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

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

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

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

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EL CICLO DEL MANTENIMIENTO: EL PROCESO DE GESTIÓN DE LOS TRABAJOSEL 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.

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

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

Contenido

Mantenimiento en

LatinoaméricaVolumen 7 – N° 22

EDITORIAL Y COLABORADORES

Robinson J. MedinaVíctor D. Manríquez

Luis Hernando Palacio Armando Díaz

Julio Abril RomeroJesús Cabrera

Mariana Lobaina Osberto J. Díaz B. Francisco Martínez

Michael PérezCandelario Romero

José ContrerasEdwin E. Gutiérrez U

María T. Romero BarriosCésar A Monterroza A

Diego A. Giraldo GJuan Carlos Orrego Barrera

El contenido de la revista no refleja El contenido de la revista no refleja necesariamente la posición del Editor.necesariamente la posición del Editor.El responsable de los temas, conceptos e El responsable de los temas, conceptos e imágenes emitidos en cada artículo es la persona imágenes emitidos en cada artículo es la persona quien los emite.quien los emite.

VENTAS y SUSCRIPCIONES:VENTAS y SUSCRIPCIONES:

revista@mantenimientoenlatinoamerica.comrevista@mantenimientoenlatinoamerica.com

Comité EditorialJuan Carlos OrregoJuan Carlos Orrego

Beatriz Janeth Galeano U.Tulio Hector Quintero P.

EditorialEditorialVISIÓN. Es entendida como eso que queremos ser cuandograndes o por lo menos mientras vamos en el camino a sergrandes. Visión que se aclara cuando tenemos mejoresherramientas.Ha llegado el momento de abandonar el microscopio y utilizarel telescopio. Latinoamérica tiene la oportunidad de mostraral mundo lo que sabe hacer y más que eso, todo lo que puedeaportar. Más allá de ser el pulmón del mundo o de proveeralimentos o mano de obra económica para los países endesarrollo, podemos demostrar que somos buenos haciendolo que mejor sabemos hacer; “disfrutar el trabajo quehacemos por más duro que sea”.Es decir que disfrutamos hacer una actividad tan dura ycompleja como es la Gestión de los activos Fijos, llamada pormuchos años, Gestión de Mantenimiento.Claro, hemos importado equipos, herramientas y hastametodologías, hemos importado mucho conocimiento ydebemos dar las gracias a todos nuestros mentores. Pero la“platanización” ha dado sus frutos y hoy tenemos grandescosas para mostrar.Estamos lejos de decir, llegamos. Pero son variasorganizaciones que podrían mostrar que desde el punto devista del mantenimiento son Clase Mundial. Durante losúltimos números de la revista los hemos estado invitando aparticipar en el próximo congreso Mundial de Mantenimientoy seguiremos haciéndolo hasta que el 22 de mayo se cierre eltelón en Cartagena y sepamos hacia donde se dirigirá el añosiguiente.Como decía mi amigo Pedro León, jefe del departamento deIngeniería Mecánica en la UdeA; “Jugamos de locales” hayque llenar el centro de convenciones con buenas ponencias,excelentes patrocinadores y profesionales de todos lossectores de la economía para aprender y enseñar sobre elmantenimiento y la gestión de activos.Muchas razones para llegar a Cartagena y fuera de las razonestécnicas una particular, Nos vemos en la ciudad mas linda deColombia. Observemos por el telescopio todo lo que se puedeaprender y guardemos el microscopio con las excusas sin findel por qué no podemos llegar.

Nos vemos en Cartagena en el Congreso Mundial demantenimiento.

Un abrazo

Juan Carlos Orrego BarreraDirector

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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 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.

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

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. a la organización.

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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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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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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

Figura 2. Modelo Conceptual del Asset Management. © Copyright 2014 Institute of Asset Management (www.theIAM.org/copyright)

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 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.

conforman la estrategia de Implementación del Asset Management y son los siguientes:Estrategia de Planificación y gestión de ActivosPlanificación de la Gestión de Activos, toma de decisionesActividadeConocimiento de los Activo

Organización y personas facilitadorasRevisión y Riesgo

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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:

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.

Por:

Víctor D. Manríquez Ingeniero Mecánico. CMRP-MSc. Energías Renovables Ing. de Confiabilidad – Stork Perú SAC Docente IPEMAN vmanriquez62@yahoo.es Perú

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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:

ACTIVOSFÍSICOS

NEGOCIO TOTAL

ACTIVOS HUMANOS

ACTIVOS INTANGIBLES

INFO

RMACIÓ

N

ACTIVOSAC

TIVO

S FI

NAN

CIER

OS

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

INTERFASE IMPORTANTE: REPUTACIÓN, IMAGEN, MORAL, RESTRICCIONES, IMPACTO SOCIAL

INTERFASE IMPORTANTE: CONDICIÓN, DESEMPEÑO, ACTIVIDADES, COSTOS, OPORTUNIDADES

ALCANCE DE LA PAS 55

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.

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 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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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:

Figura 5: Ciclo de vida de los activos

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:

Figura 5

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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

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.

Por:

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

Colombia

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3.1 Deducción de la ecuación lineal de regresión

t

etF 1 Función acumulativa de

Weibull.

tF

e

t

1

1

t

etF1

1

t

etF

ln1

1ln Aplicando logaritmos

naturales.

t

tF1

1ln Propiedad exponencial

de los logaritmos.

t

tFln

1

1lnln Aplicando

logaritmos naturales.

lnln

1

1lnln

t

tF (*)

La expresión (*) representa una ecuación lineal de la forma

bxy (**)

La cual es una recta de regresión, con:

ln;ln;

1

1lnln

btx

tFy

(***)

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:

lnb

lnb

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:

1

1

2,12,1

in

iF

in

i

xw

iin

i

(5) [1]

Donde: wα (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. Fα, 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]:

4.0

3.0

n

ixRM

i (6)

Donde: RM(xi): 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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'*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

On Error GoTo ManejarError

a = i / (n - i + 1)

f =

Application.WorksheetFunction.FInv(alfa, 2 *

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

RangoMediana = a / (f + a)

Salir:

Exit Function

ManejarError:

Select Case Err.Number

Case 1004

MsgBox "Los argumentos (n) o (i)

no pueden ser cero.", vbCritical + vbOKOnly

Case Else

MsgBox "Se ha generado el error "

& Err.Number & _

Err.Description,

vbCritical + vbOKOnly

End Select

Resume Salir

End Function

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.

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.

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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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

3. Calcule el logaritmo natural del tiempo entre fallas para cada observación.

Véase la figura 3.

Figura 2. Cálculo de la abscisa x.

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.

Tabla 3. Valores de la abscisa x de la recta de regresión.

ORDEN

(i)

TIEMPO

ENTRE

FALLAS (t)

RM [F(t)] Xi[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.

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

recta de regresión.

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.

y = 0.6995x - 1.9514

R2 = 0.9464

-6

-5

-4

-3

-2

-1

0

1

2

3

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

Ln(t-delta)

Ln

{Ln

[1/(

1-R

M)]

}

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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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, r2, está indicando el porcentaje de los puntos que están

relacionados linealmente.

Aplicando las anteriores funciones de Excel, se

obtiene la siguiente recta de regresión:

9514.16995.0 xy (7)

De donde:

Pendiente (β) Intercepto (b) r r2

0.6995 -1.9514 0.9729 0.9464

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, r2, 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:

6995.0 (8)

De la ecuación (4), numeral 3.1, se obtiene el valor del parámetro de escala:

276.166995.0

9514.1

e (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]

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.

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, r2, 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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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.

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 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:

6201.0

6829.15

161.0

3799.0

161.01125.0)(

t

ettf (10)

y = 0.6201x - 1.7068

R2 = 0.9886

-6

-5

-4

-3

-2

-1

0

1

2

3

-6 -4 -2 0 2 4 6

Ln(t-delta)

Ln

{Ln

[1/(

1-F

(t-d

elt

a))

]}

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

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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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, r2, 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. [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/Documentacion/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-de-confiabilidad-pilar-fundamental-del-mantenimiento/#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/Duarte-paper.pdf [Consulta: 28 de julio de 2010]

[9] García Palencia, Oliverio. Optimización estadística del mantenimiento industrial [En línea] Disponible en: http://www.aciem.org/bancoconocimiento/O/Optimizacionestadisticadelmantenimientoindustr/Optimizacionestadisticadelmantenimientoindustr.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/Monografias2005/Ana_E_Luna.pdf [Consulta: 22 de julio de

2010]

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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.

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.

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

mantenimiento. Las tareas de recuperación más comunes son limpieza, ajuste, lubricación,

titución, reparación,

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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:

(1)

Donde:

t: tiempo de operación previsto.

λ: Tasa de fallas. Número total de fallas por período de operación que se puede obtener como:

(2)

Donde:

N.F: Número total de fallas.

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:

(3)

Donde:

Rei: Disponibilidad del activo.

tee: Tiempo de trabajo efectivo.

tet: Tiempo total de trabajo previsto.

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.

Tabla 2. Tasa de fallos.

En la Tabla 3 se muestra la estimación de la confiabilidad para cada uno de los equipos.

Tabla 3. Confiabilidad de equipos.

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 5. Tasas de fallo.

Tabla 6. Confiabilidad del sistema.

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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.

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.

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.

Tabla 10. Análisis de la mantenibilidad en los mantenimientos proactivos del sistema por equipos.

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.

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

2. METODOLOGÍA DE TRABAJO

Las estrategias de mantenimiento, se definen en primer lugar, considerando el contexto operacional de las turbinas, con el objetivo de conocer los datos técnicos y condiciones operacionales de las mismas. Posteriormente se estudian las fallas en los ítems mantenibles de los sistemas y subsistemas de las turbinas, a través de la metodología del Análisis de Modo y Efecto de fallas, definiendo las tareas de mantenimiento preventivas y basadas en la condición a ejecutar para garantizar la confiabilidad en las operaciones. Asimismo, se caracterizan probabilísticamente los tiempos promedios entre falla (TPEF) y tiempos promedios para reparar (TPPR) de las turbinas a través de la estadística paramétrica, obteniendo los indicadores de confiabilidad, mantenibilidad y disponibilidad con los registros de fallas y mantenimiento de turbinas a gas utilizadas para la generación eléctrica en la industria petrolera.

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

Para estimar confiabilidad con estadística

paramétrica, es necesario caracterizar

probabilísticamente la variable tiempo para

fallar, es decir; encontrar la distribución

paramétrica que mejor se ajusta a los datos

Por:

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

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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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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.

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,

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.

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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• 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.

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

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.

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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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

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.

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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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.

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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.

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.

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.

Por:

Dr. Francisco Martínez Instituto Superior Politécnico José A. Echeverría (CUJAE), Facultad de Ingeniería Mecánica, Centro de Estudios de Ingeniería de Mantenimiento (CEIM) fmartinez@ceim.cujae.edu.cu MSc. Michael Pérez Instituto Superior Politécnico José A. Echeverría (CUJAE), Facultad de Ingeniería Mecánica, Centro de Estudios de Ingeniería de Mantenimiento (CEIM) mperez@ceim.cujae.edu.cu Ing. Candelario Romero CUPET, Empresa Cubalub, Planta Habana gladys@cubalub.cupet.cu Cuba

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La composición y características del producto se muestran en la Tabla 1.

Tabla 1. Composición y características del producto.

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:

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).

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.

Producto Compuesto Características

Biomix - D

Trietilamina Explosivo e inflamable

Flexistane (Nitruetano,

nitropropano) Quemaduras cutáneas

Aceite SAE – 30 -

Diesel -

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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 Industrial

1,5

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 reparación

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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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Próximamente

en BOGOTÁ

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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:

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

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.

El tiempo empleado en la reparación de la bomba después de la remodelación, se muestra en la Tabla 5.

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.

Tipo de trabajo

Total de horas empleadas (h)

Pailero 9

Ayudante 8

Jefe de Brigada 4

Total 21

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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.

Costo total de la reparación

antes de la remodelación (MN)

Costo total de la reparación

Después de la remodelación (MN)

Reparación de tubería – 670, 46

Reparación de tubería 390,57

Reparación de bomba - 1 478, 40

Reparación de bomba 1 023,78

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.

[4] Mcs. Prieto - García Carlos – “Fiabilidad, mantenibilidad y mantenimiento” (Camino a la disponibilidad) Trabajo de fin de curso. Año 2008.

“Mantenimiento estratégico para empresas industriales o de servicio”, Editorial AMG,

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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.

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.

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

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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

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.

• 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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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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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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“ANÁLISIS COSTO RIESGO BENEFICIO PARA LA SELECCIÓN DE CONDUCTORES DE UNA PLANTA DE GENERACIÓN

ELÉCTRICA”. (Primera parte)

1. INTRODUCCIÓN.

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

Por:

Edwin E. Gutiérrez U.Magister Especialista en Confiabilidad de Sistemas Industrialesedwin.gutierrez@reliarisk.comVenezuela

María T. Romero Barrios.Ingeniero Mecánico, Magister Especialista en Confiabilidad de Sistemas Industrialesmaria.romero@reliarisk.comVenezuela

múltiples iteraciones para obtener un estimado confiable del valor esperado del VPN

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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.

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]

EVENTOS NO DESEADOS

OPERACIÓN

INVERSIONINICIAL

DESINCORPORACION

IMPUESTOS

INGRESOS

0 1 2 3 4 5

Ingresos(US$)

Egresos(US$)

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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

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]

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<0. Este enfoque tiene la ventaja de permitir realizar análisis de la sensibilidad del VPN a las variables de entrada, lo que nos conducirá seguramente a identificar las variables ofensoras del VPN y al establecimiento de acciones para mitigar el riesgo de la opción analizada. [1]

Análisis RAM:

El Análisis RAM (Reliability, Availability and Mantainability) o Análisis de Confiabilidad, Disponibilidad y Mantenibilidad, permite pronosticar la producción que pudiera perderse y la indisponibilidad de un proceso de producción, mediante un estudio de diagnóstico que busca caracterizar el estado actual de un equipo, sistema o proceso y predecir su comportamiento para un periodo determinado de tiempo. [1]

El análisis RAM se sustenta en un modelo de simulación que toma en cuenta: la confiabilidad y mantenibilidad de los equipos; la configuración del sistema; las fallas aleatorias y sus reparaciones; las pérdidas de capacidad por degradación y la probabilidad de ocurrencia de eventos simultáneos en diferentes elementos del sistema.

El pilar fundamental de este análisis es la “construcción” de los TPEF (Tiempos promedios entre la falla) y TPPR (Tiempos promedios para reparar) (términos desarrollados en el Capítulo II, Sección 4 del TOMO I de la presente obra) para los diversos componentes, con base en información proveniente de bases de datos propias, bancos de datos genéricos de la

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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 delProyecto, 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.

Turbina Modelo A

Turbina Modelo B

Motores Diesel

Potencia en KW/año 5,147.00 10,618.00 3,000.00

Potencia en KW/dia 14.10 29.09 8.22

Potencia en

KW/Hora0.59 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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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.

3.1.1. 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.

Tabla 2.- Costos de los Conductores.

Mínimo Mas Probable MáximoTurbina Modelo A 4,007,399 4,452,665 4,897,932Turbina Modelo B 6,909,458 7,429,525 8,023,887

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

Costo del Equipo ($)

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 Fase I 2 1 3

Cantidad de Equipos Fase II 4 2 6

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

Cantidad de Equipos por Requerimiento de Energía

Cantidad de Equipos por Requerimiento de Energía y Disponibilidad

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).

Tabla 4.- Consumo de Combustible.Motor a Gas Turbina

Modelo ATurbina

Modelo BConsumo de

Combustible (MM BTU/hr)

35 60 118

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:

Cc = No*Co*To*Cuc (1)Donde:Cc: Costo de Combustible ($).No: Número de Equipos Operando.Co: Consumo del Combustible (BTU/hora).To: Tiempo operativo anual (horas).Cuc: Costo Unitario del Combustible ($/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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mDistribución de Probabilidad Lognormal, ya que es la que se considera de mejor ajuste para este caso.

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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.

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.

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.

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

Giraldo G. Diego A. Ingeniero Mecánico, Especialista en Gerencia de Mantenimiento - PGAM Mayor Consultor – Mantonline diego.giraldo@mantonline.com Colombia

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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.

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.

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

contacto con las partículas que menos lo están e interaccionan como se detalla en la figura 1.

*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.

*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. 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. 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. 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. 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.

*Fig. 7. Radiación.

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

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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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 envíen 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:

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