieza, ajuste, lubricación,

pintura, calibración, substitución, reparación,

restauración, renovación, etc.

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24


2. MATERIALES Y MÉTODOS

La confiabilidad como metodología de análisis debe

soportarse en una serie de herramientas que permitan

evaluar el comportamiento del componente de una forma

sistemática a fin de poder determinar el nivel de

operabilidad, la magnitud del riesgo y las acciones de

mitigación y de mantenimiento que requiere el mismo para

asegurar al custodio o dueño del activo su integridad y

continuidad operacional.

Las herramientas en cuestión están basadas sobre una

plataforma de cálculo de probabilidades estadísticas y

ponderaciones relativas de los elementos financieros,

operacionales, históricos y de seguridad. El empleo de las

herramientas de confiabilidad permite detectar la condición

más probable en cuanto al comportamiento de un activo, ello

a su vez proporciona un marco referencial para la toma de

decisiones que van a direccionar la formulación de planes

estratégicos de mantenimiento de los activos de una

organización.

Confiabilidad Humana.

La confiabilidad humana involucra grandes cambios en las

organizaciones, exige una cultura de desafío permanente

para controvertir muchos procesos de planeación y de

gestión, y lograr una dirección efectiva de los canales de

comunicación y la responsabilidad para el registro sistemático

de la información. Las acciones para mejorar la confiabilidad

humana buscan, esencialmente, recuperar el valor de las

personas; mejorar sus capacidades físicas y fisiológicas, su

experiencia profesional, optimizar el entrenamiento y las

condiciones de sus puestos de trabajo; para aumentar su

capacidad de gestión y colaborar de manera permanente en

el logro de los objetivos empresariales.

Un sistema básico de confiabilidad humana incluye diferentes

elementos de proyección personal, como se muestra en la

Figura 2.

Figura 2. Elementos de la Confiabilidad Humana.

La herramienta tal vez más conocida y aplicada para el

análisis de Confiabilidad Humana es la Técnica para la

Predicción de la Tasa de Error Humano: THERP (Technique for

Human Error Rate Prediction).

Dada la complejidad de su análisis y la carencia de bases de

datos que permitan la realización del mismo se decidió no

abordarlo.

Confiabilidad de proceso y sistema.[1]

La confiabilidad de un proceso o sistema debido a sus fallas se

puede calcular para cada equipo y para el sistema. Para este

caso se extrajo de la base de datos los fallos que tenían que

ver con el sistema y el proceso, organizándolos por equipo y

por año. Para cada equipo puede ser expresada por la

ecuación 1:

Donde:

(1)

t: tiempo de operación previsto.

λ: Tasa de fallas. Número total de fallas por período de

operación que se puede obtener como:

Donde:

N.F: Número total de fallas.

(2)

H.O: Número de horas totales de operación del activo.

Para la confiabilidad del sistema se puede considerar que

estos están separados en tres grupos en cuanto a su

estructura, en serie, en paralelo o mixto que es la

combinación de los dos primeros. Es por ello que las fórmulas

matemáticas para cada caso cambian según su disposición o

estructura.

Mantenibilidad de equipo.

Durante el tiempo de operación de los equipos, el ingeniero a

cargo de la planificación y organización del proceso de

mantenimiento, tiene bajo su responsabilidad reunir datos

relativos al tiempo necesario para completar las diferentes

clases de tareas de mantenimiento, pues estos datos son la

herramienta básica y necesaria para la estimación de las

medidas de mantenibilidad. Para el análisis de los datos

necesarios se requiere del uso de métodos estadísticos que

permitan extraer la información necesaria para poder calcular

las medidas de mantenibilidad. Estos análisis están basados

en dos métodos que permiten, por medio del análisis de los

datos obtenidos, calcular las diferentes medidas de

mantenibilidad de un sistema o equipo; estos son el método

paramétrico y el método de ajuste de la distribución.

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Disponibilidad.

La disponibilidad es la probabilidad de que un activo realice la

función asignada cuando se requiere de ella. Para cada activo

puede ser calculada por la ecuación 3:

En la Tabla 3 se muestra la estimación de la confiabilidad para

cada uno de los equipos.

(3)

Donde:

R ei : Disponibilidad del activo.

t ee : Tiempo de trabajo efectivo.

t et : Tiempo total de trabajo previsto.

Tabla 3. Confiabilidad de equipos.

3. ANÁLISIS Y DISCUSIÓN DE LOS RESULTADOS.

3.1 Confiabilidad de equipo

Esta línea fue sometida en el año 2008 a una reparación

general en todos los sistemas principales, así como a sus

subsistemas y equipos auxiliares, lográndose que la línea haya

recuperado los parámetros de diseño (desempeño requerido)

para el contexto operacional actual, respondiendo su

desempeño inherente a un patrón de desarrollo de fallas

constante, propios de la etapa de vida útil de la instalación; lo

que permite utilizar para el cálculo de la confiabilidad la

ecuación (1), por ser el objetivo fundamental, mostrar a la

DSI los beneficios que reporta la aplicación y análisis de los

indicadores del análisis de la confiabilidad en el

mantenimiento, para la toma de decisiones y para la precisión

de estrategias de trabajo.

Para el cálculo se utilizan los fallos que tienen que ver con el

activo, pudiendo así, estimar la confiabilidad del activo según

(1).

En las tablas 1, 2 se muestra la estimación de cada uno de los

parámetros de la ecuación (1).

Tabla 1. Tiempo total de operación.

La mayor tasa de fallos fue de 0,14 % correspondiente a la

Lavadora de Bulbos, en el período ocurrieron las

indisponibilidades debido a no contar con las herramientas

necesarias de trabajo en el taller y problemas del equipo

relacionados con el ajuste y la lubricación; por lo que

correspondió a ese período un 4,88% de confiabilidad siendo

este el equipo de menor confiabilidad.

3.2 Confiabilidad de sistema y proceso.

Calculando Hs=2152- Tr- Tp lo que se presenta en la Tabla 4.

En la Tabla 5 y 6 aparecen la tasa de fallos y la confiabilidad,

respectivamente.

Tabla 4. Tiempo total de operación.

Tabla 2. Tasa de fallos.

Tabla 5. Tasas de fallo.

Tabla 6. Confiabilidad del sistema.

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27


La mayor tasa de fallo la registró la lavadora de bulbos con

0,14% lo cual incidió considerablemente en la confiabilidad

del sistema la cual fue de solo 0,6 % aunque la llenadora

hubiese registrado un 100 % de confiabilidad en período.

Tabla 10. Análisis de la mantenibilidad en los mantenimientos

proactivos del sistema por equipos.

3.3 Mantenibilidad.

Para que un sistema recupere la capacidad de realizar una

función es necesario realizar unas tareas específicas,

conocidas como tareas de mantenimiento. Las tareas de

recuperación más comunes son limpieza, ajuste, lubricación,

pintura, calibración, substitución, reparación, restauración,

renovación, etc.

Tabla 7. Cálculo de mantenibilidad e indicadores en los

mantenimientos reactivos de cada equipo.

El túnel de despirogenización registró la más baja

confiablidad siendo esta de un 21% debido a la calibración del

equipo de las sondas de temperatura de la zona de

precalentamiento y esterilización, y el cambio de filtros al

equipo en los que los de las zonas de enfriamiento fueron

cambiados, no así los de la zona de precalentamiento y

esterilización.

Tabla 8. Cálculo de mantenibilidad e indicadores en los

mantenimientos proactivos de cada equipo.

Como puede apreciarse la confiabilidad del sistema en los

mantenimientos se comportó en valores parecidos a pesar de

los altos valores presentados en los proactivos por el túnel y

la llenadora, esto se debe a la baja confiabilidad de la

lavadora lo que hizo que la confiabilidad del sistema en los

mantenimientos cayera bruscamente.

3.4 Disponibilidad.

En la siguiente tabla se reporta la disponibilidad de cada uno

de los equipos, calculada a partir tiempo de trabajo efectivo

del equipo sin interrupciones entre el tiempo total de trabajo

estable previsto sin interrupciones. En las dos columnas

finales, aparece la disponibilidad del sistema.

En la tabla 11 se muestra la disponibilidad por equipos y la del

sistema en general.

Tabla 11. Disponibilidad de los equipos y el sistema

Como puede observarse los tres equipos que componen el

sistema mantuvieron una alta disponibilidad durante el

período analizado lo que trajo consigo que la disponibilidad

del sistema en el período se comportara de igual manera.

En el caso del mantenimiento proactivo durante el período

analizado el túnel y la llenadora presentan una alta

confiabilidad mientras que la lavadora de bulbos no se

comporta de esta manera, mostrando una probabilidad de

que el mantenimiento no se haya cumplido en 120 minutos y

sí se cumpla entre 120 y 240 minutos de 40 %. El 90% de las

tareas de mantenimiento se cumplieron en

aproximadamente 410 minutos y el tiempo medio para

reparar fue de 255 minutos.

La mantenibilidad del sistema se muestra en las tablas 9 y 10.

Tabla 9. Análisis de la mantenibilidad en los mantenimientos

reactivos del sistema por equipos.

4. CONCLUSIONES

1. Se analizaron las características actuales del

mantenimiento en la Industria Biotecnológica cubana,

concluyéndose que las herramientas vinculadas con los

análisis de confiablidad y particularmente las de confiabilidad

operacional, no son utilizadas como parte del sistema de

mantenimiento.

2. En el proceso de obtención de datos se obtuvo que

las bases de datos no cuentan con toda la información

necesaria para la aplicación de todas las herramientas y

modelos en específico los relacionados con la confiabilidad

humana.

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28


3. Se realizó un análisis de la confiabilidad detallado por

activos y el sistema en su integralidad; de lo que puede

resumirse que con respecto a la confiabilidad de equipo, el

más afectado fue la lavadora de bulbos. En función de la

confiabilidad de sistema y proceso la mayor incidencia la

presenta la lavadora de bulbos y en lo que se refiere a la

mantenibilidad de equipos para los mantenimientos

reactivos, el activo de menor confiabilidad fue el túnel de

despirogenización, manteniéndose la lavadora como

incidencia, cuando se trata del mantenimiento proactivo. Del

análisis del sistema se concluye que el equipo de menor

confiabilidad en el período analizado es la lavadora de bulbos.

5. BIBLIOGRAFÍA

1) DURÁN, M. B. J. “¿Qué es Confiabilidad Operacional?”

Revista electrónica “Club de Mantenimiento

No.11Email: jdurán@ieee.org.". Dic/2002.

2) AMENDOLA, LUIS. Confiabilidad Operacional. Universidad

Politécnica de Valencia. 2009

3) CASTELLANOS, G. M. Estimación de parámetros de

confiabilidad y mantenibilidad en sistemas industriales.

Copyright,2ª. Edición Adaptada como herramienta

computacional. ed. Centro de Altos Estudios

Gerenciales.Instituto Superior de Investigación y

Desarrollo.Caracas, Venezuela. 2000.

4) GARCÍA, D. M. “Trabajo de Diploma en opción al Título de

Ingeniero Mecánico”. La Habana 2012.

5) AGUILAR, O. Ch. “Trabajo de Diploma en opción al Título

de Ingeniero Mecánico”. La Habana 2012.

6) FERNÁNDEZ, O. G. “Trabajo de Diploma en opción al

Título de Ingeniero Industrial”. La Habana 2012.

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29


ESTRATEGIAS DE MANTENIMIENTO PARA TURBINAS A

GAS EMPLEADAS EN LA INDUSTRIA PETROLERA PARA

LA GENERACIÓN ELÉCTRICA. (Final)

2. METODOLOGÍA DE TRABAJO

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

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.

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

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30


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.

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN

Contexto Operacional

Los sistemas asociados a una Turbina a gas, se encuentran

distribuidos en grupos de dispositivos y componentes

eléctricos, electrónicos y mecánicos que operan en conjunto

para cumplir una función específica. Es importante destacar,

que las turbinas empleadas en la industria petrolera y los

sistemas asociadas a las mismas, son estructuralmente

similares y cumplen las mismas funciones. Sin embargo

pueden encontrarse ciertas diferencias en los modelos de los

dispositivos o componentes, en el número y en su capacidad.

En cuanto al contexto operacional, es necesario definir “las

circunstancias bajo las cuales se espera que opere el activo

físico o sistema” (Norma SAE JA 1012). En este sentido, los

valores de las variables de operación de las turbinas, son de

suma importancia al momento de proponer las estrategias de

mantenimiento a las turbinas a gas. Esto se debe a que con

un monitoreo continuo de estos parámetros se minimizaría el

riesgo a la ocurrencia de una falla. Puesto que, sí al momento

de una inspección un parámetro se encuentra fuera de su

rango de operación normal. Se debe ejecutar una acción para

corregir esa desviación. Esto es lo que se conoce como

Mantenimiento Basado en Condición o Mantenimiento

Predictivo.

Para el caso de la presente investigación, se seleccionaron

cuatro (4) turbinas a gas empleadas en la industria petrolera

para la generación eléctrica, ubicadas en la Costa Oriental del

Lago de Maracaibo. En cuanto a la operatividad de las

mismas, en condiciones normales de operación, se

encuentran en n-1, esto quiere decir que el total de las 4

Turbinas de las Plantas Eléctricas, tres (3) están en servicio

dejando una (1) como respaldo operacional, es decir, para ser

utilizadas en caso de un mantenimiento programado, una

emergencia o falla operacional de alguna de las turbinas.

Asimismo, otro de los factores a considerar son las

condiciones ambientales de las Turbinas a Gas, puesto que si

las mismas operan bajo condiciones fuera de especificaciones

de diseño, incidiría directamente en la confiabilidad

operacional de estas. En este sentido, el estudio fue realizado

en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo, donde el clima es

caluroso, con temperaturas que oscilan entre 30° C y 40° C,

con una humedad alta en todas las épocas de año. En este

sentido, los datos de operación para las turbinas a gas en

estudio, establece que las mismas están diseñadas para

trabajar en ambientes costeros a nivel del mar para

temperaturas que oscilen entre: -5º C y 50° C. Es decir, que

las turbinas a gas de las plantas eléctricas analizadas, operan

bajo las condiciones ambientales para las cuales fueron

diseñadas.

Estudio de Fallas en los sistemas y subsistemas de las turbinas

a gas empleadas para la generación eléctrica

Antes de realizar un análisis detallado a las turbinas a gas,

es necesario conocer con mayor detalle el funcionamiento de

lasmismas, los requerimientos técnicos y los insumos

necesarios para su operación. Esto se realiza a través de un

diagrama funcional, puesto que su esquematización

específica de forma detallada los factores necesarios para un

posterior análisis del sistema.En la figura 1 se muestra un

diagrama funcional de las turbinas en estudio.

Figura 1. Diagrama Funcional Turbinas a Gas. (Díaz, 2013).

Asimismo, es necesario realizar una clara descripción de

límites o frontera del equipo para el estudio del mismo, tal

como lo establece la Norma ISO 14224, en la figura 2 se

observan los componentes y sistemas de las turbinas a gas

sujetos a estudio.

Figura 2. Frontera Equipo, Turbina a Gas según Norma ISO

14224:2006.

Análisis de modo y efecto de las fallas (AMEF)

Utilizando como base las fallas de los sistemas e ítems

mantenibles de las turbinas a gas (tanto de datos genéricos

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31


como de registros de fallas), se procedió a la elaboración de

un análisis de modo y efecto de las fallas (AMEF), con el

propósito de determinar y evaluar los modos y efectos de

fallas potenciales asociadas al equipo e identificar las

acciones de mantenimiento que podrán eliminar o disminuir

la ocurrencia de la falla potencial.

Asimismo, se determinaron los índices de ocurrencia,

severidad, impacto ambiental, impacto en la seguridad y

detectabilidad de los modos de fallas, con los criterios de

evaluación para los diferentes ítems, estos son evaluados en

una escala del 1 al 10, donde 10 es lo más severo.

A continuación se muestra la definición de los criterios de

evaluación utilizados para la aplicación del AMEF, tomados

del Manual Mantenimiento centrado en la confiabilidad CIED,

1999:

Ocurrencia de falla: indica la periodicidad con la que se

presentaron los eventos de falla en los componentes de los

equipos bajo estudio.

Severidad de falla: evalúa la gravedad del efecto o la

consecuencia de que se produzca un determinado fallo.

Impacto ambiental: indica el efecto que produce una

determinada falla sobre el medio ambiente en sus distintos

aspectos.

Impacto en la seguridad: indica el efecto en la seguridad

tanto a los operadores como a terceros.

Detectabilidad de falla: evalúa la probabilidad de detectar

cada causa y el modo de fallo resultante.

chequeo, medición, servicio y reemplazo, todas enfocadas a

reducir las fallas.

Caracterización de tiempos de falla y tiempos de reparación

de las turbinas.

Para el cálculo de los parámetros de mantenimiento en

primer lugar se realiza un análisis al historial de fallas de las

turbinas que conforman la planta eléctrica analizada.

El mismo se realiza a través del análisis de confiabilidad

basada en el análisis probabilístico del historial de fallas, el

cual el autor Yáñez et. Al, 2004, lo define como “la rama de la

confiabilidad que estudia la variable aleatoria tiempo para la

falla”. Además, el mismo autor establece que “el insumo

básico para este tipo de análisis son bases de datos donde

sealmacenan las historias de fallas (tiempos de fallas y

tiempos de reparación) deequipos”.

En este sentido, 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 (Yañez et. Al,

2004, p. 197).

A continuación se muestra un resumen de la caracterización

probabilística de los tiempos entre falla y reparación de las

turbinas. Es importante mencionar, que los tiempos

analizados, son considerados desde la realización del último

Mantenimiento Mayor aplicado a las turbinas, donde es

llevada a una condición de “como nueva”.

Tabla 1. Resumen de la caracterización probabilística de los

tiempos entre fallas y de reparación de las turbinas a gas.

A modo de ejemplo, en la figura 3, se muestra el formato de

AMEF empleado:

Figura 3. Formato Análisis de Modo y Efecto de Fallas (AMEF).

En el análisis de modo y efecto de las fallas, se identificaron

45 modos de fallas potenciales, con sus consecuencias y sus

respectivas tareas de mantenimiento. Esta información sirvió

como base para el diseño de las estrategias de

mantenimiento para las turbinas a gas. Estas actividades

están constituidas principalmente por tareas de inspección,

Criticidad de las turbinas a gas utilizadas en la industria

petrolera para la generación eléctrica.

Para estimar la criticidad de las turbinas a gas, se considera el

aporte a la indisponibilidad (los tiempos promedios entre falla

y los tiempos de reparación) de cada una de las turbinas a

todo el sistema de generación. Es por esto que se deben

considerar una serie de premisas de operación y

mantenimiento, para posteriormente modelar el sistema

como un diagrama de bloques de confiabilidad.

Premisas para el estudio:

• El tiempo de análisis del estudio es de uno (1), cinco

(5) y diez (10) años, considerando el tiempo anual de

operación continua en 8760 horas.

• Las Paradas de Planta se llevan a cabo con una

frecuencia aproximada de 4 años, con una duración promedio

según opinión de expertos de la planta eléctrica de 2000

horas

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32


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33


• Se asume que los mantenimientos programados

realizados durante estas paradas dejan los equipos en

condiciones cercanas a “tan buenos como nuevos”.

• La frecuencia y duración de las tareas por

mantenimiento programado, fueron tomadas de los planes

de mantenimiento actuales de las turbinas a gas y la duración

de las mismas de los reportes de operación y mantenimiento

de las turbinas a gas y se muestran en el siguiente cuadro:

Tabla 2. Frecuencia y duración de las tareas de

Mantenimiento Programado.

Estimación de Parámetros de Confiabilidad, Disponibilidad y

Mantenibilidad (CDM) de las Turbinas a Gas

Se modelaron cada una de las turbinas como un bloque

independiente, con el objetivo de conocer, la disponibilidad,

el tiempo promedio entre fallas (TPEF), las paradas totales

(por mantenimiento y por falla) y las fallas esperadas.

Los resultados de la estimación de los parámetros RAM para

cada una de las turbinas son los siguientes:

Tabla 3. Parámetros RAM para la Turbina 7.

Mantenibilidad de las Turbinas a Gas empleadas en la

Industria Petrolera para la generación eléctrica

La estimación de la disponibilidad de las turbinas a gas, fue

realizado a través de un Diagrama de Bloques de

confiabilidad, el cuál es un método de análisis en el cual el

diagrama resultante muestra la organización del sistema,

permitiendo visualizar muy convenientemente la

interrelación funcional de los subsistemas. El mismo utiliza

técnicas soportadas en álgebra Booleana y “sets” de

combinaciones entre otros y provee modelos para la

predicción de la confiabilidad del sistema en términos

probabilísticos. (Yáñez et. Al, 2004, p. 253).

Es importante mencionar que los cálculos de disponibilidad

de la turbinas fueron considerados las mismas premisas

utilizadas para el cálculo de cada turbina por separado, y la

disponibilidad resultante es la del sistema de turbinas de la

planta eléctrica sin considerar factores externos. A

continuación, en la figura 4 se muestra el diagrama de

bloques, que aplica para las turbinas a gas T-7, T-8, T-9 y T-10.

Tabla 4. Parámetros RAM para la Turbina 8.

Tabla 5. Parámetros RAM para la Turbina 9.

Tabla 6. Parámetros RAM para la Turbina10.

Diagrama de Bloque de Confiabilidad y estimación de los

parámetros de Confiabilidad, Disponibilidad y

Figura 4. Diagrama de Bloque de Confiabilidad de las Turbinas

a Gas.

Asimismo, se presentan a continuación los resultados de la

estimación de Disponibilidad de las turbinas a gas, realizada a

través de la simulación de Monte Carlo, con el objetivo de

enfrentar la incertidumbre y la variabilidad de los parámetros

de mantenimiento. Los mismos, se presentan de manera

acumulada y anualizada para el tiempo misión modelado a

través de las distribuciones de probabilidad ajustadas.

Tabla 7. Parámetros de Disponibilidad anualizada para las

Turbinas a Gas

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34


definidas en función del estudio de los parámetros RAM y la

criticidad de las mismas.

A continuación se describen brevemente dichas estrategias,

enfocadas a reducir las fallas para las turbinas en estudio:

Tabla 9. Estrateas de Mantenimiento de las Turbinas a

Gas.

Figura 5. Parámetros de Disponibilidad anualizada para las

Turbinas a gas

Considerando la tabla y el gráfico anterior, la disponibilidad

para el primer año de misión es de 95,92%; basado en el valor

promedio, la disponibilidad para el año cinco (5) de misión es

de 87,37% y para el año diez (10) es de 86,88%. Esto

evidencia que con la política de operación y mantenimiento

actual aplicado a las turbinas, la disponibilidad de las mismas

va disminuyendo de forma considerable para los próximos

años, trayendo consigo problemas en la generación eléctrica

de la planta, el cuál repercutirá aguas abajo a la producción y

operación de la industria petrolera.

Criticidad de las Turbinas a Gas

Seguidamente, con el objetivo de definir las estrategias de

mantenimiento, en la tabla 8 se presenta una lista

jerarquizada en función de la criticidad de cada una de las

turbinas. La misma considera la influencia del Tiempo para la

Falla, el Tiempo para Reparar, así como el impacto que

ocasiona la falla de la turbina, estimados apoyándose en la

simulación de Montecarlo, obteniendo los resultados posibles

y evaluando el impacto de los mismos.

Tabla 8. Criticidad con Simulación de Monte Carlo de las

Turbinas a Gas.

De la tabla anterior, se puede evidenciar como la turbina a

que se le debe enfocar el desarrollo de las estrategias de

mantenimiento a las turbinas a Gas, es la Turbina 7, puesto

que sus valores de indisponibilidad, son los que más aportan

a la indisponibilidad de la planta de generación eléctrica.

Estrategias de mantenimiento para los componentes y

sistemas de la turbina de gas

Luego de la identificación de los modos de falla y estimación

de los parámetros de Confiabilidad, Mantenibilidad y

Disponibilidad de las turbinas, se definieron las estrategias de

mantenimiento para cada uno de los sistemas y

componentes. Las mismas, son principalmente tareas de

mantenimiento preventivo y basadas en la condición,

derivadas principalmente del Análisis de Modo y Efecto de

Fallas (AMEF), actividades propuestas por el fabricante y

Inspecciones en operación

Con el objetivo de garantizar la confiabilidad operacional del

equipo, es necesario realizar inspecciones en operación, las

cuales consisten en realizar observaciones a la unidad que

está en servicio. En este sentido, la turbina debe observarse

regularmente, y estas son actividades de mantenimiento, que

deben formar parte integral de las estrategias de

mantenimiento a aplicar.

Tabla 10. Estrategias de Mantenimiento de las Turbinas a Gas

basadas en inspección.

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35


4. Conclusiones y Recomendaciones

• El monitoreo continuo de los parámetros de

operación, minimizaría el riesgo a la ocurrencia de una falla

funcional.

• Las turbinas a gas de las plantas eléctricas en

estudio, operan bajo las condiciones ambientales para las

cuales fueron diseñadas.

• En el AMEF, se identificaron 44 modos de fallas

potenciales, con sus consecuencias y sus respectivas tareas

de mantenimiento. Esta información sirvió como base para el

diseño de las estrategias de mantenimiento de las turbinas a

gas.

• El resultado de los cálculos de los parámetros RAM

arrojó que para la turbina T-7, se debe hacer un esfuerzo en

disminuir los tiempos de reparación de la misma, de manera

que los tiempos fuera de servicio sean menores.

• En cuanto a la turbina T-9, debido a su bajo índice de

indisponibilidad, se necesita especial atención en cuanto a su

mantenimiento, y posteriormente realizar un Análisis

Económico del Costo de Ciclo de Vida (AECCV), para conocer

de primera mano si desde el punto de vista económico, es

rentable mantener esta turbina.

• Según los indicadores RAM calculados, la turbina T-

10, es la más confiable de todo el sistema de generación.

• Los valores de los parámetros RAM calculados, para

los diferentes años. Evidencia que la disponibilidad va

disminuyendo de forma considerable para los próximos años,

trayendo consigo problemas en la generación eléctrica de la

planta, el cuál repercutirá aguas abajo a la producción y

operación de la industria.

• Realizar estudio cromatográfico del gas combustible

que se está empleando actualmente y compararlo con los

valores de diseño, para verificar si existen desviaciones que

puedan disminuir la vida útil de las turbinas.

• Revisar perfil de manejo de gas para los próximos

años, para definir el sistema de combustible a emplear, y

evaluar otras fuentes de suministro de gas combustible,

puesto que en la actualidad se están presentando deficiencias

en el cabezal de entrada.

• Realizar una revisión y actualización permanente de

las actividades de mantenimiento, en función de las

experiencias y las fallas presentadas por las turbinas y lograr

de esta forma una mejoría continua de las actividades de

mantenimiento.

5. Bibliografía

[1] SAE JA 1012. Una Guía para la Norma de Mantenimiento

Centrado en Confiabilidad (MCC), 2002.

[2] Yañez Medardo, Gómez de la Vega Hernando, Valbuena

Genebelin. (2004) "Ingeniería de Confiabilidad y Análisis

Probabilístico de Riesgo", R2M 2004.

[3] Centro internacional de educación y desarrollo (CIED)

(1999). Mantenimiento Centrado en Confiabilidad. 1ra

Edición.

[4] ISO 14224. Industrias de petróleo y gas natural -

Recolección e intercambio de datos de confiabilidad y

mantenimiento de equipos, 2006.

www.pgamlat.com

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36


ESTUDIO Y APLICACIÓN DE LA MANTENIBILIDAD EN UNA

PLANTA PRODUCTORA DE SUBSTANCIAS

ACELERADORAS DE COMBUSTIÓN (Final)

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.

Por:

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.

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

En el caso de las líneas de trasiego a pesar de

ser una de las áreas críticas, no presenta tantas

fallas como el área de bombeo y la mayor

incidencia radica en las juntas de platillos,

debido a la agresividad del producto elaborado.

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37


La composición y características del producto se muestran en

la Tabla 1.

Tabla 1. Composición y características del producto.

Producto Compuesto Características

Trietilamina

Explosivo e inflamable

1. Gran consumo de rodamientos

2. Gran consumo de sellos mecánicos y

empaquetaduras

3. Diversidad de modelos de bomba

4. Dificultad para ejecutar los mantenimientos y las

reparaciones debido al diseño de líneas

(generalmente muy largas o incómodas de

manipular, ancladas a las líneas soterradas por

soldaduras).

Biomix - D

Flexistane

(Nitruetano, Quemaduras cutáneas

nitropropano)

Aceite SAE – 30 -

Diesel -

Como puede apreciarse en la Tabla1 existen altos riesgos en

la elaboración.

La secuencia tecnológica general de la fabricación del

producto es de la forma siguiente:

Los productos necesarios para la elaboración tecnológica se

bombean hacia la mezcladora M-1 en cantidad y proporción

de acuerdo con la carta de elaboración.

Primero, se vierten el diesel y el aceite SAE-30 y con

posterioridad los productos activos (ver Tabla 1). Estos se

someten a un proceso de agitación y mezcla hasta la

obtención del producto Biomix-D. Concluido el proceso de

fabricación, el Biomix-D se bombea hacia los tanques de

almacenamiento y se espera para su posterior

desplazamiento hacia el cargadero y carga en los vehículos

donde se transportará.

En todo este proceso se cuenta con líneas de varias medidas:

válvulas, filtros, y los equipos de bombeo necesarios, además

de equipos de seguridad como la torre de lavado de gases

que absorbe y trata los gases del área de productos activos y

los de seguridad personal.

2.2 Condiciones tecnológicas iniciales.

En base a las afectaciones en la disponibilidad de los activos

que afectaban la producción, fueron considerados como

críticos las siguientes áreas:

- Área de bombeo

- Líneas de trasiego

En el área de bombeo se producen constantes paradas

debido a:

1. Obsolescencia del equipamiento tecnológico de

bombeo

2. Problemas de piezas de repuesto (Sellos,

empaquetaduras, rodamientos)

3. Falta de alineación de los equipos.

Es preciso señalar que el área de bombeo es en extremo

crítica debido a:

En el caso de las líneas de trasiego a pesar de ser una de las

áreas críticas, no presenta tantas fallas como el área de

bombeo y la mayor incidencia radica en las juntas de platillos,

debido a la agresividad del producto elaborado.

Para acometer el estudio inicial de la planta se ejecutó un

análisis del proceso y secuencia de fabricación y a partir de

este momento se comenzó por un análisis del diseño de la

planta [1]. La literatura especializada plantea la conveniencia

del comienzo del estudio de Mantenibilidad durante la etapa

de proyecto [1], como se posee el producto diseñado, debe

realizarse el estudio a partir de este momento, encontrando

posibles fallas en relación con lo que se debió haber

garantizado. Al analizar el proyecto, se llega a descubrir las

fallas más relevantes.

1. La red de línea de trasiego es, en la mayoría de los

casos, extremadamente larga y pesada para la

manipulación manual del trabajador, además no hay

acceso para equipos de izaje.

2. Las líneas de trasiego se hallan soldadas a líneas

soterradas, lo que hace un sistema totalmente

rígido.

3. Las líneas acoplan directamente con las bombas lo

que hace que la línea obligue a la bomba a ocupar

determinado lugar por la rigidez de esta.

4. Al ejecutar un trabajo de mantenimiento es

necesario efectuar el desacoplado de determinada

sección de línea, drenaje y limpieza y se necesitan

varios hombres debido a la longitud y peso, así como

la incomodidad de la manipulación.

Estos factores de diseño (proyecto) de la planta traen como

consecuencia:

- Aumento de los tiempos de mantenimiento.

- Un largo período de limpieza de la línea.

- Dificultad al desacoplar, acoplar y moverlas por su

extensión y peso.

- Desalineación de las bombas por la rigidez de las

líneas.

- Necesidad de trabajar los tramos dañados en el

mismo lugar y con las líneas soterradas macizadas

con agua salada para evitar acumulación de gases,

etc.

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38


Además de estos problemas, se generan otros de forma

colateral como son:

a) Las líneas soterradas sufren mayor corrosión por la

presencia del agua salada mientras se efectúa la reparación

de los tramos aéreos.

b) Dificultad al manipular las líneas ya que se

encuentran conectadas de forma rígida a las líneas

soterradas.

c) Altos consumos de rodamientos, empaquetaduras y

sellos mecánicos debido a:

- Desalineación de las bombas. Se produce por la

rigidez del sistema de tuberías conectado a la bomba, siendo

ésta el punto más débil de la cadena.

- No comprobación de la alineación y la nivelación

después de ejecutado el trabajo de reparación.

- Obsolescencia de los equipos.

- No comprobación de los asientos de las bombas,

excentricidad de los ejes.

- Carencia de instrumentos de verificación.

d) Insuficiente capacitación.

2.3 Trabajos de remodelación con vistas a incrementar la

mantenibilidad.

El análisis de las variaciones a efectuar con vistas a

incrementar la mantenibilidad y la disponibilidad en el

proceso de mantenimiento, se dirigió a los procesos de

reparación de las líneas y de las bombas.

En el caso de las líneas: el tiempo total de reparación se

muestra en la tabla 2.

Tabla 2. Resumen del tiempo de trabajo total de

mantenimiento en la reparación de las líneas.

Tiempo de trabajo Total de horas de horas

empleadas (h)

Paileros 122,5

Ayudantes 145,5

J’ de brigada 15,0

Soldador 62

Téc. en Seguridad

1,5

Industrial

Tiempo total de reparación 346,5

Esa reparación de línea abarca 346,5 h, no obstante no se

analizaron los tiempos perdidos por causas injustificadas o

aseguramientos no planificados.

En el caso de las bombas: el tiempo total de reparación se

muestra en la tabla 3.

Tabla 3 – Tiempo total empleado en la reparación de bombas

Categoría del trabajo Tiempo empleado

(h)

Pailero 7,5

Ayudante 17,5

Mecánico (J’ de brigada) 18

Téc. en Seguridad Industrial 1

Electricista 4

Tiempo total de mantenimiento y

48

reparación

En base a estos resultados, se calculó para ambos procesos, la

disponibilidad de la planta.

De acuerdo con el concepto original, la disponibilidad (D) es

una medida de con qué frecuencia el sistema está listo para

operar lo que, generalmente, se expresa como tiempo de

servicio. Tiempo en servicio + tiempo en parada.

Así pues mantenimiento: - Tiempo en servicio (Ts) - Tiempo

en parada. (Tp)

Siendo la expresión matemática: D = (Ts / Ts + Tp) x 100 = %

(1)

La disponibilidad en los casos de Refinerías y Plantas químicas

de proceso continuo se valora debe estar entre un 85 y un 98

% [1]. En los casos analizados, puede señalarse que:

Para el caso de reparación de línea: Tiempo de parada (Tp) =

346,5 h. Este tiempo representa que la planta labora 24 días

al mes con una duración de la jornada laboral de 4 horas

físicas de producción lo que representa: 24 x 4 = 96 horas

para un mes laboral. Sin embargo 346,5 / 96 = 3,6 meses de

parada; por lo que la planta debió trabajar 384 h en cuatro

meses.

La planta tuvo de forma real un tiempo de servicio (Ts) de 384

– 346,5 = 37,5 h lo que permite obtener el siguiente valor de

disponibilidad (*):

D = (Ts / Ts + Tp) x 100 = (37,5 / 37,5 + 346,5) x 100 = (37,5 /

384) x 100 = 9,76 %

La disponibilidad de la planta fue solo de 9,76 % en el período

analizado.

A continuación se pasa al cálculo de la mantenibilidad.

El caso de las líneas es el que menos paradas genera, por lo

que se analizó el caso de las bombas, caso más recurrente en

ese periodo. No obstante, es preciso señalar que los trabajos

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39


Próximamente

en BOGOTÁ

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40


de línea fueron remodelados también para hacer más rápida

la ejecución de una reparación.

Para efectuar el cálculo se valoraron los siguientes datos:

Cantidad de bombas instaladas, número de reparaciones en

el año, servicios técnicos efectuados en el año, tiempo

consumido en las reparaciones así como en los servicios

técnicos. El tiempo total para las reparaciones en el año

ascendió a 374,4 h. El tiempo normal de reparación es de 160

h en el año.

La mantenibilidad M se calculó a partir de la siguiente

fórmula:

M = Ttr-Tnr / Ttr (2)

donde: Ttr es el tiempo total real de reparación y Tnr es el

tiempo normal de reparación, por lo que:

desviaciones de montaje y creó espacio suficiente

para el trabajo de los mecánicos).

Los resultados de la remodelación en cuanto al tiempo

consumido en la reparación de las líneas, se muestran en la

Tabla 4.

Tabla 4. Tiempo consumido en horas en la reparación de las

líneas después de concluida la remodelación.

Tipo de trabajo Total de horas empleadas (h)

Pailero 9

Ayudante 8

Jefe de Brigada 4

Total 21

El tiempo empleado en la reparación de la bomba después de

la remodelación, se muestra en la Tabla 5.

M = 374,4-160 /374,4

M = 0,57

Como se aprecia, la mantenibilidad es bastante baja y da la

medida del incremento de gastos de mantenimiento y el

mayor tiempo necesario para la atención de los equipos.

Se analizó un plan de remodelación que incluyó:

- La tarea de la remodelación incluyó el montaje de las

bombas y cambios en el sistema de tuberías

encargadas del trasiego de producto, mejorando

varios aspectos que eran críticos hasta el momento.

- Variación en la concepción original de tuberías, como

acopladas de forma rígida soterradas, y la

disminución de la longitud de los tubos de línea con

el objetivo de:

- Disminución en peso a la hora de que el personal

tuviera que efectuar una reparación.

- Disminución en las longitudes a limpiar y desgasificar

para evitar la influencia del lavado con agua salada.

- Evitar la introducción del agua salada en las líneas

soterradas. Colocación de platillos de las líneas por

tramos lo que facilitó la ejecución del trabajo y la

movilidad durante la reparación.

- Verificación de los lugares en los que el proyecto

poseía poca seguridad y reforzamiento de estas

secciones de forma simple y con probabilidad de

desmontaje rápido.

- Establecimiento de vínculos más flexibles entre las

líneas de transmisión y las bombas (la colocación de

platillos por tramos permitió absorber las

Tabla 5. Tiempo consumido en la reparación de la bomba

después de la remodelación.

Categoría de trabajo Total de tiempo consumido

(h)

Mecánico 7,5

Ayudante 7,5

Total 14,5

El tiempo necesario para acometer un trabajo normal de

reparación de una bomba es de 14,5 h, aunque el tiempo de

paro solo asciende a 7,5 h, no obstante, esta planta posee en

el momento actual cuatro bombas.

Cálculo de la mantenibilidad. En el cálculo de mantenibilidad

de la planta ya remodelada, se emplean los mismos tiempos

normados en el manual de M.P.P.E. (Mantenimiento

Preventivo Planifica Energético) del Ministerio

Sideromecánico.

Aplicando la misma formulación dada en (2) M = Ttr-Tnr / Ttr

Mt= 57,6-14,4 / 57,6 = 0,75 Denotándose un incremento en

el indicador de mantenibilidad con respecto al obtenido de

0,57 antes de la remodelación.

Los índices mundiales en investigaciones realizadas [1], con

personal de alta calificación, herramientas especializadas y

recambios seguros y de rápido acceso, tienen un 0,9 de

comportamiento en este índice. En el caso de la industria

militar de Estados Unidos acepta un 0,95, por lo que podemos

concluir que para nuestras condiciones un 0,75 es un nivel

alto de mantenibilidad en la planta después de remodelada.

Este índice aumenta en comparación con el de antes de

efectuarse la remodelación.

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41


El efecto económico antes y después de la remodelación

puede ser apreciado en la tabla 6.

Tabla 6. Comparación de los gastos en la reparación de líneas

y bombas antes y después en la remodelación.

[4] Mcs. Prieto - García Carlos – “Fiabilidad, mantenibilidad

y mantenimiento” (Camino a la disponibilidad) Trabajo de fin

de curso. Año 2008.

Costo total de la

Costo total de la

reparación

reparación

antes de la remodelación Después de la

(MN)

remodelación (MN)

Reparación de tubería – Reparación de tubería

670, 46

390,57

Reparación de bomba - 1 Reparación de bomba 1

478, 40

023,78

Total: 2 148, 46 Total: 1 413, 92

Es preciso señalar como dato adicional que el consumo

energético descendió de 59.56 kW hasta solo 11 kW en el

área de bombeo.

4- CONCLUSIÓN



Se cumplió con el objetivo planteado para el trabajo

de lograr mejorar la mantenibilidad de la planta.

Se logró, en base a la remodelación efectuada:

- Un ahorro económico en reparación de $

279,89.

- Un ahorro económico total de $ 734,56

5. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] J. Knezevic – “Mantenibilidad”. Publicaciones de ingeniería

de sistemas. Editorial Madrid. España. Año 1996.

[2] R. Melo – González, C. Lara – Hernández, F. Jacobo –

Gordillo. “Estimación de la confiabilidad – disponibilidad –

mantenibilidad mediante una simulación tipo Monte Carlo

mediante un sistema de compresión de gas amargo durante

la etapa de ingeniería.” Instituto Mexicano del petróleo,

Dirección Regional Marina - correo. México, 2009

[3] Mora – Gutiérrez Alberto – “Mantenimiento estratégico

para empresas industriales o de servicio”, Editorial AMG,

Colombia 2005.

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42


EL CICLO DEL MANTENIMIENTO:

EL PROCESO DE GESTIÓN DE LOS

TRABAJOS

El proceso de gestión de los trabajos de mantenimiento consiste en las

siguientes fases:

Identificación, Planificación, Programación, Ejecución y Terminación.

Este proceso, también conocido como ciclo del mantenimiento, se puede observar

en la figura 1.

En general todos los departamentos de mantenimiento desarrollan este ciclo, sin

embargo, analizaremos algunos aspectos que deben tenerse en cuenta en cada

una de estas fases para que este proceso se desarrolle satisfactoriamente.

Por:

José Contreras.

Ingeniero

Consultor para la Gestión Eficiente

del Mantenimiento

Instructor para Latinoamérica de la

American Society of Mechanical

Engineers (ASME) e INGEMAN

jocomarquez@yahoo.com

Venezuela

Capacitar al personal que no sólo sean capaces

de identificar, registrar y comunicar el potencial

trabajo correctivo (en su CMMS), sino también

asegurarse de incluir una descripción clara y

concisa de los equipos, su ubicación, el

problema encontrado y evitar los intentos de

proporcionar una solución al problema.

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43


siguientes son algunas de las principales formas en que

usted puede hacer Identificar buen trabajo:

• Capacitar a todo el personal en la responsabilidad de

ser capaz de identificar y comunicar el potencial trabajo

correctivo. La Identificación del potencial trabajo

correctivo es responsabilidad de todos, no sólo del

personal de mantenimiento.

Figura 1.- Proceso de Gestión de los trabajos de

mantenimiento

FASE 1: IDENTIFICACIÓN DEL TRABAJO

Fundamentalmente existen tres tipos de trabajos de

mantenimiento:

1) Órdenes de trabajo de mantenimiento preventivo e

inspecciones de mantenimiento predictivo, que han sido

definidos previamente, a intervalos requeridos y que

generará automáticamente el CMMS*, comúnmente

conocidos como PM.

* CMMS - Computerized Maintenance Management

System (CMMS)

2) Trabajos de carácter correctivo en equipo que ha

fallado o está a punto de fallar y que se pueden planificar

y programar, comúnmente conocidos como

mantenimiento correctivo programado.

3) Trabajos de mantenimiento correctivo que deben ser

ejecutados inmediatamente con carácter de urgencia,

comúnmente conocidos como trabajos de emergencia.

En casos identificados como emergencias, el equipo ha

fallado y las consecuencias generalmente tienen un

impacto negativo importante relacionado con la

seguridad, la salud, el medio ambiente y operaciones.

También tiene implicaciones negativas como limitar los

recursos disponibles para el mantenimiento general

debidamente planificado y programado.

Sin embargo, la identificación de Mantenimiento

Correctivo Programado a veces no es tan obvia y si no se

maneja adecuadamente, puede dar lugar a desperdicios

relacionados con el tiempo y los esfuerzos del personal,

además de la pérdida de oportunidades en términos de

costos, los recursos y la reparación de los equipos antes

de que fallen. Y si el equipo ya ha fallado, repararlo antes

de la ocurrencia de otros hechos posteriores que

conducen a consecuencias importantes en términos de

seguridad, medio ambiente y/o las operaciones. Un buen

ejemplo de esto es con sistemas redundantes. Las

• Debe haber métodos claros para que el trabajo

identificado sea registrado y comunicado a los

planificadores. Esto puede ser a través de alguna forma

de notificación de trabajo/solicitud en su CMMS o tal vez

a través de un libro de registro en una organización

pequeña.

• Capacitar al personal que no sólo sean capaces de

identificar, registrar y comunicar el potencial trabajo

correctivo (en su CMMS), sino también asegurarse de

incluir una descripción clara y concisa de los equipos, su

ubicación, el problema encontrado y evitar los intentos

de proporcionar una solución al problema. La

información en términos vagos y generales no ayudan a

los planificadores a identificar el problema y las

correcciones sugeridas sólo pueden tratar los síntomas y

no el problema real. Ambos pueden conducir a

desperdiciar tiempo que necesita el planificador para

tratar de entender el verdadero problema y la solución

requerida.

• Las notificaciones y las solicitudes de trabajos deben

ser revisadas regularmente (diariamente como mínimo)

para:

Asegurarse de que los problemas potenciales no

sean ignorados, sobre todo aquellos en los que

las consecuencias de la falla podrían ser

importantes si no se aborda de manera

oportuna.

Asegurarse de que la información sea completa

y precisa para comprender el significado e

importancia del problema identificado y así

tomar la mejor decisión.

Asegurarse de que sólo los problemas "reales"

se convierten en órdenes de trabajo.

Asignar una prioridad adecuada para la

ejecución de los trabajos, basada en el riesgo

(probabilidad y consecuencia). Esto, luego

generará una lista priorizada de las órdenes de

trabajo, requisito esencial para la programación

del trabajo. Esta priorización debe ser el

resultado del consenso entre las

operaciones/producción y mantenimiento.

Para minimizar las posibilidades de que se

generen órdenes de trabajo duplicadas.

• Proporcionar información al solicitante de por qué una

notificación/solicitud de trabajo no se ha convertido en

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44


una orden de trabajo. Esta comunicación muestra al

solicitante que su solicitud ha sido escuchada, el tema ha

sido considerado y se ha tomado una decisión

razonablemente. Esta comunicación es importante para

asegurar que el personal no sienta que está siendo

ignorado y que deben continuar con sus esfuerzos en

identificar el potencial trabajo correctivo.

FASE 2: PLANIFICACIÓN DEL TRABAJO

Ahora que el trabajo ha sido identificado y priorizado, el

trabajo deberá planificarse. Una planificación adecuada

del trabajo que va a ser programado, ya sea preventivo o

correctivo, responderá a las preguntas:

• ¿Cuánto tiempo va a requerir el trabajo?

• ¿Cuántos y qué tipo de especialistas (técnicos) se

requerirá?

• ¿Cuáles repuestos y materiales se requerirá? Verificar

la existencia en almacén u ordenar su compra y alinear la

programación del trabajo con la entrega de esas partes.

• ¿Qué herramientas, equipos u otros recursos, incluidos

los contratistas externos, se requerirá?

• ¿Qué permisos se requerirá?

• ¿Cuáles son los riesgos del trabajo y cómo van a ser

manejados?

La respuesta a estas preguntas debería conducir a la

creación de paquetes de trabajo de buena calidad que

sean sostenibles y reutilizables. Los buenos paquetes de

trabajo garantizan que no se pierde tiempo durante la

ejecución de la tarea. La creación de una biblioteca de de

trabajos para las tareas de mantenimiento preventivo

repetitivas y las tareas claves de mantenimiento

correctivo, también minimizan el tiempo requerido para

la planificación de la próxima vez que se requiera

ejecutar la tarea.

Una planificación adecuada es una parte clave para la

ejecución eficiente y eficaz de los trabajos a ser

ejecutados y contribuirá a minimizar el impacto de

mantenimiento en operaciones a través de:

• Menos tiempo de inactividad no programado, más

tiempo de actividad.

• Mayor advertencia de las interrupciones que se

programarán. Tomar en cuenta las contingencias que

deben ser planificadas para el período y reducir las

consecuencias de la parada.

• Garantizar el uso eficaz y eficiente de los recursos. No

desperdiciar el tiempo del personal.

FASE 3: PROGRAMACIÓN DEL TRABAJO

La parte importante de la programación es tratar de

asegurar que el trabajo que está programado para un

período de tiempo determinado, realmente será

completado en ese plazo. Si no es así, entonces, el

trabajo se devolverá a la lista de trabajos pendientes

(Backlog) y ser reprogramado para otro momento. Esto

significa más trabajo. Por lo tanto, si está programado, lo

ideal es que sea terminado. Naturalmente puede haber

circunstancias (de hecho las hay) que impiden el

cumplimiento del programa, sin embargo, a continuación

se expone algunos consejos para maximizar la

probabilidad de éxito de la programación:

• Asegúrese que el paquete de trabajo, permisos,

repuestos, herramientas y otros recursos están

disponibles y listos antes de que empiece el trabajo.

• Incluir contingencia para averías. El mejor programa de

mantenimiento preventivo en el mundo no evitará que

se produzcan fallas no programadas. En algún momento,

el equipo tendrá que suspender el trabajo programado

para atender casos de emergencia, especialmente en

aquellos equipos o componentes en los que el patrón de

fallas es aleatorio. En consecuencia, no debe asignarse

todas las personas disponibles a trabajos programados.

Una buena regla general es destinar alrededor del 80%

de las horas-hombre disponibles para los trabajos

programados en un turno. El 20% restante de tiempo

debe reservarse para cubrir contingencias relacionadas

con el mantenimiento correctivo de emergencia

requerido.

• Equilibrar el trabajo programado. Con el 80% del turno

asignado para el trabajo planificado, no todo el trabajo

programado debe ser el trabajo esencial de alta

prioridad. Los trabajos previstos de diferente prioridad

deben ser programados dentro del turno de manera

balanceada. Por ejemplo, para las horas disponibles de

trabajo programado en el turno, un balance

recomendable podría ser: 60% para trabajo de alta

prioridad, 20% para trabajo de mediana prioridad y 20%

para trabajo de baja prioridad. El compromiso con este

balance del trabajo con distintas prioridades logra tres

objetivos:

1. Se asegura de que un grupo de trabajos de mediana y

baja prioridad se llevan a cabo en el momento oportuno,

antes de que en cualquier momento se conviertan en

tareas de alta prioridad que requieran quizás acciones

urgentes.

2. Demuestra y proporciona confianza al personal, que se

está haciendo algo acerca de las tareas de menor

prioridad. Esto anima a la presentación de continua de

reportes de todo tipo de problemas, no sólo aquellos que

son percibidos como de alta prioridad.

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45


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46


3. Proporciona una reserva (colchón) adicional para

cualquier tipo de mantenimiento por avería que puede

tomar más tiempo que el 20% de contingencia original.

En este escenario, el objetivo es que si la avería

compromete el tiempo asignado, se podrán posponer los

trabajos de menor prioridad y los trabajos de alta

prioridad se han completado y el riesgo residual en el

equipo cuando se libera de nuevo a las operaciones se

reduce al mínimo.

FASE 4: EJECUCIÓN DEL TRABAJO

Con la planificación y programación de los trabajos se

pretende que durante la ejecución sea difícil hacer las

cosas de manera incorrecta y sea fácil hacer las cosas

correctamente. Cuando se trata de minimizar los errores

en la ejecución de los trabajos y por tanto minimizar las

pérdidas, deben llevarse a cabo los siguientes pasos:

• Asegurar que el personal haya sido capacitado

adecuadamente y estén evaluados como competentes

para ejecutar el trabajo.

• Para las tareas críticas y de alta prioridad, incorporar

controles de terminación de trabajo adicionales a los

supervisores o implementar controles especiales

realizados por evaluadores independientes que debe

asegurarse de que el trabajo se ha hecho correctamente.

• Asegúrese que los supervisores periódicamente revisen

el progreso de su equipo durante todo el día. Por alguna

razón son llamados supervisores.

• Crear instrucciones de trabajo de alta calidad que sean

claras y concisas. Elimine cualquier ambigüedad o

confusión potencial sobre lo que hay que realizar. Estas

instrucciones idealmente deberían definir las

especificaciones que debe cumplir el trabajo a realizar y

lo que hay que hacer si no se cumple con esas

especificaciones. Una vez creadas, estas instrucciones

deben configurarse para que sean controladas y se

incluyen como parte del paquete de trabajo de la

actividad de mantenimiento correspondiente.

FASE 5: TERMINACIÓN DEL TRABAJO

El paso final es asegurarse de que cuando el trabajo se

haya completado, las órdenes de trabajo registren toda

la información relevante que es necesaria para apoyar las

necesidades y objetivos de su organización.

Generalmente las razones por las que es necesario

registrar con precisión esta historia es capturar los

costos, apoyar el análisis de fallas, apoyar las mejoras del

desempeño y apoyar la mejora continua del sistema de

gestión, incluidas las tareas e instrucciones de trabajo

asociado. La precisión y la profundidad de esta

información para apoyar estos análisis pueden ayudar a

mejorar la confiabilidad del equipo (que reduce el

mantenimiento no programado), mejorar la estimación

de la duración de los trabajos, los recursos utilizados, la

calidad y la exactitud de las instrucciones de trabajo. Si la

precisión y profundidad de la información registrada en

la orden del trabajo terminado no está disponible,

entonces cualquier esfuerzo de mejoramiento será difícil

o imposible.

CONCLUSIÓN

Un sistema de gestión del mantenimiento basado en un

ciclo de mantenimiento debidamente estructurado,

controlado y sostenido es vital para el éxito de la mejora

de la productividad del personal, la disponibilidad del

equipo y la reducción de los costos de mantenimiento. La

consecuencia directa será la reducción del

mantenimiento no programado. El desarrollo e

implementación de la mejora de los procesos de gestión

de trabajo estandarizados producirá una mayor

adherencia a los procedimientos y procesos y el

consiguiente aumento en el cumplimiento de los trabajos

planificados. Estos son los tipos de beneficios que

cualquier organización puede tener con un buen marco

para la gestión del trabajo.

REFERENCIAS

Brown, Michael. (1999). The Planning and Scheduling

Machine. The New Standard Institute. Inc.

www.ewstandardinstitute.com

Marinic Jan. (2014). What Does Good Maintenance

Planning and Scheduling Look Like?. www.assetivity.com

Palmer, Doc. (2006). Maintenance Planning and

Scheduling Handbook. 2nd ed. McGraw-Hill, New York,

NY.

Peters, Ralph W. (2006). Maintenance Benchmarking

and Best Practices. McGraw-Hill, New York, NY.

Tomlingson Paul D. (2013). What criteria are applied to

determine which maintenance work requires planning?.

www.tomlingson.com

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47


“ANÁLISIS COSTO RIESGO BENEFICIO PARA LA SELECCIÓN

DE CONDUCTORES DE UNA PLANTA DE GENERACIÓN

ELÉCTRICA”. (Primera parte)

1. INTRODUCCIÓN.

Por:

Edwin E. Gutiérrez U.

Magister Especialista en

Confiabilidad de Sistemas

Industriales

edwin.gutierrez@reliarisk.com

Venezuela

María T. Romero Barrios.

Ingeniero Mecánico,

Magister Especialista en

Confiabilidad de Sistemas

Industriales

maria.romero@reliarisk.com

Venezuela

Con la finalidad de mejorar la rentabilidad de los procesos productivos, cada día se

dedican enormes esfuerzos destinados a visualizar, identificar, analizar, implantar

y ejecutar actividades para la solución de problemas y toma de decisiones

efectivas y acertadas, que involucren un alto impacto en las áreas de: seguridad,

higiene, ambiente, metas de producción, costos de operación y mantenimiento,

así como garantizar una buena imagen de la empresa y la satisfacción de sus

clientes y del personal que en ella labora.

La toma de decisiones, con el pasar del tiempo y considerando las condiciones

económicas cambiantes a nivel mundial, se hace más crucial en cuanto hacia

dónde dirigir los recursos de la manera mas óptima y rentable, generalmente bajo

ambientes de gran incertidumbre.

El Análisis Costo Riesgo Beneficio, conocido como ACRB por sus siglas en español,

se ha convertido en una herramienta muy útil para tomar decisiones en cuanto a

escenarios de inversión, operación o desincorporación de activos, fundamentado

en el hecho que nos permite conocer cuando obtenemos por lo que gastamos.

El presente trabajo tiene como finalidad presentar un caso de estudio de la

Metodología Análisis Costo Riesgo Beneficio aplicada a un portafolio de opciones

para los equipos impulsores de una Planta de Generación Eléctrica.

Es importante mencionar que previo a la aplicación de dicha metodología se

evaluaron las opciones técnicamente factibles para la selección de los impulsores

de los equipos de generación eléctrica.

Cuando las variables de entrada para el cálculo

del VPN son aleatorias, se requiere efectuar

múltiples iteraciones para obtener un estimado

confiable del valor esperado del VPN

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48


2. MARCO CONCEPTUAL.

Horizonte Económico:

El horizonte económico de un proyecto se refiere al período

de vida útil del mismo; es decir, el período de tiempo que un

proyecto, activo o ítem agrega valor a la cadena productiva

por el cumplimiento de sus funciones.

Como consecuencia el horizonte económico comprende

todas las etapas en la vida de un proyecto, desde su

inversión inicial, pasando por el período de operación hasta

su desincorporación.

interpretable acerca de la conveniencia o viabilidad de cada

una de las opciones evaluadas y en consecuencia, nos

permiten compararlas. [1]

Existen múltiples indicadores financieros ampliamente

utilizados; algunos de los cuales no consideran el valor del

dinero en el tiempo y se conocen como indicadores estáticos

y otros que si lo hacen y se conocen como indicadores

dinámicos. El tema de los indicadores financieros es muy

amplio, sin embargo; por razones didácticas, en esta sección

nos centraremos en un indicador dinámico de amplia

utilización conocido como Valor Presente Neto (VPN). [1]

Diagrama de Flujo de Caja Proyectado:

Consiste en un modelo grafico que se utiliza para

representar los ingresos y desembolsos de dinero que se

esperan a lo largo del horizonte económico establecido. [1]

La Figura 1 muestra un diagrama de “perfiles de ingresos y

egresos”, y en la misma se observan diversos perfiles de

egresos asociadas a diversos conceptos tales como inversión

inicial, costos de operación, impuestos, egresos por fallas o

eventos no deseados y costos de desincorporación.

Adicionalmente se observa el perfil de ingresos, que

complementa el diagrama de perfiles. [1]

Ingresos

(US$)

Egresos

(US$)

INVERSION

INICIAL

OPERACIÓN

IMPUESTOS

INGRESOS

0 1 2 3 4 5

EVENTOS NO DESEADOS

DESINCORPORACION

Figura 1.- Diagrama de Flujo de Caja Proyectado. [1]

Tasa de Descuento:

Es aquella que permite estimar el valor presente neto de un

activo a través de los flujos de caja esperados, convirtiéndose

en la tasa que representa el valor al cual un inversionista está

dispuesto a arriesgar su capital. La tasa de descuento es

diferente y particular para cada inversionista, dependiendo

de sus expectativas, las características de la empresa, el

riesgo asociado a cada inversión, etc. [1]

Actualmente, en el mercado existen diversos modelos para

determinar la tasa de descuento, entre los cuales se

encuentran el modelo de Fijación de Capital de Activos y el

modelo del Promedio Ponderado del Costo de Capital,

conocidos por sus acrónimos en inglés CAPM (Capital Asset

Pricing Model) y WACC (Weighted Average Cost of Capital)

respectivamente. [1]

Indicadores Financieros:

Los indicadores financieros son figuras de mérito que

permitan calificar las diferentes opciones de utilización de los

recursos según su bondad; en otras palabras, estos

indicadores ofrecen información estandarizada y fácilmente

t

Evaluaciones Financieras y Análisis de Riesgo:

En aquellos casos donde exista una incertidumbre

significativa en las variables de entrada al cálculo de

indicadores financieros y en consecuencia deban

representarse con distribuciones de probabilidad, es muy

importante utilizar Análisis de Riesgo basado en Simulación

de Montecarlo en el marco de Evaluaciones Financieras. Por

ejemplo cuando las variables de entrada para el cálculo del

VPN son aleatorias, se requiere efectuar múltiples iteraciones

para obtener un estimado confiable del valor esperado del

VPN; de esta forma puede obtenerse la distribución de

probabilidad completa del VPN que permite inferir el riesgo

de la opción analizada, basándonos en la dispersión de la

citada distribución, obtener intervalos de confianza del VPN y

calcular la probabilidad de que el VPN


industria y opinión de expertos. [1]

Una vez construido, el modelo RAM trabaja como un

simulador “Qué pasa si…” (what if …), que permite inferir el

impacto que tienen en la disponibilidad y producción

diferida del sistema: nuevas políticas de mantenimiento,

cambios en la mantenibilidad de los equipos, aplicación de

nuevas tecnologías, cambios en la configuración de los

equipos dentro de los procesos de producción, cambios en

la política de inventarios e implantación de nuevos métodos

de producción. [1]

Valor Presente Neto Probabilístico:

El valor presente neto (VPN) es un indicador financiero y

consiste en saber cuánto se va a obtener de una inversión, si

se pudiese hacer en el presente todos los ingresos y egresos

de forma instantánea. Se utiliza el VPN para determinar si

una inversión es conveniente o no. [1]

El modelo utilizado para calcular este indicador permite

cuantificar el impacto de la incertidumbre asociada a cada

una de las variables de entradas (Ingresos, Egresos, Inversión

Inicial) dentro del modelo matemático, obteniendo una

distribución probabilística para el indicador Valor Presente

Neto. En la Figura 2 se esquematiza el modelo para el cálculo

basado en Simulación de Montecarlo.

Figura 2.- Modelo Probabilístico para Calcular el VPN. [1]

El factor de Rentabilidad mostrado se define como el valor

medio o esperado de la distribución de probabilidad del VPN.

El factor de riesgo se define como el área de la curva por

debajo de la cual se obtiene VPN=0 (si es cero indica que sólo

se ha recuperado la inversión inicial).

3. METODOLOGÍA “ANÁLISIS COSTO RIESGO BENEFICIO”.

El Standard Norzok Z-013 [2] define la Metodología Costo

Riesgo Beneficio como una “comparación cuantitativa costo

– beneficio que busca verificar si las consecuencias o

pérdidas por un evento posible (tomando en cuenta posibles

pérdidas de producción, costos de reparación e impactos en

seguridad, higiene y ambiente) excedan los costos de realizar

una tarea de mitigación para evitar dicho evento, evaluados

ambos desde la perspectiva del ciclo de vida.”

Existen diversas formas para llevar a cabo el Análisis Costo-

Riesgo-Beneficio en función de la información disponible y de

la forma como se analicen dichos datos. Una forma práctica y

sencilla de comprender los pasos necesarios para aplicar la

metodología, se muestra en el flujograma de la Figura 3.

Figura 3.- Modelo Análisis Costo Riesgo Beneficio. [1]

3.1. PASO 1. ESTABLECER EL PORTAFOLIO DE OPCIONES.

Se tiene prevista la Instalación de una Planta Eléctrica con

una Capacidad Inicial de 8866.9 KW para la primera fase del

Proyecto, la cual entrara en operación a principios del año

2016 y en una segunda fase de ampliación se requiere llegar

a una capacidad de 17357.3 KW para el año 2017, esta

potencia fue definida con base a los requerimientos de

consumo eléctrico de la Población en la zona donde será

instalada dicha planta. Adicionalmente, se exige cumplir con

un objetivo mínimo de Disponibilidad del 95% para cubrir la

demanda de energía.

Para la instalación de la Planta Eléctrica se requiere

seleccionar el mejor modelo de Equipo Conductor para los

Generadores Eléctricos a ser instalados.

De este modo, el grupo de Ingenieros de Equipos Rotativos

de la organización encargada del proyecto, ha

preseleccionando tres posibles alternativas con los datos

técnicos necesarios tal como se refleja en la tabla anexa:

Tabla 1.- Portafolio de Opciones Conductores.

Potencia

en KW/año

Potencia

en KW/dia

Potencia

en

KW/Hora

Turbina

Modelo A

Turbina

Modelo B

Motores

Diesel

5,147.00 10,618.00 3,000.00

14.10 29.09 8.22

0.59 1.21 0.34

Se debe seleccionar la mejor opción para los conductores de

la Planta de Generación Eléctrica para un horizonte

económico de 20 años.

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50


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51


PASO 2. DETERMINAR LOS COSTOS DE CADA OPCIÓN DE

MITIGACIÓN.

Para el caso de estudio se ha decidió estimar el nivel de

atractividad de las opciones mediante el indicador financiero

VPN; ya que este permite no sólo determinar la rentabilidad

del proyecto; sino a su vez, establecer el Factor de Riesgo de

cada opción, lo que genera una decisión más asertiva.

De tal modo, para determinar los costos de cada opción de

mitigación según la figura No.1, se deberían establecer las

curvas de la inversión inicial, los costos operativos, los

impuestos y los costos de desincorporación.

3.1.2. Costos Operativos.

En el caso de los equipos conductores los costos operativos

consisten en los costos de combustible y los costos de

mantenimiento preventivo a los equipos.

Costos por Combustible:

Para estimar los costos del combustible se solicitó al

proveedor la tasa de consumo de combustible de cada tipo

de conductor, el cual proporcionó la información mostrada

en la tabla No. 4. De igual manera, el costo del combustible

se obtiene por opinión de expertos (ver tabla 5).

3.1.1. Costos de Inversión Inicial.

Se ha obtenido información de los proveedores de los

conductores sobre los costos de dichos equipos según la

opinión de expertos, tal como se muestra en la tabla No. 2.

Consumo de

Combustible (MM

BTU/hr)

Tabla 4.- Consumo de Combustible.

Motor a Gas

Turbina

Modelo A

Turbina

Modelo B

35 60 118

Tabla 2.- Costos de los Conductores.

Costo del Equipo ($)

Mínimo Mas Probable Máximo

Turbina Modelo A 4,007,399 4,452,665 4,897,932

Turbina Modelo B 6,909,458 7,429,525 8,023,887

Motor Diesel 2,275,000 2,500,000 2,975,000

Como se trata de una variable financiera para representarla

en el modelo se utiliza la Distribución de Probabilidad

Triangular.

Una vez obtenidos estos costos se necesita establecer la

cantidad de equipos requeridos.

Así, bajo la premisa establecida de una disponibilidad

esperada de la Planta Eléctrica del 95% y la demanda de

energía eléctrica establecida para los dos períodos: año

2.016 8866,9 KW del año 2.017 en adelante 17357,3 KW, se

ubicó data genérica de OREDA 2009 para representar las

tasas de falla y reparación de los conductores y generadores

eléctricos, y se realizó un Análisis RAM para determinar la

cantidad de equipos requerida en cada etapa, así como la

disponibilidad esperada del sistema para cada año de

horizonte económico y el número esperado de fallas.

De este modo, para cumplir con la demanda de energía y la

disponibilidad del sistema establecida, la cantidad de

equipos requeridos quedo establecida de la siguiente

manera.

Tabla 3.- Cantidad de Conductores Requeridos.

Turbina Modelo A Turbina Modelo B Motores Diesel

Capacidad del Equipo por Diseño 5147 10618 3000

Cantidad de Equipos por Requerimiento de Energía

Cantidad de Equipos Fase I 2 1 3

Cantidad de Equipos Fase II 4 2 6

Cantidad de Equipos por Requerimiento de Energía y Disponibilidad

Cantidad de Equipos Fase I 2 de 3 1 de 1 3 de 5

Cantidad de Equipos Fase II 4 de 5 2 de 3 6 de 10

Tabla 5.- Costo del Combustible.

Costo Unitario del

Combustible ($/BTU)

Mínim 1

Máxim 6

De esta manera, el costo del combustible para cada año se

estima mediante la siguiente ecuación:

Donde:

Cc: Costo de Combustible ($).

No: Número de Equipos Operando.

Cc = No*Co*To*Cuc (1)

Co: Consumo del Combustible (BTU/hora).

To: Tiempo operativo anual (horas).

Cuc: Costo Unitario del Combustible ($/BTU).

Es importante mencionar que el tiempo operativo anual se

obtiene multiplicando las horas anuales calendario (8760

horas), ya que el sistema deberá operar de manera continua,

por la disponibilidad anual del sistema arrojada como

resultado del Análisis RAM ejecutado previamente.

Para representar los Costos del combustible se utiliza una

Distribución de Probabilidad Lognormal, ya que es la que se

considera de mejor ajuste para este caso.

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52


APLICACIÓN DE TERMOGRAFÍA PARA IDENTIFICACIÓN

DE ALGUNAS PATOLOGÍAS EN EDIFICACIONES.

CONCEPTOS BÁSICOS.

El presente documento es el primero de una serie de artículos que explican los

fundamentos sobre los cuales nos basamos para la identificación de algunas

patologías en las edificaciones, siendo la más conocida o de fácil detección la

humedad.

Por:

César A Monterroza A.

Ingeniero en Mecatrónica

Especialista en Gerencia de

Mantenimiento – PGAM Mayor.

Consultor – Mantonline S.A.S.

cesar.monterroza@mantonline.com

Colombia

En este primer escrito se muestran algunos de los conceptos básicos para el uso

de la termografía, centrándose en el tema de transferencia de calor, eslabón clave

en el uso de éste método como técnica de diagnóstico para la identificación

temprana de fallas en los equipos, comúnmente, del sector industrial.

Giraldo G. Diego A.

Ingeniero Mecánico,

Especialista en Gerencia de

Mantenimiento - PGAM Mayor

Consultor – Mantonline

diego.giraldo@mantonline.com

Colombia

Hay que tener en cuenta que siempre donde

existan dos cuerpos a diferentes temperaturas,

ocurrirá una transferencia de calor, también

conocida como transferencia de energía

térmica o intercambio de calor.

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53


INTRODUCCIÓN

En la actualidad, los métodos utilizados para la identificación

de patologías en edificaciones relacionadas con la humedad,

se realizan de acuerdo a conocimientos empíricos adquiridos

a lo largo de la vida por el personal encargado de las

reparaciones. Dichas reparaciones involucran el uso de

técnicas invasivas y destructivas para determinar el origen y

en la mayoría de los casos no es posible dar con la causa raíz

del problema.

contacto con las partículas que menos lo están e

interaccionan como se detalla en la figura 1.

A la hora de investigar problemas de humedad, la termografía

infrarroja otorga una ventaja crucial para los revisores,

inspectores de edificaciones y especialistas de reparación ya

que permite la detección de la falla proveniente desde

diversas fuentes. Entre sus mayores ventajas se encuentra el

ser una técnica no invasiva, lo que representa evitar hacer

múltiples exploraciones para ubicar los orígenes de la

humedad. Lo anterior representa significativos ahorros en

materiales, tiempo de inspección y afectación mínima de las

condiciones estéticas de la fachada o paredes al no tener que

entrar a intervenir rompiendo en diferentes puntos.

*Fig. 1. Transferencia por conducción. Tomado de

http://laplace.us.es/

La figura 2 muestra el ejemplo general. Si en un día de altas

temperaturas en el exterior, hay una ganancia de energía por

conducción a través de las paredes hacia el interior de una

habitación que se encuentra a menor temperatura debido a

que el material de los muros aumenta su temperatura con la

interacción con el ambiente exterior.

TEORÍA DE LA TRANSFERENCIA DE CALOR

La energía de un cuerpo se puede transferir mediante las

interacciones con los alrededores, donde a través de la teoría

de la transferencia de calor se logra obtener información del

tipo de interacción que está sucediendo y la rapidez con que

se da.

Hay que tener en cuenta que siempre donde existan dos

cuerpos a diferentes temperaturas, ocurrirá una transferencia

de calor, también conocida como transferencia de energía

térmica o intercambio de calor. Dicho proceso tiene las

siguientes características:

Se hará siempre del objeto más caliente al más frío.

En objetos cercanos no puede ser detenido, solo

hacerse más lento.

Ocurre hasta que se alcanza el equilibrio térmico

entre los objetos.

En la naturaleza, existen 3 modos o mecanismos de

transferencia de calor: por conducción, por convección y/o

por radiación.

TRANSFERENCIA DE CALOR POR CONDUCCIÓN

La conducción está relacionada con los conceptos de

actividad atómica y molecular. Ésta, se da en el instante

donde las partículas más energizadas, con mayor movimiento

molecular debido a una mayor temperatura, entran en

*Fig. 2. Ejemplo general de transferencia de calor.

Para la conducción de calor, el modelo matemático se conoce

como La ley de Fourier. En condiciones de estado estable,

donde no hay cambios de las condiciones de un sistema con

el tiempo, el flujo de calor transferido qcond [W] sería:

k [W/m.K]: Conductividad térmica del material

A [m2]: Área de la sección transversal por donde pasa el calor

T1 - T2 [K]: Diferencia de temperatura del material

L [m]: Longitud de la trayectoria de la transferencia de calor

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Hay que resaltar que la conductividad térmica, es una

propiedad inherente del material y se define como la

capacidad que tiene este para transferir calor. A mayor valor

de la conductividad, mayor es la capacidad que tiene el

material para conducirlo en donde los materiales conductores

del calor poseerán una alta conductividad térmica y los

materiales aislantes del calor una baja conductividad térmica.

Otros términos de igual importancia son: la resistencia

térmica (1/k) [m.K/W], que es la inversa de la conductividad y

se entiende como la capacidad de oponerse al flujo de calor y

rapidez con que varía la temperatura en el material debido a

un cambio térmico hasta alcanzar el equilibrio térmico.

TRANSFERENCIA DE CALOR POR CONVECCIÓN

La convección, se trata de un modo de transmisión de calor

basado en el transporte mediante corrientes circulantes

dentro de un fluido (líquido o gas) debido a efectos

combinados de conducción y movimiento. Ésta se da por dos

maneras simultáneamente, debido al movimiento molecular

dentro del fluido y a su movimiento volumétrico.

*Fig. 4. Capa limite hidrodinámica Fuente:

http://www.datuopinion.com/capa-limite

La convección se clasifica en: convección forzada, cuando el

flujo del fluido es causado por medios externos que alteran

sus condiciones normales. Convección libre o natural, es el

flujo inducido por fuerzas de empuje gracias a las diferencias

de densidad ocasionadas por diferencias de temperaturas.

Convección mezclada o combinada, es una combinación entre

forzada y natural.

Continuando con el ejemplo general (figura 2), por

convección libre las paredes de la habitación aumentaran la

temperatura ambiente dentro del recinto. Si se decide

instalar un aire acondicionado en la habitación, éste

introduce al ambiente aire con un diferencial de temperatura

donde se generará una transferencia de calor a través de la

convección forzada, manteniendo una temperatura de

confort estable.

Fig. 3. Transferencia por convección. Fuente:

http://www.greenbuildingadvisor.com/

El primero, tiene mayor participación cerca de la superficie

del sólido en contacto debido a que la velocidad es muy baja

o tiende a ser cero. El segundo, se origina después de que

crece el flujo del fluido y donde el calor se conduce corriente

abajo. Es importante notar, que en la zona cercana a la

superficie del sólido se desarrolla una región de fluido, donde

la velocidad varía de cero en la superficie a un valor finito de

velocidad. Esta región, se conoce como capa limite

hidrodinámica.

*Fig. 5. Convección forzada. Fuente: http://www.gstarhk.net/

El flujo de calor por convección qconv [W], es proporcional a

la diferencia de temperaturas entre el sólido y el fluido. A la

diferencias de temperaturas se le conoce como la ley de

enfriamiento de Newton y a la constante como coeficiente de

transferencia de calor por convección. Este último valor,

depende de la capa límite, geometría superficial del sólido,

tipo de movimiento del fluido y algunas sus propiedades

termodinámicas y de transporte. La expresión matemática

sería:

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h [W/m2.K]: Coeficiente de transferencia de calor por

convección

Asup [m2]: Área superficial del solido en contacto con el

fluido

Tfld - Tsup [K]: Diferencia de temperatura entre el fluido y la

superficie del objeto

TRANSFERENCIA DE CALOR POR RADIACIÓN

La radiación térmica, es la energía emitida por cualquier

cuerpo a una temperatura mayor del cero absoluto [0 K o -

273,15 ºC], donde su velocidad por unidad de área a la que

libera energía se establece como Potencia emisiva superficial

Eb [W/m2]. Su valor máximo está dado por la ley de Stefan-

Boltzman y se le conoce a dicha superficie como radiador

ideal o cuerpo negro. El flujo de calor emitido por una

superficie real es menor al del cuerpo negro y está dado por

la emisividad (ε), la cual es una medida de eficiencia con

respecto al cuerpo negro. Esta propiedad, depende

fuertemente del material y el acabado superficial.

La radiación, igualmente puede incidir desde los alrededores

y a ésta se le conoce como irradiación G [W/m2], donde

dependiendo de la superficie es absorbida parcial o

totalmente; a esta propiedad se le llama absortividad (). En

conclusión, la velocidad neta de transferencia de calor por

radiación es la diferencia entre la energía liberada por la

emisión de radiación y la que se gana debido a la absorción

de radiación, se expresa como:

ε: Emisividad de la superficie

Eb [W/m2]: Potencia emisiva superficial

: Absortividad

G: Irradiación

: Constante de Stefan-Boltzman (5,67x10-8 [W/m2.K4]

T4sup – T4alr [K4]: Diferencia de temperatura entre la

superficie y los alrededores

En algunas aplicaciones es más conveniente expresar el

intercambio neto de calor por radiación después de linealizar

la ecuación y quedar de la siguiente forma:

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Donde el coeficiente de transferencia de calor por radiación

hrad, es:

hrad [W/m2.K]: Coeficiente de transferencia de calor por

radiación

A [m2]: Área de la superficie

Tsup - Talr [K]: Diferencia de temperatura entre la superficie y

los alrededores

*Fig. 7. Radiación.

Fuente: http://serviciostermograficos.blogspot.com/

*Fig. 6. Radiación. Fuente:

http://www.cecu.es/campanas/medio%20ambiente/res&rue

/htm/guia/solar.htm

Aunque hay que tener claro cómo se hace la transferencia de

calor de diferentes cuerpos a distintas temperaturas, la

energía que emite cada cuerpo, es la forma utilizada por las

cámaras termográficas para mostrar las temperaturas

aparentes de los objetos en estudio. Por lo tanto, hay que

tener en cuenta que la irradiación a una superficie, ésta

absorberá parte, reflejará otra parte y el resto lo transmitirá.

Continuando con el ejemplo general (figura 2, las paredes de

la habitación absorberán una parte de la radiación del sol a la

fachada, reflejaran otra parte y el resto lo transmitirá al

ambiente interior. Todo eso depende específicamente de las

propiedades del material.

La radiación incidente, es toda la radiación que llega a un

cuerpo desde cualquier fuente de su entorno. La radiación

que éste retiene, se llama Absortividad (), la radiación que

refleja, se llama Reflectividad (ρ) y la radiación que pasa a

través del cuerpo se llama Transmisividad (τ). Por lo tanto, la

forma en que incide la radiación es proporcional a las

propiedades del cuerpo y se entiende como:

α+ρ+τ=1

*Fig. 8. Radiación incidente.

Fuente: http://www.fenercom.com/pages/publicaciones/publicacion.php?id=168

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La radiación saliente, es aquella que sale de la superficie de

un objeto, diferente de donde es su fuente original. Esta

radiación, se componen de tres tipos y es la que las cámaras

termográficas captan. La más importante para la termografía

es la emisividad (ε), y como ya se sabe, es la capacidad que

tiene un cuerpo para emitir su propia energía en radiación.

Las otras dos son, la radiación reflejada de otras fuentes (ρ) y

la transmitida (τ) a través del cuerpo y que tiene origen en

otras fuentes. La radiación que emite un cuerpo, depende de

la temperatura y la emisividad. A mayor temperatura o mayor

emisividad mayor radiación emitida. Hay que tener en

cuenta, que dos cuerpos a la misma temperatura y diferente

emisividad, el que tenga mayor emisividad las cámaras

termográficas lo captaran con una mayor temperatura. Ahora

bien, la radiación saliente se entiende como:

ε+ρ+τ=1

*Fig. 9. Radiacion saliente.

Fuente:

http://www.fenercom.com/pages/publicaciones/publicacion.

php?id=168

De la anterior formula, se puede concluir que =ε y por lo

tanto todo cuerpo va a emitir toda la radiación que absorba.

Un cuerpo negro, es aquel que es capaz de absorber el 100%

de la radiación y por lo tanto emitir el 100% de la radiación

recibida (=ε=1). Un cuerpo real, en su mayoría son opacos al

infrarrojo, de manera que (τ=0) y (ε+ρ=1). Lo que quiere

decir, que emitirá una parte según la eficiencia del material

(emisividad) y reflejará la otra parte.

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convocatoria de artículos para su número ordinario bimensual se encuentra abierto.

La revista se constituye en un importante medio para la socialización y visibilidad de aportes que nuestras comunidades de

mantenedores vienen desarrollando, en especial, aquellos relacionados con la administración del mantenimiento y la

aplicación de labores tendientes a mejorar la confiabilidad de los activos físicos. Así mismo, son bienvenidos aquellos textos

de orden interdisciplinario que aborden problemas de la realidad industrial Latinoamericana.

Plazo de entrega: La convocatoria y recepción de artículos es permanente aquellos que se enen antes del 15 de los

meses de Febrero, Abril, Junio, Agosto, Octubre, Diciembre de cada año, serán considerados para el numero

siguiente. Sin embargo pueden ser considerados en el Volumen 7, Número 3 de la revista, aquellos

que lleguen hasta el 15 de Abril de 2014.

Política editorial: Quince días después de la fecha de recepción de las colaboraciones el Comité editorial notificará a sus

autores si cumplen los requerimientos de calidad editorial y pertinencia temática por lo cual serán publicados.

Pautas editoriales:

1. Presentación del texto: enviar archivo electrónico en formato Word 2007, letra Arial, tamaño 10, a espacio sencillo,

hoja tamaño carta con una extensión máxima de 15 hojas.

2. Contenido del texto: una portada que contenga: título del artículo y nombre del autor (o autores, sin son varios),

títulos académicos o cargos que indiquen su autoridad en la materia.

Adicionalmente, se debe incluir:

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autor citando su fuente y en lo posible adjuntar su permiso de utilización y deben ser en formato JPG.

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escritor asume la responsabilidad frente a sus puntos de vista y opiniones.

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aquellos que no se ajusten a las condiciones exigidas.

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