mantenimiento de plantas electricas
DESCRIPTION
Estudio del Mantenimiento Preventivo de plantas eléctricas.TRANSCRIPT
REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN GERENCIA DE MANTENIMIENTO
OPTIMIZACIÓN DEL MANTENIMIENTO PREVENTIVO PARA UNA PLANTA DE
GENERACIÓN TERMOELÉCTRICA A CICLO SIMPLE
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
Para optar al Grado Académico de
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN GERENCIA DE MANTENIMIENTO
Autor: Ing. Milivet Bárbara Graterol Salas
Tutor: MsC. Jofrant García
Maracaibo, Julio de 2013
Graterol Salas, Milivet Bárbara. Optimización del Mantenimiento Preventivo para una Planta de Generación Termoeléctrica a Ciclo Simple. (2013) Trabajo de Grado, Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 146 p. Tutor: Ms. Jofrant García.
RESUMEN
El incremento de la demanda eléctrica ha derivado en la construcción de plantas termoeléctricas a nivel nacional. Por su naturaleza de trabajo continuo surge la necesidad de un mejoramiento constante de las políticas de mantenimiento, para ayudar a mitigar las fallas que implican salidas del sistema interconectado nacional y en consecuencia resulten afectados los usuarios. De ahí surge la necesidad de llevar a cabo un estudio donde el objetivo general será optimizar el mantenimiento preventivo para las plantas termoeléctricas a ciclo simple. Esta investigación, desarrollada en el marco de una investigación descriptiva, exploratoria y proyectiva, tiene un diseño de tipo no experimental, longitudinal de tendencia, plantea inicialmente describir los sistemas que operan en una planta termoeléctrica a ciclo simple con la finalidad de identificar los equipos involucrados en la operación. Para de ahí seleccionar el sistema más crítico a través de un análisis de criticidad. Con la objeto de reconocer las fallas más comunes se presenta la comparación del análisis modo y efecto de falla de los equipos del sistema más crítico, para finalmente formular las mejoras al mantenimiento preventivo de la planta termoeléctrica. La generación de este tipo de plantas es de 187 MW y el estudio se desarrollará en un complejo en el que existen dos de este tipo lo cual genera para un total aproximado de 30.000 usuarios por todo el complejo. Adicionalmente se busca generar un instrumento técnico que genere políticas gerenciales que refuercen el mantenimiento, y que sirvan de apoyo en la toma de decisiones en el ámbito económico.
Palabras claves: Mantenimiento Preventivo; Frecuencias Optimas; Generación Eléctrica; Planta Termoeléctrica.
E-mail autor: [email protected]
Graterol Salas, Milivet Bárbara. Optimization of Preventive Maintenance for a Thermoelectric Power Generation Plant of Simple Cycle. (2013) Trabajo de Grado, Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 146 p. Tutor: MsC. Jofrant García.
ABSTRACT
The increase in electricity demand has led to the construction of new power plants nationwide. In Zulia state there are some operational. Like any technology will evolve over time to improve their performance, gas turbines have improved in terms of efficiency it is for this reason there is a need for continuous improvement in policy is maintenance. Like electricity generation is a continuous process that does not allow interruption, it is of significant importance to maintain a preventive maintenance plan updated and frequencies to suit the reality of equipment failure. Hence the need to carry out this study where the overall objective will be to optimize preventive maintenance for a power plants of simple cycle. This study will be developed in the framework of a descriptive, exploratory and projective and the research design is non-experimental, longitudinal trend. Initially arises describe operating systems on a thermoelectric plant of simple cycle, and from there select the most critical system through a critical analysis. With the purpose to recognize the most common faults is presented a comparison of the modes and effects analysis equipment failure of the most critical system, to finally formulate preventative maintenance improvements of the thermoelectric plant. The generation of this type of plant is 187 MW and the study was conducted in a complex in which there is two of this type which leads to a total of approximately 30,000 users for all the plant. Additionally it seeks to create a technical tool generates management policies that strengthen the maintenance, and that support decision-making in the economic sphere.
Keywords: Preventive Maintenance; Optimal Frequencies; Power Generation; Thermoelectric Plan.
E-mail of the author: [email protected]
DEDICATORIA
Dedico este Trabajo de Grado a:
Mis padres y hermanos, por su paciencia, ánimos y fuerzas.
A mis amigos, por las sonrisas en los momentos más duros.
Finalmente, a todos los que no están a mi lado y sirvieron de apoyo y de ejemplo.
AGRADECIMIENTOS
A los profesores que me dieron su mano.
A mis compañeros de trabajo, que con su tiempo y experiencia fueron piezas
importantes de este engranaje.
A todos aquellos que sabiéndolo o no, aportaron un granito para este logro.
GRACIAS.
TABLA DE CONTENIDO
PáginaRESUMEN…………………………………………………………………………………………………………………………. 4 ABSTRACT……………………………………………………………………………………………………………………….. 5 DEDICATORIA………………………………………………………………………………………………………………….. 6 AGRADECIMIENTOS…………………………………………………………………………………………………………. 7 TABLA DE CONTENIDOS…………………………………………………………………………………………………. 8 LISTA DE TABLAS……………………………………………………………………………………………………………. 10 LISTA DE FIGURAS………………………………………………………………………………………………………….. 12 INTRODUCCION……………………………………………………………………………………………………………….. 15 CAPITULO I: EL PROBLEMA
1.1. Planteamiento del problema………………………………………………………………………………. 16 1.2. Objetivos de la investigación……………………………………………………………………………… 17 1.3. Justificación de la investigación…………………………………………………………………………. 18 1.4. Delimitación de la investigación…………………………………………………………………………. 18
CAPITULO II: MARCO TEORICO
2.1. Antecedentes de la investigación……………………………………………………………………….. 19 2.2. Bases teóricas…………………………………………………………………………………………………….. 22
2.2.1. Ciclo combinado………………………………………………………………………………………… 22 2.2.2. Turbinas a gas………………………………………………………………………………………….. 23 2.2.3. Compresor……………………………………………………………………………………………..... 24 2.2.4. Generador…………………………………………………………………………………………………. 25 2.2.5. Sistemas auxiliares……………………………………………………………………………………. 25 2.2.6. Fallas…………………………………………………………………………………………………………. 26
2.2.6.1. Tipos de Fallas……………………………………………………………………………….. 26 2.2.7. Mantenimiento…………………………………………………………………………………………… 28
2.2.7.1. Objetivos del Mantenimiento…………………………………………………………. 28 2.2.7.2. Filosofía del mantenimiento…………………………………………………………… 29 2.2.7.3. Tipos de mantenimiento……………………………………………………………….. 30
2.2.8. Mantenimiento preventivo en la industria………………………………………………… 32 2.2.8.1. Objetivos del mantenimiento en la industria………………………………… 32 2.2.8.2. Ventajas de la implementación del mantenimiento preventivo….. 33 2.2.8.3. Rutinas de mantenimiento preventivo………………………………………….. 33
2.2.9. Probabilidad………………………………………………………………………………………………. 34 2.2.10. Estadística Descriptiva………………………………………………………………….. 34
2.2.10.1. Variable random, aleatoria o distribuida………………………………………. 34 2.2.10.2. Distribuciones de probabilidad………………………………………………………. 35
2.2.10.2.1. Distribuciones paramétricas de probabilidad……………………. 35 2.2.10.2.1.1. Distribución Normal……………………………………………….. 36 2.2.10.2.1.2. Distribución Lognormal…………………………………………… 37
2.2.10.3. Distribución Acumulada o función de densidad acumulada…………. 39 2.2.11. Hipótesis Estadística………………………………………………………………………. 40 2.2.12. Prueba de Bondad de Ajuste…………………………………………………………. 40
2.2.12.1. Prueba de Chi-Cuadrado……………………………………………………………….. 40 2.2.13. Ingeniería en confiabilidad……………………………………………………………. 42
2.2.13.1. Función de Confiabilidad……………………………………………………………….. 42 2.2.13.2. Función de Riesgo………………………………………………………………………….. 44 2.2.13.3. Número Esperado de Fallas…………………………………………………………… 45 2.2.13.4. Curva de la bañera………………………………………………………………………… 45 2.2.13.5. Análisis modo, efecto, causas y criticidad de las fallas (FMECA o
AMEF)…………………………………………………………………………………………………… 48 2.2.13.5.1. Metodología para el FMECA……………………………………………….. 49
2.2.13.6. Valoración semi cuantititativa del riesgo………………………………………. 55 2.2.14. Modelo de decisión costo/riesgo……………………………………………………. 56
2.2.14.1. Beneficios del método optimización costo/riesgo…………………………. 59 2.2.14.2. Procedimiento para el análisis costo/riesgo…………………………………. 59 2.2.14.3. Estimación de la confiabilidad y/o probabilidad de fallas…………….. 60 2.2.14.4. Estimación de las consecuencias…………………………………………………… 60 2.2.14.5. Ecuación general del modelo costo riesgo……………………………………. 62
2.2.15. Costos de Mantenimiento………………………………………………………………. 62 2.3. Sistema de Variables…………………………………………………………………………………………… 64
2.3.1. Variable……………………………………………………………………………………………………… 64 2.3.2. Definición Conceptual………………………………………………………………………………… 64 2.3.3. Definición Operacional………………………………………………………………………………. 64 2.3.4. Cuadro de Variables………………………………………………………………………………….. 65
CAPITULO III: MARCO METODOLOGICO
3.1. Tipo de investigación…………………………………………………………………………………………… 66 3.2. Diseño de la investigación…………………………………………………………………………………… 68 3.3. Técnica de recolección de datos…………………………………………………………………………. 69 3.4. Población y muestra……………………………………………………………………………………………. 71 3.5. Fases del estudio…………………………………………………………………………………………………. 72
CAPITULO IV: ANALISIS DE RESULTADOS
4.1. Describir los sistemas que conforman la operación de una planta de generación termoeléctrica a ciclo simple………………………………………………………. 74
4.2. Determinar la criticidad de los sistemas de la planta de generación termoeléctrica…………………………………………………………………………………………………. 94
4.3. Comparar los modos y efectos de falla (AMEF) de los equipos que conforman el sistema más crítico………………………………………………………………….. 98
4.4. Formular estrategias de planificación de mantenimiento preventivo para una planta de generación a ciclo simple, a través del método costo-riesgo-beneficio………………………………………………………………………………………………………….. 108
4.4.1. Establecer del equipo crítico del Sistema de Combustible………………… 108 4.4.2. Determinación de los Costos del Riesgo……………………………………………. 123
4.4.2.1. Cálculo del Número Esperado de Falla…………………………………………. 123 4.4.2.2. Cálculo del Costo del Riesgo…………………………………………………………. 129
4.4.3. Estimación de los Costos de Mantenimiento Preventivo……………………. 131 4.4.4. Evaluación Costo-Riesgo-Beneficio…………………………………………………….. 132
CONCLUSIONES……………………………………………………………………………………………………………….. 138 RECOMENDACIONES………………………………………………………………………………………………………… 139
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS……………………………………………………………………………………… 140 ANEXOS
1. Tabla comparativa de modos de falla del sistema de combustible…………………… 142 2. Número de fallas por modo de falla en sistema de combustible líquido…………… 143 3. Tiempo entre fallas de filtros………………………………………………………………………………. 144 4. Artículo 13 de la Gaceta Oficial 37915……………………………………………………………….. 146
LISTA DE TABLAS
Tabla Página1 Sistemas Glycol de Enfriamiento del Generador………………………………………………… 75
2 Sistema de Aceite Hidráulico………………………………………………………………………………. 76
3 Sistema Aire de Ventilación de Compartimiento de Turbina…………………………….. 77
4 Sistema Aire de Instrumentos……………………………………………………………………………. 78
5 Sistema de Aceite de Lubricación………………………………………………………………………. 79
6 Sistema Gasoil Combustible……………………………………………………………………………….. 81
7 Sistema de Generador eléctrico…………………………………………………………………………. 83
8 Sistema de Inyección de agua……………………………………………………………………………. 84
9 Sistema de Protección Contra Incendios……………………………………………………………. 85
10 Sistema de Arranque………………………………………………………………………………………….. 86
11 Sistema de Lavado del Compresor…………………………………………………………………….. 87
12 Sistema de Gas Combustible……………………………………………………………………………… 88
13 Sistema de Aceite de levantamiento………………………………………………………………….. 89
14 Sistema de Aire de Pulsos………………………………………………………………………………….. 90
15 Sistema de Aire de Fluido de trabajo de turbina………………………………………………. 91
16 Sistema de Aire de Enfriamiento Rotor Turbina………………………………………………… 92
17 Sistema Damper Divisor…………………………………………………………………………………….. 92
18 Historial de fallas de los sistemas………………………………………………………………………. 95
19 Escala de Frecuencia y riesgo…………………………………………………………………………….. 96
20 Escala de Severidad……………………………………………………………………………………………. 96
21 Matriz de criticidad……………………………………………………………………………………………… 97
22 Matriz de Criticidad de una Planta Termoléctrica a Ciclo Simple………………………. 97
23 Análisis modo y efecto de falla de la bomba principal de combustible…………….. 99
24 Análisis modo y efecto de falla de las centrifugadoras de combustible……………. 100
25 Análisis modo y efecto de falla de las Válvulas de Estrangulación (Etapa
Piloto, Etapa A y Etapa B)…………………………………………………………………………………… 101
26 Análisis modo y efecto de falla de los divisores de flujo (Etapa Piloto, Etapa A
y Etapa B)…………………………………………………………………………………………………………… 102
27 Análisis modo y efecto de falla de los filtros…………………………………………………….. 103
28 Análisis modo y efecto de falla de las Válvulas multifuncionales de bloqueo
(Etapa Piloto, Etapa A y Etapa B)………………………………………………………………………. 104
29 Análisis modo y efecto de falla de las Bombas de transferencia………………………. 105
30 Análisis modo y efecto de falla de los tanques de combustible………………………… 106
31 Análisis modo y efecto de falla de la bomba de alimentación a las
centrifugadoras…………………………………………………………………………………………………… 107
32 Análisis del RPN para la bomba principal de combustible…………………………………. 111
33 Análisis del RPN para las centrifugadoras de combustible………………………………… 112
34 Análisis del RPN para las Válvulas de Estrangulación (Etapa Piloto, Etapa A y
Etapa B)…………………………………………………………………………………………………………….. 113
35 Análisis del RPN para los divisores de flujo (Etapa Piloto, Etapa A y Etapa
B)…………………………………………………………………………………………………………………………. 114
36 Análisis del RPN para de los filtros…………………………………………………………………….. 115
37 Análisis del RPN para las Válvulas multifuncionales de bloqueo (Etapa Piloto,
Etapa A y Etapa B)……………………………………………………………………………………………… 116
38 Análisis del RPN para las Bombas de transferencia…………………………………………… 117
39 Análisis del RPN para los tanques de combustible……………………………………………. 118
40 Análisis del RPN para las bombas de alimentación a las Centrifugadoras………… 119
41 Comparación de valores de P para prueba de Chi-Cuadrado……………………………. 127
42 Valores de distribución Lognormal para Filtros Coalecedores Norte y Sur………. 128
43 Cálculo de Mano de Obra directa……………………………………………………………………….. 130
44 Intervalo de mantenimiento preventivo para el filtro coalescedor Norte…………. 137
45 Intervalo de mantenimiento preventivo para el filtro coalescedor Sur……………. 137
LISTA DE FIGURAS
Figura Página
1 Diagrama de una Planta a Ciclo Combinado……………………………………………………… 23
2 Esquema de una turbina a gas…………………………………………………………………………. 24
3 Generador eléctrico……………………………………………………………………………………………. 25
4 Distribución Normal……………………………………………………………………………………………. 37
5 Distribución LogNormal……………………………………………………………………………………… 38
6 Valores Críticos – Test X2…………………………………………………………………………………. 41
7 Función de Confiabilidad en Normal…………………………………………………………………. 43
8 Función de Confiabilidad en LogNormal……………………………………………………………. 43
9 Comportamiento típico de λ(t) para poblaciones de componentes…………………. 44
10 Curva de la bañera……………………………………………………………………………………………. 46
11 Fases de la curva de la bañera…………………………………………………………………………. 46
12 Aplicabilidad de FMECA y RCM según falla y causa………………………………………….. 49
13 Tablas de los valores de criterios de Severidad, de Ocurrencia y Detección…… 54
14 Escala de Frecuencia-Riesgo……………………………………………………………………………… 55
15 Clasificación de la Severidad de las Consecuencias…………………………………………. 56
16 Matriz Modeladora del Riesgo. Relación Probabilidad / Consecuencia…………….. 55
17 Curvas Costo – Riesgo………………………………………………………………………………………. 58
18 Composición del Indicador riesgo……………………………………………………………………… 59
19 Relación entre los costos de mantenimiento y el tiempo de parada de la máquina en horas productivas………………………………………………………………………….. 64
20 Ventiladores de enfriamiento del generador…………………………………………………….. 75
21 Generador………………………………………………………………………………………………………….. 75
22 Skid de aceite hidráulico……………………………………………………………………………………. 76
23 Sistema de ventilación de compartimiento de turbina, aceite de lubricación y paquete eléctrico……………………………………………………………………………………………….. 77
24 Compresor de Aire de Instrumentos…………………………………………………………………. 78
25 Tanque receptor de aire………………………………………………………………………………...... 78
26 Bombas centrífugas del sistema de lubricación………………………………………………… 79
27 Bomba de emergencia del sistema de lubricación……………………………………………. 80
28 Indicadores de nivel, calentadores de aceite……………………………………………………. 80
29 Divisores de flujo……………………………………………………………………………………………….. 81
30
Válvulas Multifuncionales……………………………………………………………………………………
81
31 Filtros auxiliares de gasoil combustible…………………………………………………………….. 82
32 Filtros coalescedores…………………………………………………………………………………………. 82
33 Bomba principal de combustible……………………………………………………………………….. 82
34 Tanque combustible limpio………………………………………………………………………………… 82
35 Diagrama de Generador…………………………………………………………………………………….. 83
36 Filtro de succión de la bomba……………………………………………………………………………. 84
37 Válvulas de retorno y de inyección de agua…………………………………………………….. 84
38 Cilindros de CO2…………………………………………………………………………………………………. 85
39 Detectores de gas………………………………………………………………………………………………. 85
40 Detectores de humo…………………………………………………………………………………………… 85
41 Dióxido de carbono……………………………………………………………………………………………. 85
42 Convertidor de torque……………………………………………………………………………………….. 86
43 Girador lento………………………………………………………………………………………………………. 86
44 Skid de lavado de compresor……………………………………………………………………………. 87
45 Eductor……………………………………………………………………………………………………………….. 87
46 Separador de gas combustible…………………………………………………………………………… 88
47 Skid de aceite de levantamiento……………………………………………………………………….. 89
48 Filtros de aire…………………………………………………………………………………………………….. 90
49 Sistema de aire de pulso……………………………………………………………………………………. 90
50 Caseta de filtros…………………………………………………………………………………………………. 91
51 Ventilador de enfriamiento de turbina………………………………………………………………. 92
52 Enfriador de aire………………………………………………………………………………………………… 92
53 Dámper Diverter………………………………………………………………………………………………… 93
54 Sistema Hidráulico Damper Diverter………………………………………………………………… 93
55 Comparación de las frecuencias de falla de los sistemas de una planta
termoeléctrica…………………………………………………………………………………………………….. 96
56 Riesgo asociado a los equipos de Sistema de Combustible……………………………… 120
57 Comparación de Modos de Fallas de Equipos del Sistema de Combustible……. 121
58 Ponderación de fallas en el Sistema de Combustible líquido…………………………… 122
59 Prueba de Bondad de Ajuste bajo Distribución Normal de los TEF para el
Filtro Coalescedor Sur………………………………………………………………………………………… 124
60 Prueba de Bondad de Ajuste bajo distribución Normal de los TEF para el
Filtro Coalescedor Norte…………………………………………………………………………………….. 124
61 Prueba de Bondad de Ajuste en distribución Log Normal de los TEF para el
Filtro Coalescedor Norte……………………………………………………………………………………..
125
62 Prueba de Bondad de Ajuste en distribución Log Normal de los TEF para el
Filtro Coalescedor Sur…………………………………………………………………………………………
126
63 Análisis de distribución Lognormal para Filtro Coalescedor Norte en
Statgraphics……………………………………………………………………………………………………….. 127
64 Análisis de distribución Lognormal para Filtro Coalescedor Sur en
Statgraphics……………………………………………………………………………………………………….. 128
65 Evaluación de Modelo Costo/Riesgo en Filtro Norte…………………………………………. 134
66 Evaluación de Modelo Costo/Riesgo en Filtro Sur…………………………………………….. 135
67 Curva Costos/Riesgo en Filtro Norte…………………………………………………………………. 136
68 Curva Costos/Riesgo en Filtro Sur…………………………………………………………………….. 136
INTRODUCCIÓN
La generación eléctrica a baja tensión se produce en varias partes del país, pero es el estado
Zulia, donde existe mayor generación de este tipo. Nuevas plantas termoeléctricas más
eficientes están siendo instaladas en esta región. Algunas de estas son diseñadas para
operar en ciclo simple y otras para operar a ciclo combinado. Para que opere un ciclo
combinado debe estar el ciclo simple en funcionamiento. El ciclo simple en una planta
termoeléctrica consiste de una turbina a gas, con un compresor de aire, ambos acoplados a
un generador y todos los sistemas auxiliares necesarios para la operación. Mejoras en el
diseño de estos equipos son incorporados para el mejor aprovechamiento de la energía de
todos los fluidos que participan en este proceso.
Las labores de mantenimiento, se ven obstaculizadas por la imposibilidad de no poder sacar
los equipos de operación, para algún mantenimiento mayor, lo que obliga a mantenimientos
correctivos o mantenimientos preventivos planificados menores. De ahí que surge la
necesidad de plantear propuestas para las mejores del mantenimiento preventivo evaluando
los factores de riesgo para producción.
Para evaluar la confiabilidad, se plantea la identificación de las causas y modos de fallas
comunes, que permitan reconocer las fortalezas y debilidades del sistema crítico, a fin de
optimizar la operación y minimizar los costos de mantenimiento preventivo. Así mimo, con el
estudio estadístico del comportamiento de los tiempos entre fallas se evaluará un modelo
para la determinación de frecuencias óptimas de mantenimiento.
El estudio que se muestra a continuación, servirá como herramienta gerencial inicial para la
evaluación del comportamiento de los sistemas operativos; este análisis se fundamentará
en las metodologías AMEF para análisis de modos, efectos y para la determinación de la
criticidad de fallas el valor RPN, así como también incluye un análisis probabilístico para la
cálculo del número esperado de fallas, esto con el fin de proponer mejoras en el
mantenimiento preventivo de la planta temoeléctrica.
CAPITULO I
EL PROBLEMA
1.1. Planteamiento del problema
Las centrales eléctricas a gas se han convertido en una de las opciones más viables para
solventar la creciente demanda energética en nuestro país. En Venezuela, específicamente
en la región zuliana, se encuentran operativas algunas de estas plantas y otras en proceso
de construcción. No solo operan a ciclo simple sino a ciclo combinado (al que se le suma la
generación por vapor).
El principio de funcionamiento de estas plantas es inicialmente comprimir un cierto volumen
de aire atmosférico para después mezclarlo con combustible y posteriormente quemarlo. Los
gases calientes productos de la combustión se expanden y así hacen girar a la turbina, esa
energía mecánica se transforma en energía eléctrica a través del generador. Con el paso de
los años, esta tecnología ha ido avanzando y actualmente estas turbinas cuentan con una
serie de equipos auxiliares que ayudan a mejorar la eficiencia del ciclo.
En los primeros años, los planes de mantenimiento fueron diseñados en base al criterio del
fabricante del equipo, donde de antemano se aseguraban en muchas ocasiones de no correr
riesgo de falla, protegiendo la garantía a costa de incrementar la frecuencia de
mantenimiento, lo que trae como consecuencia aumento de costos de mantenimiento.
Debido a la creciente demanda de energía eléctrica que supera los megavatios producidos,
en numerosas ocasiones los planes de mantenimiento no son ejecutados ni en las
frecuencias ni en las actividades programadas. Esto conlleva a fallas que interrumpen la
producción, elevados costos de mantenimiento, y con el tiempo disminuirá la vida útil de los
equipos.
17
Esta situación plantea la necesidad de formular de un modelo integral de mantenimiento que
involucre técnicas de mantenimiento utilizadas de forma exitosa en varias industrias como lo
son análisis modo y efecto de fallas, estimación de la confiabilidad, matriz de criticidad, y
evaluación costo-riesgo-beneficio.
En consecuencia, esta investigación propone un modelo optimización de políticas de
mantenimiento preventivo de una planta de generación termoeléctrica a ciclo simple, la cual
iniciará con la descripción de los sistemas operativos, siguiendo con un análisis de la
criticidad de la planta, seguidamente sea analizará el modo y efecto de fallas del sistema en
estudio, para finalmente proponer estrategias que optimicen el mantenimiento en base a la
técnica de costo-riesgo-beneficios.
1.2. Objetivos de la investigación
Objetivo general:
Optimizar el mantenimiento preventivo para los equipos de una planta de generación
termoeléctrica a ciclo simple.
Objetivos específicos:
Describir los sistemas que conforman la operación de una planta de generación
termoeléctrica a ciclo simple.
Determinar la criticidad de los sistemas de la planta de generación termoeléctrica.
Comparar los modos y efectos de falla (AMEF) de los equipos que conforman el
sistema más crítico.
Formular estrategias de planificación de mantenimiento preventivo para una planta
de generación a ciclo simple, a través del método costo-riesgo-beneficio.
18
1.3. Justificación
Esta investigación tendrá como fin, proponer políticas de un modelo optimización de
mantenimiento preventivo para una planta de generación termoeléctrica a ciclo simple, lo
que ayudará gerenciar el mantenimiento de este tipo de plantas.
Se justifica por su trascendencia social, puesto que la producción de estas centrales generan
aproximadamente 350MW que benefician alrededor de 30.000 familias. De ahí la premisa de
un estudio que optimice la operación de estas plantas de generación eléctrica.
Adicionalmente, esta investigación ayudará a recopilar experiencias para referencias futuras,
puesto que ya está en fase de construcción otra planta con similares características y servirá
para justificar técnicamente cada decisión económica y operativa.
1.4. Delimitación
El estudio se llevó a cabo a partir del mes de junio 2012, siendo el trabajo de campo hasta
el mes de marzo 2013, con una duración total de aproximadamente 12 meses.
El universo estudiado fueron las plantas que operen a ciclo simple en el estado Zulia, con
una generación de entre 187 MW nominales cada unidad, ubicadas en el completo
termozulia.
Los datos fueron tomados a través del Sistema SAP (Sistema, aplicaciones y productos),
empleado por el departamento de mantenimiento de CORPOELEC, quienes evaluaron esta
información.
La información recolectada de las fallas de los equipos fue a partir de enero 2009 a octubre
2011, tomando en cuenta que su operación comenzó en el año 2008, por lo tanto que el
período de mortalidad infantil ya ha transcurrido.
CAPITULO II
MARCO TEÓRICO
2.1. Antecedentes de la Investigación
Trabajo de grado para optar al título de Magister Scientiarium en Gerencia de
Mantenimiento en La Universidad del Zulia por Jackson Carroz (2006), “Modelo
para la determinación de Frecuencias de Mantenimiento Preventivo a las
Llenadoras de Cerveza” , en el cual el objetivo general de esta investigación es de diseñar
un modelo para la determinación de frecuencias de mantenimiento preventivo a las
llenadoras de cerveza, que contribuya a establecer políticas adecuadas de mantenimiento de
manera de incrementar la confiabilidad de los equipos y lograr la continuidad operacional de
los mismos. Durante el desarrollo de este estudio se describieron los modelos especializados
para determinar frecuencias de mantenimiento preventivo como lo son el modelo de
inspección pura; el modelo de inspección basada en riesgo; el modelo basado en la duración
de vida del sistema dentro del cual existen tres sub-modelo: el costo mínimo como criterio
de optimización, la máxima disponibilidad como criterio de optimización, la fiabilidad exigida
como criterio; y finalmente el modelo costo – riesgo.
A continuación se procedió a analizar los modelos descritos y a seleccionar el que mejor se
adaptara a las características del equipo en estudio, decidiéndose por modelo Costo-Riesgo
debido a que consideraba todas las características del proceso productivo estudiado.
Uno de los aspectos más resaltantes de esta investigación es la forma de construcción del
modelo de frecuencias de mantenimiento preventivo, basado en los costos del
mantenimiento preventivo y los costos del riesgo; para después de haber hecho un análisis
de criticidad al sistema de llenado y determinar los equipos críticos, se procedió a la
recopilación de la información necesaria para simular y evaluar el desempeño del modelo
propuesto.
Finalmente de las conclusiones más importantes destacan, que es indispensable disponer, en
forma oportuna y confiable, la información requerida por el modelo para su adecuado
desempeño, ya que la calidad de la información impacta directamente el nivel de servicio al
20
cliente y los costos de la gestión de mantenimiento; además resaltó una reducción del
intervalo en horas de realización del mantenimiento preventivo y ahorros en los costos
totales de mantenimiento.
Trabajo de grado para optar al título de Magister Scientiarium en Gerencia de
Mantenimiento en La Universidad del Zulia por Leonel Ruiz (2005), “Modelo de
Planificación y Control de Mantenimiento para Sistemas de Turbinas a Gas”, donde
el objetivo general fue el de establecer un modelo de planificación y control de
mantenimiento para el tratado de sistemas de turbinas a gas con la finalidad de mejorar el
nivel de servicio y los costos del mismo originando por lo tanto una mayor eficacia del
mantenimiento industrial. Es esta investigación de tipo descriptiva se precisaron de los
componentes de la turbina a gas, lo cual se tomará en cuenta para esta investigación; se
detallaron las fallas más comunes de una turbina a gas como lo son: fallas en los álabes y
paletas del motor, daño a los dispositivos de detención de los álabes, desbalanceo por
vibración, falla de la chumacera de rodillos, falla de las paletas del compresor, efectos de la
acumulación de depósitos sobre la operación del compresor, calidad del aire, etc.
Como este trabajo se dirigió a estudiar los filtros utilizados en un modelo de turbinas a gas,
mediante pruebas y evaluaciones sobre su uso y factibilidad; se estudió el protocolo de
prueba de los filtros que se emplean en la turbina (importados) y unos filtros similares,
nacionales propuestos. Para realizar posteriormente un estudio económico que evalúe la
factibilidad de sustitución y culminar en la propuesta de una plan general de mantenimiento
preventivo.
Entre las conclusiones más resaltantes desde el punto de vista de esta investigación, es la
propuesta de un plan de mantenimiento preventivo para turbinas a gas, que incluso incluyen
recomendaciones para turbinas a gas que operan en condiciones extremas y ayudan a
mejorar la vida útil del equipo.
Trabajo de grado para optar al título de Magister Scientiarium en Gerencia de
Mantenimiento en La Universidad del Zulia por José Ruz (2006), “Optimización
Costo/Riesgo en la Gestión de Mantenimiento para Estaciones de Flujo de la
Industria Petrolera”, donde el objetivo general fue el de aplicar el modelo de Optimización
Costo/Riesgo como herramienta para mejorar la gestión de mantenimiento de las facilidades
de producción pertenecientes a estaciones de flujo de la industria petrolera. A lo largo de
21
esta investigación se caracterizó la gestión de mantenimiento aplicada a las estaciones de
flujo seleccionadas para el estudio, siguiendo con un análisis de modos y efectos de fallas
(AMEF) lo los equipos pertenecientes a las estaciones de flujo concluyendo como equipo
crítico las bombas reciprocantes dúplex, por otra parte se jerarquizaron las estaciones de
flujo con mayores oportunidades de mejoras de acuerdo con el impacto en el negocio, con el
fin de definir la bomba centrífuga tipo dúplex de la estación de flujo con mayor oportunidad
de mejora. Asimismo se aplicó el método de Optimización Costo/Riesgo para determinar el
intervalo óptimo de mantenimiento, por ello el autor construyó la curva Optimización
Costo/Riesgo a través del siguiente procedimiento: obtuvo los costos promedios de
reparación de la bomba, a partir de ello se calculó el costo total de reparación para el total
de bombas de la estación de flujo seleccionada, posteriormente calculó los costos de los
mantenimientos si se duplicaba, triplicada, cuadriplicada y sucesivamente, la frecuencia de
mantenimiento. Por otra parte, se calcularon los costos del riesgo tomando en cuenta la
perdida por producción diferida de las bombas. Para seguir con el cálculo de las
probabilidades de falla y la confiabilidad. Para finalmente obtener la curva costos/riesgos.
Asimismo se obtuvo una nueva frecuencia de mantenimiento para las bombas dúplex, para
evitar la interrupción de su funcionamiento y por consiguiente una producción diferida que
arroja pérdidas económicas. En conclusión la investigación recomienda la aplicación del
método costo/riesgo en las estaciones de flujo en la industria petrolera pues optimiza la
frecuencia de mantenimiento, maximiza las ganancias de la empresa, evalúa a corto plazo
con resultados certeros, y contribuye al aumento de la confiabilidad y de la disponibilidad de
los equipos.
Trabajo de grado para optar al título de Magister Scientiarium en Gerencia de
Mantenimiento en La Universidad del Zulia por Cristina Polanco (2006),
“Optimización Costo/Riesgo en los Equipos de Control de Sólidos para Fluidos de
Perforación”, en el cual el objetivo general fue elaborar un análisis de criticidad a los
equipos de control de sólidos de perforación, que permita la optimización costo – riesgo –
beneficio a los resultados obtenidos, con la finalidad de contribuir con la jerarquización de
actuación y la optimización de los tiempos de mantenimiento. Para llevar a cabo esta
investigación en primer lugar, se jerarquizaron los sistemas y subsistemas mediante la
descripción de los equipos que los conforman. Seguidamente se procedió a la recopilación y
verificación de las estadísticas o historiales de los equipos estudiados, evaluando las fallas
presentadas durante el período de estudio de los subsistemas, para continuar con la
22
aplicación de una matriz de criticidad a los datos obtenidos; resultando el equipo más crítico
el tornillo transportador.
Consecuentemente, se evaluaron los resultados con la finalidad de establecer prioridades en
el equipo que resultó crítico, incluyendo aspectos como: mantenimiento, inspección,
materiales, disponibilidad y adiestramiento del personal. Adicionalmente se elaboró un
diagrama causa-efecto (espina de pescado) como herramienta de calidad de gestión que
contribuye a enumerar todas las causas de las fallas que podrían afectar a este equipo.
Durante la evaluación del mantenimiento del equipo se presentaron los costos estimados de
mantenimiento para un solo taladro (o 4 secciones de tornillos), destacando que la edad de
estos equipos es de dos (2) años pero los expertos opinaron que puede ser prolongada
hasta cinco (5) años más con adecuado control de mantenimiento.
Finalmente, se realizó la aplicación de las técnicas de optimización costos/riesgo al equipo
más crítico y determinación de los beneficios e impactos asociados al análisis, durante este
paso solo se tomaron en cuenta los costos que se consideraron más significativos en el
sistema productivo como son los costos de mantenimiento durante un año de operación,
luego se estimó el valor del equipo para el tercer, cuarto y quinto año de operación. Se
concluyó, basándose en los resultados obtenidos que se recomienda la actualización y
mejora del sistema de mantenimiento de la organización, realizando las actualizaciones de
los equipos a los 5 años y 3 meses de edad de los mismos puesto que se pudo comprobar
que cuando se excede de este tiempo los costos de mantenimiento son superiores al costo
de la inversión en equipos nuevos.
2.2. Bases teóricas
2.2.1. Ciclo combinado
En la turbina a gas, prácticamente toda la energía que no es convertida en el giro del eje
está disponible en los gases de escape para otros usos. La única limitación es la temperatura
final en la salida, que no debe ser reducida por debajo del punto de rocío para evitar
problemas de corrosión derivados del sulfuro en el combustible. El calor en el escape puede
ser usado en una variedad de formas. Si está totalmente utilizada para producir vapor en
una ca
el sist
energ
tempe
La tem
fuera
de sul
es lo t
2.2.2.
Un se
Mundi
propu
para l
un inc
Para p
el prim
aldera para
tema es un
ía eléctrica.
eratura de lo
mperatura e
líquido y 12
lfuro. Usand
típico en cic
Fig
Turbina
erio desarro
ial, pero la
lsión en avi
a década de
cremento en
producir una
mer paso ne
una turbin
n sistema c
. Una típica
os gases de
en la chimen
20°C si el co
do un ciclo
los combina
gura 1. Diagram
a gas
ollo de la tu
a atención
iones. La tu
e los 50´s,
n la variedad
a expansión
ecesario en
a a vapor,
combinado
moderna t
e escape de
nea podría
ombustible f
a vapor má
ados modern
ma de una plan
urbina a ga
fue rápidam
urbina a gas
desde ento
d de aplicac
a través de
un ciclo de
con el objet
gas/vapor.
turbina a ga
alrededor d
estar alrede
fuera gas na
ás complejo
nos. (Cohen
nta a Ciclo Com
as comenzó
mente tran
s comenzó a
nces este h
iones. (Coh
e una turbin
e una planta
to de aume
Normalmen
as usada en
de 600°C y u
edor de 140
atural, que c
la eficienci
n, p. 9)
mbinado. (Fuen
no mucho
sferida a l
a competir e
ha tenido un
en, p. 5)
na debe ser
a de turbin
entar la prod
nte es utiliz
n ciclo com
una eficienc
0°C si el com
contiene mu
a total sería
nte: Gianpolo,
antes de
os motores
en otros cam
n progresivo
previsto un
na a gas de
ducción de
zado para
binado tend
cia térmica d
mbustible q
ucho más ba
a de un 53,
p. 46)
la Segunda
s de turboj
mpos exitos
o mayor imp
radio de pr
ebe por tant
23
energía,
producir
dría una
de 34%.
uemado
ajo nivel
,5% que
Guerra
jet para
samente
pacto en
resión, y
to ser la
compr
que se
energ
energ
aumen
trabaj
en el
produ
repres
Un sis
compr
2.2.3.
La fun
cual, a
energ
o cent
resión del fl
er expandid
ía desarroll
ía desarrolla
ntar la tem
o es aire, u
aire el cua
ce una ma
senta la tur
stema simpl
resor, cáma
Compres
nción del com
al ser calent
ía de salida
trífugo. (Coh
luido de tra
o directame
ada por la
ada por la
peratura de
un medio mu
l ha sido co
ayor energí
rbina a gas
le de turbin
ra de comb
Figura 2. E
sor
mpresor es
tado y expa
requerida p
hen, p. 155
abajo. Si de
ente en la tu
turbina ser
turbina pue
el fluido de
uy adecuad
omprimido.
ía de salida
o la combu
a a gas est
ustión y tur
Esquema de un
de proporci
ndido a trav
por el proce
)
spués de la
urbina, y no
ría igual que
ede ser incr
trabajo an
o de hacer
La expansi
a adicional
ustión intern
tá represent
rbina. (Cohe
na Turbina a ga
onar alta pr
vés de la se
so. Los com
a compresió
o hubiera pé
e la absorb
rementada p
tes de la e
esto es por
ón del fluid
a la entre
na de la tur
tado en sus
en, p. 6)
as. Fuente: (Gia
resión, y dis
ección de la
mpresores us
n del fluido
érdidas en s
bido por el
por la adició
xpansión. C
r la combust
do de trabaj
egada en e
rbina en su
s principales
anpolo, p. 32)
sminuir el vo
turbina, pro
sados puede
o de trabajo
us compone
compresor.
ón de energ
Cuando el f
tión de com
jo caliente d
el compreso
más simple
s componen
olumen del
oporciona la
en ser de tip
24
o tuviera
entes, la
Pero la
gía para
luido de
mbustible
después
or. Esto
e forma.
tes por:
aire el
a
po axial
2.2.4.
Un ge
eléctri
eléctri
transf
eléctri
se pro
electro
2.2.5.
A co
funcio
Sis
Sis
Sis
Generad
enerador elé
ico entre d
icos son m
formación s
icos dispues
oduce un mo
omotriz (F.E
Sistema
ntinuación
onamiento d
stema de Ai
stema de ai
stema de gl
dor
éctrico es to
os de sus
áquinas de
e consigue
stos sobre u
ovimiento re
E.M.). Están
Figu
as auxiliare
se menci
e una plant
re de Fluido
re de enfria
ycol de enfr
odo disposi
puntos, llam
stinadas a
por la acc
una armadu
elativo entre
n basados en
ra 3. Generado
es
onan algu
ta termoeléc
o de trabajo
amiento a la
riamiento de
tivo capaz
mados polos
transforma
ción de un
ra (denomin
e los conduc
n la ley de F
or eléctrico. (F
nos sistem
ctrica a ciclo
o de turbina
turbina
el generado
de mantene
s, terminale
r la energía
campo mag
nada tambié
ctores y el c
Faraday. (Th
Fuente Gianpol
mas auxilia
o simple:
r
er una dife
es o bornes
a mecánica
gnético sob
én estator).
campo, se g
hotty, 2009
o, p.37)
res que i
rencia de p
s. Los gene
en eléctric
bre los cond
. Si mecánic
generará un
)
intervienen
25
potencial
eradores
ca. Esta
ductores
camente
a fuerza
en el
26
Sistema de combustible líquido
Sistema de inyección de agua
Sistema de gas combustible
Sistema de lubricación
Sistema de aceite de control
Sistema de arranque
Sistema de lavado de agua de compresor
Sistema contra incendio
2.2.6. Fallas
Es un evento no previsible, inherente a los sistemas productivos que impide que estos
cumplan función bajo condiciones establecidas o que no la cumplan. (COVENIN 3049-93, p.
4)
Es el deterioro o desperfecto en las instalaciones, máquinas o equipos que no permite su
normal funcionamiento. (Torres, p. 24)
Por la experiencia se puede decir que no existe ningún equipo o máquina que no presente
fallas a lo largo de su vida útil, la detección y reparación de las mismas no es suficiente, lo
importante es descubrir su origen y prever que no se repita en el futuro. Con una adecuada
gestión de mantenimiento es posible reducir los tiempos entre los mismos, y así los
perjuicios que ocasiona algún desperfecto.
2.2.6.1. Tipos de fallas:
A continuación se muestran los tipos de falla según la norma COVENIN 3049-93:
27
a) Por su alcance:
Parcial: es aquella que origina desviaciones en las características de funcionamiento de un
sistema productivo, fuera de límites especificados, pero no la incapacidad total para cumplir
su función.
Total: es aquella que origina desviaciones o pérdidas de las características de
funcionamiento de un sistema productivo, tal que produce incapacidad para cumplir su
función.
b) Por su velocidad de aparición:
Progresiva: es aquella en la que se observa la degradación del funcionamiento de un sistema
productivo y puede ser determinada por un examen anterior a las características del mismo.
Intermitente: es la que se presenta intermitentemente en lapsos limitados.
Súbita: es la que ocurre instantáneamente y no puede ser prevista por un examen anterior
de las características del sistema productivo.
c) Por su impacto
Menor: es aquella que no afecta los objetivos de producción o de servicio.
Mayor: es aquella que afecta parcialmente los objetivos de producción o servicio.
Crítica: es la que afecta totalmente los objetivos de producción o servicio.
d) Por su dependencia
Independiente: son fallas del sistema productivo cuyas causas son inherentes al mismo.
Dependiente: son fallas del sistema productivo cuyo origen es atribuible a una causa
externa.
28
2.2.7. Mantenimiento
El mantenimiento se define como la combinación de actividades mediante las cuales un
equipo o un sistema se mantiene en, o se restablece a, un estado en el que puede realizar
las funciones designadas. (Duffuaa, Raouf y Dixon, p. 29)
El objetivo del mantenimiento es conservar todos los bienes que componen los eslabones del
sistema directa e indirectamente afectados a los servicios, en las mejores condiciones de
funcionamiento, con un muy buen elevado nivel de confiabilidad, calidad y al menor costo
(Torres, p. 19)
2.2.7.1. Objetivos del mantenimiento
Los objetivos de mantenimiento deben ser específicos de cada empresa, y deben estar
alineados con las actividades ejecutadas en el área.
a) Máxima producción: asegurar la óptima disponibilidad y mantener la fiabilidad de los
sistemas, instalaciones, máquinas y equipos. Reparar las averías en el menor tiempo
posible.(Torres, p. 23)
b) Mínimo costo: reducir a la mínima expresión las fallas. Aumentar la vida útil de las
máquinas e instalaciones. Manejo óptimo del stock. Manejarse dentro de los costos
anuales regulares. (Torres, p. 23)
c) Calidad requerida: cuando se realizan las reparaciones en los equipos e instalaciones,
aparte de solucionar el problema, se debe mantener la calidad requerida. Mantener el
funcionamiento regular de la producción, eliminar averías que afecten la calidad del
producto. (Torres, p. 23)
d) Conservación de la energía: conservar en buen estado las condiciones ambientales.
Eliminar paros y arranques continuos. Controlar el rendimiento de los equipos.
(Torres, p. 23)
e) Conservación del medio ambiente: mantener las protecciones en aquellos equipos
que pueden producir fugas contaminantes. Evitar averías en equipos e instalaciones
correctoras de poluciones. (Torres, p. 24)
f) Higiene y seguridad: mantener las protecciones de seguridad en los equipos para
evitar accidentes. Adiestrar al personal sobre normas para evitar accidentes.
Asegurar que los equipos funcionen en forma adecuada. (Torres, p. 23)
29
g) Implicación del personal: obtener la participación del personal para poder
implementar el mantenimiento. Implicar a los trabajadores en las técnicas de calidad.
(Torres, p. 24)
2.2.7.2. Filosofía del mantenimiento
La filosofía del mantenimiento de una planta es básicamente la de tener un nivel mínimo de
personal de mantenimiento que sea consistente con la optimización de la producción y la
disponibilidad de la planta sin que se comprometa la seguridad. (Duffuaa, Raouf y Dixon, p.
32)
La filosofía del mantenimiento entonces es conseguir el máximo nivel de efectividad en el
funcionamiento del sistema productivo y de servicios con la menor contaminación de medio
ambiente y mayor seguridad para el personal al menor costo posible. (Torres, p. 19)
Se puede sintetizar la misión principal de mantenimiento, como: garantizar que el parque
industrial esté con la máxima disponibilidad cuando lo requiera el cliente (interno o externo)
o usuario, con la máxima confiabilidad y fiabilidad, durante el tiempo solicitado para operar,
con las velocidades requeridas de los equipos, en las condiciones técnicas y tecnológicas
exigidas previamente por el demandante, para producir bienes o servicios que satisfagan
necesidades, deseos o requerimientos de los compradores o usuarios, con los niveles de
calidad, cantidad y tiempo solicitados, en el momento oportuno al menor costo posible y con
los mayores índices de productividad y competitividad posibles, para optimizar su
rentabilidad y generar ingresos, involucrar siempre el mejoramiento continuo en todas las
facetas, al utilizar las mejores prácticas internacionales y científicas, centrado en el servicio
al cliente con la mayor oportunidad, por razón de la investigación y el desarrollo de la
tecnología de mantenimiento con base en la ciencia, al establecer habilidades y
competencias, con la administración de sistemas de costeo que permitan una facturación
adecuada a precios más competitivos que los del medio y tener en cuenta la posibilidad de
subcontratación en mantenimiento. (Mora, p. 40)
30
2.2.7.3. Tipos de mantenimiento
Según las Normas COVENIN 3049-93 los tipos de mantenimientos son:
Mantenimiento rutinario: es aquel que comprende actividades como: lubricación,
limpieza, protección, ajustes, calibración y otras; su frecuencia de ejecución es hasta
períodos semanales, generalmente es ajustado por las mismas operaciones de los
Sistemas Productivos y su objetivo es mantener y alargar la vida útil de dichos sistemas
evitando su desgaste. (COVENIN 3049-93, p. 1)
Mantenimiento programado: toma como basamento las instrucciones técnicas
recomendadas por los fabricantes, constructores, diseñadores, usuarios y experiencias
conocidas, para obtener ciclos de revisión y/o sustituciones para los elementos más
importantes de un sistema productivo a objeto de determinar la carga de trabajo que es
necesario programar. (COVENIN 3049-93, p. 1)
Mantenimiento por avería o reparación: se define como la atención a un sistema
productivo cuando aparece una falla. Su objetivo es mantener en servicio
adecuadamente dichos sistemas, minimizando sus tiempos de parada. Es ejecutado por
el personal de la organización del mantenimiento. (COVENIN 3049-93, p. 2)
Mantenimiento Correctivo: comprende las actividades de todo tipo encaminadas a
tratar de eliminar la necesidad de mantenimiento, corrigiendo las fallas de una manera
integral a mediano plazo. Las acciones más comunes que se realizan con: modificación
de elementos de máquinas, modificación de alternativas de proceso, cambio de
especificaciones ampliaciones, revisiones de elementos básicos de mantenimiento y
conservación. Este tipo de actividades son ejecutadas por el personal de la organización
de mantenimiento y/o por ende foráneos, dependiendo de la magnitud, costos,
especialización necesaria u otros; su intervención tiene que ser planificada y programada
en el tiempo para que su ataque evite paradas injustificadas. (COVENIN 3049-93, p. 2)
31
Mantenimiento circunstancial: este tipo de mantenimiento es una mezcla entre
rutinario, programado, avería y correctivo ya que por su intermedio se ejecutan acciones
de rutina pero no tienen punto fijo en el tiempo para iniciar su ejecución, porque los
sistemas atendidos funcionan de manera alterna; se ejecutan acciones que están
programadas en un calendario anual pero que tampoco tienen un punto fijo de inicio por
la razón anterior; se atiende averías cuando el sistema se detiene, existiendo por
supuesto otros sistema que cumpla su función; y el estudio de la fallas permite la
programación de su corrección eliminando dicha avería a mediano plazo. La atención de
los sistemas productivos bajo este tipo de mantenimiento depende no de la organización
de mantenimiento que tiene a dichos sistemas dentro de sus planes y programas, sino
de otros entes de la organización del sistema productivo, los cuales sugieren aumento en
la capacidad de producción, cambios de proceso, disminución de ventas, reducción de
personal y/o turnos de trabajo. (COVENIN 3049-93, p. 2)
Mantenimiento predictivo: La técnica está basada en el hecho que la mayoría de las
partes de la máquina darán un tipo de aviso antes de que fallen. Para percibir los
síntomas con que la máquina nos está advirtiendo requiere varias pruebas no
destructivas, tal como análisis de aceite, análisis de desgaste de partículas, análisis de
vibraciones y medición de temperaturas (White, 2010)
“Este mantenimiento consiste en el análisis de parámetros de funcionamientos cuya
evolución permita detectar un fallo antes de que tenga consecuencias más graves.”
(Torres, p. 136)
En general, el mantenimiento predictivo, consiste en estudiar la evolución temporal de
ciertos parámetros y asociarlos a la evolución de fallos, para así determinar en qué
período de tiempo, ese fallo va a tomar una relevancia importante, y así planificar todas
las intervenciones con tiempo suficiente, para que ese fallo nunca tenga consecuencias
graves. (Torres, p. 136)
Mantenimiento preventivo: El mantenimiento preventivo es la ejecución planificada de
un sistema de inspecciones periódicas, cíclicas y programadas y de un servicio de
trabajos de mantenimiento previsto como necesario, para aplicar a todas las
instalaciones, máquinas o equipos, con el fin de disminuir los casos de emergencias y
permitir un mayor tiempo de operación en forma continúa. (Torres, p. 130)
32
Mantenimiento preventivo es lo que se plantea y programa con el objeto de ajustar,
reparar o cambiar partes en equipos antes de que ocurra la falla o daños mayores,
eliminando o reduciendo al mínimo los gastos de mantenimiento, es decir, que es
necesario establecer controles con la finalidad de aumentar la productividad. (Nava, p.
16)
El estudio de las fallas de un sistema productivo deriva dos tipos de averías; aquellas
que generan resultados que obliguen a la atención de los sistemas productivos mediante
mantenimiento correctivo y las que se presentan con cierta regularidad y que ameritan
su prevención. El mantenimiento preventivo es el que utiliza todos los medios
disponibles, incluso estadísticos para determinar la frecuencia de las inspecciones,
revisiones, sustitución de piezas claves, probabilidad de aparición de averías, vida útil u
otras. Su objetivo es adelantarse a la aparición o predecir la presencia de fallas.
(COVENIN 3049-93, p. 2)
2.2.8. Mantenimiento preventivo en la industria
El mantenimiento preventivo se definió como una serie de tareas planeadas previamente,
que se llevan a cabo para contrarrestar las causas conocidas de fallas potenciales de las
funciones para las que fue creado. (Duffuaa, Raouf y Dixon, p. 77)
El mantenimiento preventivo puede ser definido como la conservación planeada de fábrica y
equipo, producto de inspecciones periódicas que descubren condiciones defectuosas. Su
finalidad es reducir al mínimo las interrupciones y una depreciación excesiva, resultantes de
negligencias. (Newbrought, p. 69)
2.2.8.1. Objetivos del mantenimiento preventivo:
• Aumentar al máximo la disponibilidad y confiabilidad del equipo. (Knezevic, p.20)
• Disminuir los costos de mantenimiento. (Knezevic, p.20)
33
2.2.8.2. Ventajas de la implementación del mantenimiento preventivo
A continuación se describen las ventajas de la ejecución de un mantenimiento preventivo
para cualquier industria (Perozo, A., Pág. 11 y 12)
• Disminuye el tiempo ocioso en relación a todo lo que se refiere a economía y
beneficio para los clientes, debido a menos paros imprevistos.
• Disminuye los pagos por tiempo extra de los trabajadores de mantenimiento en
ajustes ordinarios y en reparaciones en paros imprevistos.
• Menor número de reparaciones en gran escala y menor número de reparaciones
repetitivas, por lo tanto menor acumulación de fuerza de trabajo de mantenimiento y
del equipo.
• Aplazamiento o eliminación de los desembolsos por reemplazo prematuro de planta o
equipo debido a la mejor conservación de los activos e incremento de la vida
probable.
• Reducción de los costos de mantenimiento, de mano de obra y materiales, para las
partidas de activos que se encuentren en el programa.
• Identificación de los equipos que originen gastos de mantenimiento exagerados, lo
cual lleva a investigar y corregir las causas como: aplicación inadecuada, abuso del
operador, obsolescencia.
• Mejor control de las reparaciones, lo cual conduce a tener un inventario mínimo.
• Mayor seguridad para los trabajadores y mejor protección para la planta.
• Menor costo unitario por producción.
2.2.8.3. Rutinas de mantenimiento preventivo:
Se llaman rutinas a las acciones propias del mantenimiento: lubricaciones, inspecciones y
acciones de conservación y reparación preventiva propiamente dichas. (Nava, p. 53)
a) Lubricaciones: acciones cuyo propósito es el garantizar que los componentes
dinámicos, así como los estáticos que estén en contacto con aquellos, estén
debidamente lubricados con aceites y grasas adecuados y en las condiciones y
cantidad necesarias, dadas por las especificaciones técnicas del fabricante, como
garantía o seguro para reclamos futuros.
34
a) Inspecciones: son acciones que tienen por objeto detectar por medios sensoriales o
accesorios especiales el inicio de una condición que indica una falla incipiente. Estas
se especifican por la condición en que debe encontrarse el equipo en el momento de
realizarse la actividad.
a. Inspecciones en proceso: se realizan con la máquina en operación de una
forma sensorial o por el uso de instrumentos adecuados. Se pueden detectar
así síntomas específicos de anormalidad en la condición de un equipo.
b. Paradas por inspección: son aquellas que para ser efectuadas requieren tener
el equipo fuera de servicio. Caben aquí las acciones que por recomendaciones
de seguridad industrial deben ejecutarse con el equipo parado.
c. Reparaciones programadas: son las acciones que tienden a restablecer las
condiciones normales de un equipo o instalación. En estas se pueden incluir
las acciones de conservación de equipos principales, plantas industriales y
edificios. En general, son de dos tipos:
i. Reparaciones generales como consecuencia de inspecciones.
ii. Las que forman parte de los programas de mantenimiento preventivo.
2.2.9. Probabilidad
De manera general, podemos definir “probabilidad” como una medida de la posibilidad de
ocurrencia de un evento. (Yañez y col., 2004)
2.2.10. Estadística descriptiva
La Estadística Descriptiva se ocupa fundamentalmente del estudio de la variación o
dispersión, y para ello se apoya en herramientas matemáticas conocidas como
“Distribuciones de Probabilidad” que permiten organizar, describir, representar matemática y
gráficamente la información sobre variables y cuantificar su incertidumbre. (Yañez y col.,
2004)
35
2.2.10.1. Variable random, aleatoria o distribuida
Se denomina variable random, aleatoria o distribuida, a una variable “X” que por sus
características pueda tomar un conjunto de valores (x1, x2, x3, x4,... xn-1,) cada uno de los
cuales tiene una probabilidad de ocurrencia (p1, p2, p3, p4,... pn-1,), sin que se pueda
asegurar específicamente cual de todos estos probables valores tomará la variable. Las
variables aleatorias pueden ser continuas o discretas. (Yañez y col., 2004)
La función cuyo valor es un número real determinado por cada elemento en el espacio
muestral, se llama variable aleatoria. (Walpole, R.; 1984)
2.2.10.2. Distribuciones de probabilidad
Las Distribuciones de Probabilidad, son esencialmente modelos matemáticos que pueden
representarse gráficamente y que relacionan los diversos probables valores que puede tomar
una variable random, con la frecuencia de ocurrencia de cada uno de estos probables
valores. Tradicionalmente se clasifica a las distribuciones de probabilidad en dos grandes
familias: Distribuciones Paramétricas y Distribuciones No Paramétricas.
2.2.10.2.1. Distribuciones paramétricas de probabilidad
Las distribuciones paramétricas de probabilidad son funciones matemáticas teóricas, que
describen la forma en que se espera que varíen los resultados de un experimento, es decir,
funciones matemáticas que relacionan los diversos probables valores que puede tomar una
variable aleatoria, con la probabilidad de ocurrencia de cada uno de ellos. Debido a que
estas distribuciones tratan sobre expectativas de que algo suceda, resultan ser modelos
útiles para hacer inferencias y para tomar decisiones en condiciones de incertidumbre.
(Yañez y col., 2004)
Existen muchas distribuciones paramétricas de probabilidad de amplio uso en todo tipo de
análisis de confiabilidad y riesgo, tanto para variables discretas como para variables
continuas. A continuación se analizarán las más conocidas:
36
Distribuciones para Variables Aleatorias Continuas: Distribución Normal, Distribución
Lognormal, Distribución Exponencial, Distribución Weibull, Distribución Beta, Distribución
Gamma, Distribución Triangular, Distribución Uniforme, Distribución de Valor Extremo.
Distribuciones para Variables Aleatorias Discretas: Distribución Binomial, Distribución de
Poisson, Distribución Hipergonométrica, Distribución Geométrica.
2.2.10.2.1.1. Distribución Normal:
La distribución normal, también conocida como la distribución de Gauss, es la distribución de
propósito general más ampliamente utilizado. Es por esta razón por la que también están
incluidos en la distribución de toda la vida de uso común para la fiabilidad y el análisis de
datos de la vida. Hay quienes sostienen que la distribución normal es inadecuada para el
modelado de datos de toda la vida, porque el límite izquierdo de la distribución se extiende
hasta el infinito negativo. Esto posiblemente podría dar lugar a modelar tiempos negativos
hasta el fallo.
Es una distribución continua que se presenta con frecuencia cuando la vida útil de los
componentes se ve afectada desde un comienzo por el desgaste, sirve para describir muy
bien los fenómenos de envejecimiento de equipos, modelos de fatiga y fenómenos naturales.
En ésta distribución las fallas tienden a distribuirse de una forma simétrica alrededor de la
vida media. (Yañez y col., 2004)
La distribución normal responde a los parámetros μ y σ, que representan la media y la
desviación estándar de la distribución respectivamente; los cuales se estiman a partir de los
valores de pendiente e intercepto con el eje Y obtenidos de la recta alineada de la
distribución normal mediante el uso de transformaciones. (Yañez y col., 2004)
Hay tres condiciones observables en las variables que siguen la Distribución Normal:
1. El valor más probable de la variable es el valor central, promedio, average o media de la
distribución
2. La variable podría, indistintamente, tomar un valor por debajo o por encima de la media
(Simetría alrededor de la media).
37
3. Es más probable que la variable tome un valor cerca de la media que lejos de ella (de los
valores de una distribución normal, aproximada-mente el 68 % están dentro del rango de
una desviación estándar alrededor de la media).
La función para la Distribución de Densidad de Probabilidad f(x), es:
( ) = √ × (1)
Donde:
µ= media
σ= desviación estándar
Esta función queda representada de la siguiente forma, figura 4:
Figura 4. Distribución Normal (Yañez y col., p. 82)
2.2.10.2.1.2. Distribución LogNormal
La distribución LogNormal se genera a partir de los parámetros μ y σ debido a que el
logaritmo de una variable aleatoria LogNormal es una variable aleatoria normal con media μ
y desviación estándar σ (Barlow,1998, p.29). La distribución, puede tomar varias formas
pero siempre con tendencia o cola hacia su derecha (sesgo positivo); la razón para ser
menos conocida que la distribución de Weibull, es que su función de supervivencia no tiene
forma cerrada, esto es importante para la estimación de sus parámetros que siempre tienen
la tendencia de ser muy altos (Ramakumar,1993;p.96). (Mora, p. 118)
38
Los valores de μ y σ no son la media y la desviación estándar de la variable aleatoria, sino
de su logaritmo. Los tiempos de reparación de componentes se ajustan bien a este modelo
de distribución (Ramakumar,1993;97). También el estudio de mecanismos de falla revela
que frecuentemente se puede observar que la fatiga de materiales sigue una distribución
LogNormal (Gnedenko y otro,1999,22) (Vallejo,2004,62-64). La distribución LogNormal
sirve para representar la vida de ciertos componentes electrónicos (Nachlas,1995,103).
(Mora, p. 118)
La Distribución Lognormal es ampliamente usada para variables que muestran valores que
tienen un alto sesgo o tendencia; muchos de los valores ocurren cerca del valor mínimo. Los
parámetros de la distribución Lognormal son: La media logarítmica “μt” y la desviación
estándar logarítmica “σt”. (Yañez y col, p. 84)
Hay cuatro características de las variables que siguen la distribución Lognormal (Yañez y col,
p. 84):
La variable puede crecer sin límite, pero no puede tomar valores negativos.
La variable muestra un alto sesgo o tendencia hacia los valores mínimos.
La variable puede ser muy dispersa, y sus probables valores pueden variar hasta en
órdenes de magnitud.
El logaritmo natural de los valores dará como representación gráfica una curva
normal.
En la figura N°5 se muestra la forma gráfica de la función de distribución LogNormal:
Figura N°5. Distribución LogNormal (Yañez y col., p. 85)
39
Variables físicas y procesos de deterioro pueden ser representados con la Distribución
Lognormal.
La función para la Distribución de Densidad de Probabilidad f(x), es:
( ) = √ ( ) (2)
Se debe tener en cuenta que si Y tiene la distribución logarítmica normal con parámetros μ y
σ2, entonces X = ln Y tiene una distribución normal con μ media y la varianza σ2. Se puede
demostrar por métodos avanzados de que si Y es una variable aleatoria lognormal con
parámetros μ y σ2, entonces la media E (Y) y la varianza V (Y) se dan por (Navidi, p. 257):
Media: ( ) = ⁄
Varianza: ( ) = −
Tenga en cuenta que si Y tiene la distribución logarítmica normal, los parámetros μ y σ2 no
se refieren a la media y la varianza de Y. Se refieren a la media y la varianza de la variable
aleatoria normal Ln Y. (Navidi, p. 257)
2.2.10.3. Función Acumulada o Función de Densidad Acumulada
En muchas ocasiones no nos interesa tanto conocer la probabilidad de que la variable
aleatoria X tome exactamente un determinado valor xi, sino la probabilidad de que tome
valores menores o iguales que un cierto valor xi. En tales casos es necesario acumular los
distintos valores de la función de probabilidad hasta el valor deseado. Se trata de una nueva
aplicación llamada Función de Distribución, o Función Acumulada de Densidad. (Yañez y col.,
2004)
Normalmente esta función se simboliza por F(x), y básicamente asocia a cada valor de la
variable aleatoria discreta con la probabilidad acumulada hasta ese valor (la probabilidad de
que X tome valores menores o iguales a xi).
40
2.2.11. Hipótesis Estadística
La prueba de hipótesis estadística es quizás el área más importante de la teoría de decisión.
Se define Hipótesis estadística como una suposición o enunciado, que pueden o no ser
verdaderos, relativos a una o más poblaciones. (Walpole, R.; 1984)
2.2.12. Prueba de Bondad de Ajuste
Una vez que se han definido las Distribuciones Hipótesis teóricas que pudieran representar a
la variable aleatoria de interés, el siguiente paso consiste en determinar cuál de esas
posibles distribuciones es la que mejor ajuste hace con el conjunto de datos. Para ello se
utilizan las llamadas Pruebas de Bondad de Ajuste.
Bondad de ajuste puede definirse como la probabilidad de reproducir el conjunto de datos de
la muestra, a partir de una Distribución Teórica Paramétrica seleccionada. (Yañez y col,
2004)
Existen diferentes pruebas de Bondad de Ajuste dentro de las cuales se pueden mencionar la
Prueba de Chi - Square, la de Kolmogorov - Smirnov y la de Anderson – Darling.
2.2.12.1. Prueba de Chi-Cuadrado
La prueba de Chi – Cuadrado es una de las pruebas de bondad de ajuste más comúnmente
utilizada.
El valor del test de Chi – Cuadrado viene dada por la aplicación de la siguiente ecuación:
= ∑ ( ) (3)
donde:
m = Número de clase
freci = Valor de la frecuencia o probabilidad observada para una clase del histograma
41
pi = Probabilidad teórica de observar Xi calculada con la distribución de densidad de
probabilidad hipotética f(x).
En el cálculo del valor crítico para la prueba de Chi – Cuadrado se busca conseguir el valor
correspondiente al percentil 1 - α de una distribución Chi – Square con N – 1 grado de
libertad (N es el número de intervalos o clases). Estas soluciones están tabuladas en la
figura que se muestra a continuación, a la cual se entra con los grados de libertad (df en la
tabla) y el nivel de confidencia o percentil de confianza (Per Cent en la tabla).
Una vez que se hace el análisis estadístico de Chi – Cuadrado se compara el valor obtenido
con el valor crítico. Si dicho valor es mayor que el valor crítico la hipótesis debe ser
rechazada, es decir, la distribución no hace buen ajuste.
Figura 6.- Valores Críticos – Test X2. (Fuente: Yañez y col., p.104)
Cuando se trabaja con distribuciones continuas esta prueba puede no ser la más adecuada,
pero es ampliamente conseguida en los softwares comerciales. Su debilidad estriba en que
no hay un procedimiento claro para seleccionar el número de intervalos. En algunos casos se
pudiera llegar a diferentes conclusiones a partir del mismo conjunto de datos dependiendo
de los intervalos o número de clases. Esta prueba arroja sus mejores resultados cuando las
muestras son grandes.
42
2.2.13. Ingeniería en confiabilidad
En su forma más general, la Ingeniería de Confiabilidad puede definirse como la rama de la
ingeniería que estudia las características físicas y aleatorias del fenómeno “falla”.
La ingeniería en confiabilidad fue desarrollada en un principio por la industria de la aviación
comercial de los Estados Unidos, en cooperación con entidades gubernamentales como la
NASA y privadas como la Boeing constructor de aviones. Desde 1974, Departamento de la
Defensa de los Estados Unidos, ha usado el Mantenimiento Centrado en Confiabilidad
(M.C.C.), como la filosofía de mantenimiento de sus sistemas militares aéreos. El éxito del
M.C.C. en el sector de la aviación, ha hecho que otros sectores tales como la generación de
energía (plantas nucleares y centrales hidroeléctricas), petroleras, químicas, gas y refinación
y la industria de manufactura, se interesen en implantar esta filosofía de gestión de
mantenimiento, adecuándola a sus necesidades de operaciones.
Para otros autores, se puede definir como un sistema metódico para diseñar programas de
mantenimiento que aumenten la confiabilidad de los equipos con un mínimo costo y riesgo;
para ello combina aplicaciones de mantenimiento preventivo, predictivo y monitoreo de
condición.
2.2.13.1. Función de Confiabilidad
Según Duffuaa y col. (2000), la función de confiabilidad, a veces denominada función de
Supervivencia, es una función complementaria de la función distribución, definida como:
( ) = 1 − ( ) = ( ) (4)
Definiendo la función de confiabilidad en la distribución normal como:
( ) = √ × × (5)
Y para
No ex
solucio
funció
a distribució
xiste una s
ones se pue
ón queda rep
-0.2000
0.0000
0.2000
0.4000
0.6000
0.8000
1.0000
1.2000
0.1
15
D
ón Lognorma
solución de
eden obten
presentada
Figura 7
Figura 8.-
Fu
1.5
2.9
4.3
5.7
7.1
8.5
99
Desviación alta
Desviación baja
al como:
( ) =forma cer
er a través
de la siguie
7.- Función de
- Función de C
unción de Cocon va
9.9
11.3
12.7
14.1
15.5
16.9
183
√rrada para
s de la utiliz
ente forma,
e Confiabilidad
Confiabilidad en
onfiabilidad Rrias desviac
18.3
19.7
21.1
22.5
23.9
25.3
267
×
la función
zación de ta
ver figura N
d en Normal (A
n LogNormal (
R(ti) para disiones y una
26.7
28.1
29.5
30.9
32.3
33.7
351
Desviación baja
Desviación alta
normal de
ablas norma
N°6:
A. Mora, p. 115
(A. Mora, p. 12
stribución Lomisma medi
35.1
36.5
37.9
39.3
40.7
42.1
435
R(ti) con
R(ti) con
R(ti) con
R(ti) con
R(ti) con
R(ti) con
R(ti) con
e confiabilid
ales estánd
5)
21)
ogNormal ia
43.5
44.9
46.3
47.7
49.1
tj
n Desv. 0.1
n Desv. 0.2
n Desv.
n Desv. 0.8
n Desv. 1
n Desv. 3
n Desv. 5
43
(6)
dad. Las
ar. Esta
44
2.2.13.2. Función de Riesgo
Según Yañez y col., la función de velocidad de incremento del peligro o tasa de fallas h(t),
es un camino alternativo a la función confiabilidad R(t), para describir el comportamiento de
la variable aleatoria tiempo para la falla. La función h(t) describe el comportamiento del
numero de fallas de una población por unidad de tiempo, y viene dada por la siguiente
expresión:
ℎ( ) = ( )( ) (7)
La función h(t) es una característica única de la variable tiempo para fallar de una población
de componentes, equipos o sistemas y la misma puede ser creciente (el número de
componentes de la población que fallan por unidad de tiempo aumenta progresivamente),
decreciente (el número de componentes de la población que fallan por unidad de tiempo
disminuye progresivamente), o constante.
El análisis del comportamiento de fallas de una gran cantidad de poblaciones de
componentes o equipos observados durante largos períodos de estudio, han mostrado una
función tasa de fallas decreciente en el primer período, la primera etapa del período de
observación (fenómeno conocido como mortalidad infantil), seguido por una función tasa de
fallas aproximadamente constante, y finalmente una función tasa de fallas creciente durante
la última etapa del período de observación. La figura 9 muestra la forma que toma la función
tasa de fallas para el comportamiento previamente descrito.
Figura 9.- Comportamiento típico de h(t) para poblaciones de componentes (Fuente: Yañez y col., p.194)
45
La forma de la función h(t) mostrada en la figura 9, es ampliamente conocida como curva de
la bañera.
2.2.13.3. Número Esperado de Fallas
Es la función acumulada de fallas (H(t)), es la probabilidad que la variable t tome valores
menores o iguales a un cierto valor, se obtiene integrando la tasa de fallas en el intervalo
0≤ t ≤ ∞. O lo que es lo mismo, es el número de fallas en un intervalo (0, tp) (Duffuaa, y
col; p. 409)
= ( ) (8)
( ) = h(t) = tasa de fallas
Definiéndose para la distribución normal como:
= √ ×√ × (9)
Y definiéndose para la distribución Lognormal como:
= √ ×√ × (10)
2.2.13.4. Curva de la bañera
La Curva de la Bañera es un gráfico que muestra el probable comportamiento de la tasa de
fallas de un tipo de componente o equipo para diferentes instantes de tiempo; y se
construye observando y registrando el comportamiento histórico de fallas de una población
de ese tipo de componente o equipo. Tal como se muestra en la figura 10.
46
Figura 10.- Curva de la bañera (Yañez y col; p. 195)
Las diferentes acciones que se decidan sobre las tareas a realizar por parte de
mantenimiento (y producción), dependen entre otros parámetros de la curva de la bañera o
Davies, tal como se observa en la figura 11, donde se muestra la evolución en el tiempo
frente a la Tasa de Fallas λ(t) y el valor del parámetro de forma βeta del equipo que se
evalúa, acorde a su valor para ese momento del equipo, se selecciona si las tareas de
mantenimiento deben ser correctivas, modificativas, preventivas o predictivas, al tener en
cuenta la fase en que se encuentre el elemento o sistema. A partir de la curva se define el
nivel II operacional de mantenimiento. (Mora, p.77)
Figura 11.- Fases de la curva de la bañera ( Mora, p. 78)
Fase I de rodaje o Fase I de rodaje o mortalidad infantilmortalidad infantil
Fase II de madurez o de Fase II de madurez o de vida vida úútiltil
λλ(t) = (t) =
Tasa de Fallas Tasa de Fallas
βeta, factor de formaque se obtiene por cálculo de la pendiente al darle forma lineal a la distribución de Weibull.
Fase III de Fase III de envejecimientoenvejecimiento
Las fallas en esta fase I se deben normalmente a: defectos de materiales, diseños deficientes, montajes inadecuados, mantenimientos incorrectos, calidad deficiente en elementos y repuestos, etc. Zona del debugging
Las fallas en la fase II se originan básicamente por operación indebida de los equipos, sobrecarga en la capacidad de producción, cambios constantes en las condiciones funcionamiento, etc. En general se debe a causas inmediatas o básicas causadas por condiciones técnicas de equipos o del recurso humano
Las fallas de la fase III se fundamentan en el desgaste de los elementos, envejecimiento o la pérdida de funcionalidad. Son causadas por el exceso uso, desuso o abuso; se generan por el tiempo o por las inclemencias del entorno. Es la etapa de sustitución y reposición de los dispositivos y máquinas que llegan a la parte derecha de la curva, cuando su mantenimiento es más costoso que reemplazarlos, o cuando su funcionalidad es más cara que sustituirlos por nuevos
1 1 constanteconstante00 11
Etapa I de la
fase III
Etapa II de la
fase III
Etapa III de la
fase III
2 2 constante constante 22 o mayoro mayor
Fallas Fallas tempranastempranas
Fallas Fallas aleatoriasaleatorias
Fallas de Fallas de desgastedesgaste
47
El comportamiento de la Tasa de Fallas en la fase I es decreciente, en la medida que pasa el
tiempo la probabilidad de que ocurra una falla disminuye, las operaciones sugeridas en esta
fase son las de tipo correctivo y modificativo, en especial esta última, dado que las fallas que
aparecen habitualmente son diferentes, la eliminación de fallas sucesivas recurrentes
normalmente se logra mediante la aplicación de la metodología análisis de fallas FMECA. Las
acciones modificativas permiten corregir cualquier defecto de diseño o montaje, calidad de
materiales, métodos inadecuados de mantenimiento o cualquier otra falla característica de
esta fase. (Mora, p.77)
La fase II se tipifica por fallas enmarcadas en origen técnico, ya sea de procedimientos
humanos o de equipos, las acciones que más se adaptan a esta etapa son de las de tipo
correctivo, cuando las fallas son esporádicas; en el evento de ser fallas crónicas se actúa con
FMECA y acciones modificativas. La probabilidad de falla en esta fase II es constante,
indiferente del tiempo que transcurra. (Mora, p.77)
Durante la fase III se observa un incremento paulatino de la tasa de fallas en la medida que
aumenta el tiempo hacia la derecha, en esta sección se presentan varias etapas: en el ciclo I
de la fase III, la tasa de fallas empieza a aumentar en forma suave, es decir su incremento
es bajo y crece hacia la derecha en forma leve, las fallas que aparecen son conocidas y se
empieza a tener experiencia y conocimiento sobre ellas, son debidas a los efectos del tiempo
por causas de uso, abuso o desuso; en esta fase ya se pueden empezar a utilizar acciones
planeadas de tipo preventivo ya que las fallas se conocen y se tiene algún control sobre
ellas, es la etapa donde la ingeniería de confiabilidad principia a tener dominio sobre el
sistema, es la zona de ingeniería por excelencia; en la etapa II de la fase III se incrementa
la tasa de fallas en forma constante con pendiente positiva en forma rectilínea, en esta
sección se inicia la transición de acciones preventivas hacia acciones predictivas, el
comportamiento de las fallas empieza a ser predecible, es la franja donde se logra
implementar de una forma sólida las acciones preventivas, por último aparece la zona III de
la fase III de envejecimiento puro, donde la vida útil del elemento se acelera y la tasa de
fallas se incrementa aceleradamente, en esta etapa normalmente se estabiliza el uso de
acciones predictivas y cuando estas ya no mejoran la mantenibilidad de la máquina se usa la
reposición o sustitución como única alternativa, en esta etapa III de la fase III aún se
continúa con el uso de técnicas preventivas y eventualmente correctivas y modificativas, la
mayoría de las fallas son causadas por acción del tiempo y como tal se usan las acciones
predictivas para tipificar el comportamiento futuro de los elementos con el fin de conocer su
verdadera vida útil en tiempo presente. (Mora, p.78)
48
2.2.13.5. Análisis modo, efecto, causas y criticidad de las fallas (FMECA o AMEF)
Los métodos para ahorrar recursos en mantenimiento pueden ser varios, pero entre ellos
sobresalen dos: uno que consiste en ampliar los períodos entre mantenimientos planeados
(esto se puede lograr mediante el control de los parámetros CMD, βeta y asociados, con el
fin de que no se incrementen las fallas conocidas ni aparezcan nuevas en estos períodos de
expansión entre tareas proactivas), y el segundo método y quizás el más exitoso para lograr
grandes ahorros en mantenimiento es el análisis de fallas que sirve para erradicar o
controlar fallas reales o potenciales en los elementos o equipos. (Mora, p. 199)
La metodología de análisis de fallas se constituye por sí misma en uno de los instrumentos
avanzados de mantenimiento más útiles y usados en varios niveles de mantenimiento. Tanto
el Mantenimiento Productivo Total como el Mantenimiento Centrado en Confiabilidad (RCM)
lo aplican, más sin embargo es independiente de ellos, se aplica indiferente del nivel en que
se encuentre la empresa y no pertenece a ninguna de las tácticas conocidas.(Mora, p. 199)
El FMECA presenta dos opciones: cuando se desconoce la causa de la falla y cuando se sabe
de todas (o la mayoría) las fallas reales y/o potenciales con sus correspondientes causas. En
el primero de los casos se utiliza la metodología de análisis de fallas y en la segunda se
aplica el procedimiento FMECA. Es posible confundir este último con la metodología que usa
el RCM para llegar a establecer el mapa (o matriz) o valoración del riesgo, existe una
diferencia muy especial entre ambos sistemas, el RCM en su valoración de riesgos solo
utiliza los parámetros de Severidad y Ocurrencia, mientras que el procedimiento FMECA usa
tres parámetros: Severidad, Ocurrencia y Probabilidad de Detección. (Que juntos conforman
la base de evaluación del RPN (Número de Riesgo Prioritario), (Stamatis, 1995,120)).(Mora,
p. 199)
Las fallas se clasifican internacionalmente en críticas, degradantes, incipientes y
desconocidas según la Casa OREDA, en análisis de fallas se establecen dos tipos: crónicas y
esporádicas; las primeras de ellas son las verdaderamente importantes ya que los tiempos
de no funcionalidad que implican son mucho más grandes en el tiempo que los períodos no
productivos de las esporádicas, aún siendo estas últimas más impactantes, dramáticas y
preocupantes ante las directivas, pues son más visibles. (Mora, p. 200)
En la figura N°12 se muestra la aplicabilidad de FMECA y el Mantenimiento centrado en
confiabilidad (RCM) según falla y causa.
49
Figura 12. Aplicabilidad de FMECA y RCM según falla y causa. (Mora A. 2009, p. 200)
2.2.13.5.1. Metodología para el FMECA
Según Mora (2009, p. 212), El método procedimental FMECA parte del concepto de que ya
se conocen todas las fallas reales y potenciales, se sabe de los modos de fallas en que se
pueden presentar y se tiene un perfecto dominio de todas las funciones principales y
auxiliares de los elementos o máquinas a evaluar con el procedimiento.
Las etapas de desarrollo del procedimiento FMECA son (Mora, p. 212):
Describir las funciones: primaria y secundarias de los equipos.
Establecer todas las fallas funcionales reales y potenciales conocidas.
Los modos de fallas
Evaluar las consecuencias y los efectos de cada modo de falla, con su falla y su
función.
Medir el RPN mediante la evaluación de la severidad, la probabilidad de ocurrencia y
la posibilidad de detección.
Establecer las acciones correctivas o planeadas
Realizar las tareas
Medir nuevamente el RPN y replantear las acciones
Inicialmente, se debe definir el volumen de control del elemento o máquina a evaluar. El
volumen de control define los elementos a ser estudiados y solo se tienen en cuenta los que
están considerados dentro de los límites establecidos.
FallasFallas
ConocidasConocidas PotencialesPotenciales DesconocidasDesconocidas
MetodologMetodologíía a ananáálisis de Fallaslisis de Fallas
Procedimiento Procedimiento FMECAFMECA
MMéétodo todo ananáálisis lisis RCMRCM
Causa (s) Causa (s) conocida (s)conocida (s)
Causa (s) Causa (s) desconocida (s)desconocida (s)
Una vez se estudia y conoce la falla y sus causas Una vez se estudia y conoce la falla y sus causas raraííces, inmediatas, bces, inmediatas, báásicas y sus controles se puede sicas y sus controles se puede
entrar a procedimiento FMECA.entrar a procedimiento FMECA.
Proceso Proceso RCFARCFA
50
Se establecen posteriormente las fronteras del sistema a evaluar, mediante los límites y las
condiciones de entrada y salida como las unidades y los elementos que las componentes.
Para a continuación se describir las unidades que componen el sistema principal. En cada
elemento, unidad y sistema se denotan las características técnicas, por medio de las cuales
se pueden identificar las fallas funcionales, los modos de fallas y las funciones.
El siguiente paso consiste en describir las funciones del equipo, tanto la principal (primaria)
como las secundarias. Las funciones auxiliares de apoyo logístico o secundarias son
actividades que le ayudan al sistema a cumplir su función primaria. La denominación de las
funciones se realiza con números enteros. (Mora, p. 216)
A continuación se definen las fallas funcionales reales y potenciales para cada una de las
funciones descritas (primarias y secundarias), se denotan con letras mayúsculas. La
aplicación del procedimiento FMECA implica conocer de manera profunda todas las
circunstancias y eventos que conllevan a la falla de función principal o secundaria del
sistema, tanto para casos reales como potenciales. Se deben conocer todas las causas
inmediatas, básicas y raíces de las diferentes fallas funcionales, para esto es necesario
aplicar los métodos de análisis de fallas y Análisis causa raíz en forma previa, de tal manera
que se llegue a determinar todas las causas de falla que hace que el sistema deje de operar
y funcionar debidamente. (Mora, p. 217)
Las fallas tienen varias clasificaciones, dependiendo del enfoque que se evalúe (Mora, p.
218):
Fallas internacionales OREDA: críticas, degradantes, incipientes y desconocidas.
Fallas esporádicas y crónicas o recurrentes, desde la óptica de fallas.
Posteriormente, se describen los modos de falla, son los que causan el estado de falla en el
equipo o inciden indirectamente para que este evento ocurra. La definición de los modos de
falla consiste en establecer todas las fallas factibles reales o potenciales, o similares en
equipos idénticos o afines. Se deben enlistar cada una de las fallas funcionales para cada
una de las funciones descritas. Es recomendable, entre 3 y 15 fallas funcionales por cada
función enunciada, en el evento en que se requieran más fallas funcionales se sugiere más
bien especificar más la función y abrirla en dos; para los modos de falla igual que lo anterior
51
se sugiere entre 3 y 15, como también en el caso de necesitar más modos de falla es
preferible abrir la falla funcional en dos. (Mora, p. 218)
Se deben describir todas las fallas factibles, con el fin de que al llevar a cabo las
operaciones de mantenimiento que las eliminen o controlen mediante su reparación o
mantenimiento. Los modos de fallas pueden ser físicos, de desgaste, humano, etc. Se debe
trabajar estrictamente con causas raíces y no con síntomas o efectos, ni con causas básicas
ni inmediatas ya que ellas no erradican el problema. Se presta más relevancia a la falla en sí
y a su modo de falla que a los eventos o circunstancias anexas. La nomenclatura de los
modos de fallas se hace con números enteros. (Mora, p. 218)
Los modos de falla se pueden clasificar en (Mora, p. 218):
• Falla Completa - Se pierde totalmente la funcionalidad del sistema o equipo.
• Falla Parcial - El sistema opera adecuadamente, pero con posibles restricciones.
• Falla Intermitente - La falla se presenta en forma discontinua en el tiempo, lo ideal es
que falle permanentemente para evaluar sus posibles causas raíces.
• Falla con el tiempo - Sucede en elementos con el uso, el abuso, el desgaste, etc.
• Sobre desempeño de la función - El equipo se utiliza inadecuadamente por encima (o
por debajo) de sus capacidades.
Las consecuencias de las fallas se miden mediante la evaluación del impacto de ellas sobre:
la organización, sus componentes, las máquinas o sus componentes. Es probable que las
consecuencias sean más importantes que las características técnicas de las fallas en sí
mismas. Consiste en la descripción de lo que ocurre en cada modo de falla. (Mora, p. 218)
Las consecuencias a que se da lugar en la ocurrencia de fallas mediante su modo, al actuar
bajo una determinada falla funcional en una función específica, pueden ser clasificadas
según su efecto, así (Mora, p. 218):
• Pérdida de vidas humanas.
• Pérdidas materiales mayores.
• Daños parciales o totales de equipos.
• Pérdidas de producción o servicios.
• Daños parciales o permanentes en el medio ambiente.
52
Según su categoría, se pueden organizar de la siguiente manera (Mora, p. 219):
• Consecuencias de fallas ocultas. - Normalmente no inciden directamente pero pueden
llegar a generar paradas serias y catastróficas. Generalmente están en los sistemas
de protección sin seguridad inherente.
• Consecuencias ambientales y seguridad física y humana. - Normas, leyes,
contaminación, violación, seguridad, muertes, accidentes fatales, etc.
• Consecuencias Operacionales. - Pueden afectar calidad, seguridad, cantidad, atención
al cliente, reprocesos, desperdicios, etc. además de la reparación.
• Consecuencias No Operacionales. - Solo implican el costo de la reparación.
Una vez se establecen todas las funciones, sus fallas funcionales y sus correspondientes
modos de fallas, se procede a calificar la severidad, la posibilidad de ocurrencia y la
probabilidad de detección temprana de las fallas, con el fin de constituir el valor del RPN con
el cual se jerarquizan las tareas correctivas, modificativas y proactivas a realizar con el fin
de erradicar o controlar las fallas. (Mora, p. 219)
Cálculo del RPN
DxOxSDeteccióndeobabilidadxOcurrenciadedPosibilidaxSeveridadRPN == Pr (11)
El cálculo de la Severidad se realiza en dos partes, una de ellas asigna unos valores
probabilísticos a cada criterio y en la segunda parte que se obtiene por análisis de las tablas
internacionales de valores de los distintos criterios de severidad. (Mora, p. 219)
La calificación de la Severidad se realiza mediante el concurso de cinco criterios:
• FO - Fallas Ocultos
• SF - Impacto Seguridad Física
• MA - Impacto Medio Ambiente
• IC - Impacto en Imagen Corporativa
• OR - Costos de Reparaciones o Mantenimientos
• OC - Efectos en Clientes
53
Estimación de la Severidad
SKxOCKxORKxICKxMAKxSFKxFO OCORICMASFFO =+++++=Severidad (12)
Donde los coeficientes de los factores son constantes (su suma es de 1.0 o del 100%), así
(Mora, p. 219):
%505.0;%3030.0;%3030.0;%1010.0;%2020.0;%505.0
óKóKóKóKóKóK
OCORIC
MASFFO
======
Los valores de los criterios de severidad se discuten, acorde al caso específico y a las
circunstancias, mediante la obtención de los valores a partir de las opciones que se
muestran en la figura 13.
Los valores de posibilidad de ocurrencia y probabilidad de detección, se logran por análisis
de acuerdo a las circunstancias propias de la falla y equipo en cuestión y se determinan a
partir de las tablas descritas en la figura 13.
54
Figura 13. Tablas de los valores de criterios de Severidad, de Ocurrencia y Detección (Mora A. 2009, p. 221)
El proceso continúa con la evaluación sobre cada uno de los modos de fallas descrito, una
vez se cuenta con la evaluación se procede a su clasificación y jerarquización para
determinar la prioridad de ejecución de las tareas correctivas, modificativas o proactivas de
mantenimiento. Luego se planifica la logística de ejecución, mediante la asignación de
recursos físicos y humanos requeridos para la realización, se definen los responsables de la
puesta en marcha de las tareas y las fechas de actuación, se determinan qué tareas se
pueden llevar a cabo en forma simultánea, las predecesoras y las posteriores en cada una
de ellas, de tal forma que se reduzcan costos y tiempos de todas las tareas a realizar.
(Mora, p. 221)
Una vez se han ejecutado todas las actividades planeadas o no derivadas del procedimiento
FMECA, se realiza nuevamente la evaluación del RPN, mediante la valoración vigente
(después de realizadas las tareas acordadas) de los parámetros de Severidad, Ocurrencia y
Detección, se establece en forma reiterativa la jerarquización, la asignación de recursos, la
OcurrenciaFrecuente - 1 falla en 1 mes - 4 4Ocasional - 1 falla en 1 año - 3 3Remota - 1 falla en 5 años - 2 2Poco probable - 1 falla en 20 años - 1 1
DetecciónNula - No se puede detectar una causa potencial / mecanismo y modo de fallo subsecuente - 4 4
Baja - Baja probabilidad para detectar causas potenciales/mecanismos y modos de fallos subsecuentes - 3 3
Media - Mediana probabilidad para detectar causas potenciales / mecanismos y modos de fallos subsecuentes - 2 2
Seguro - Siempre se detectarán causas potenciales / mecanismos y modos de fallos subsecuentes - 1 1
FO - Fallos Ocultos
No existen fallas ocultas que puedan generar fallas múltiples posteriores - 0 0Existe una baja posibilidad de que la falla NO sea detectada y ocasione fallas múltiples posteriores - 1 1En condiciones normales la falla siempre será oculta y generará fallas múltiples posteriores - 2 2Existe una baja posibilidad de que la falla SÍ sea detectada y ocasione fallas múltiples posteriores - 3 3La falla siempre es oculta y ocasionará fallas múltiples graves en el sistema - 4 4
SF - Seguridad Física
No afecta Personas ni equipos - 0 0Afecta a una Persona y es posible que genere incapacidad de tipo temporal - 1 1Afecta de dos a cinco Personas y puede generar incapacidad de tipo temporal - 2 2Afecta a más de cinco Personas y puede generar incapacidad de tipo temporal o permanente - 3 3Genera incapacidad permanente o la muerte, a una o más Personas - 4 4
MA - Medio Ambiente
No afecta el medio ambiente - 0 0Afecta el MA pero se puede controlar. No daña el Ecosistema. - 1 1Afecta la disponibilidad de recursos sociales y el Ecosistema. Es reversible en menos de seis meses con un valor inferior a 5.000 dólares. - 2 2Afecta la disponibilidad de recursos sociales y el Ecosistema. Es reversible en menos de tres años con un valor inferior a 50.000 dólares. - 3 3Afecta los recursos sociales y el Ecosistema. Es reversible en más de tres años o es irreversible. Su impacto social y ecológico es superior a los 50.000 dólares. - 4 4
IC - Imagen Corporativa
No es relevante - 0 0Afecta credibilidad de clientes pero se maneja con argumentos - 1 1Afecta credibilidad de clientes pero se maneja con argumentos e inversión inferior a 1.000 dólares - 2 2Afecta credibilidad de clientes pero se maneja con argumentos e inversión entre 1.000 y 10.000 dólares - 3 3
Afecta credibilidad de clientes pero se maneja con argumentos e inversión mayor a 10.000 dólares. Puede ser irreversible. - 4 4
OR - Costos de Reparación
Entre 1 y 50 dólares - 0 0Entre 51 y 500 dólares - 1 1Entre 501 y 5.000 dólares - 2 2Entre 5.001 y 50.000 dólares - 3 3Mayor a 50.001 dólares - 4 4
OC - Efectos en Clientes
Entre 1 y 50 dólares - 0 0Entre 51 y 500 dólares - 1 1Entre 501 y 5.000 dólares - 2 2Entre 5.001 y 50.000 dólares - 3 3Mayor a 50.001 dólares - 4 4
OcurrenciaFrecuente - 1 falla en 1 mes - 4 4Ocasional - 1 falla en 1 año - 3 3Remota - 1 falla en 5 años - 2 2Poco probable - 1 falla en 20 años - 1 1
DetecciónNula - No se puede detectar una causa potencial / mecanismo y modo de fallo subsecuente - 4 4
Baja - Baja probabilidad para detectar causas potenciales/mecanismos y modos de fallos subsecuentes - 3 3
Media - Mediana probabilidad para detectar causas potenciales / mecanismos y modos de fallos subsecuentes - 2 2
Seguro - Siempre se detectarán causas potenciales / mecanismos y modos de fallos subsecuentes - 1 1
FO - Fallos Ocultos
No existen fallas ocultas que puedan generar fallas múltiples posteriores - 0 0Existe una baja posibilidad de que la falla NO sea detectada y ocasione fallas múltiples posteriores - 1 1En condiciones normales la falla siempre será oculta y generará fallas múltiples posteriores - 2 2Existe una baja posibilidad de que la falla SÍ sea detectada y ocasione fallas múltiples posteriores - 3 3La falla siempre es oculta y ocasionará fallas múltiples graves en el sistema - 4 4
SF - Seguridad Física
No afecta Personas ni equipos - 0 0Afecta a una Persona y es posible que genere incapacidad de tipo temporal - 1 1Afecta de dos a cinco Personas y puede generar incapacidad de tipo temporal - 2 2Afecta a más de cinco Personas y puede generar incapacidad de tipo temporal o permanente - 3 3Genera incapacidad permanente o la muerte, a una o más Personas - 4 4
MA - Medio Ambiente
No afecta el medio ambiente - 0 0Afecta el MA pero se puede controlar. No daña el Ecosistema. - 1 1Afecta la disponibilidad de recursos sociales y el Ecosistema. Es reversible en menos de seis meses con un valor inferior a 5.000 dólares. - 2 2Afecta la disponibilidad de recursos sociales y el Ecosistema. Es reversible en menos de tres años con un valor inferior a 50.000 dólares. - 3 3Afecta los recursos sociales y el Ecosistema. Es reversible en más de tres años o es irreversible. Su impacto social y ecológico es superior a los 50.000 dólares. - 4 4
IC - Imagen Corporativa
No es relevante - 0 0Afecta credibilidad de clientes pero se maneja con argumentos - 1 1Afecta credibilidad de clientes pero se maneja con argumentos e inversión inferior a 1.000 dólares - 2 2Afecta credibilidad de clientes pero se maneja con argumentos e inversión entre 1.000 y 10.000 dólares - 3 3
Afecta credibilidad de clientes pero se maneja con argumentos e inversión mayor a 10.000 dólares. Puede ser irreversible. - 4 4
OR - Costos de Reparación
Entre 1 y 50 dólares - 0 0Entre 51 y 500 dólares - 1 1Entre 501 y 5.000 dólares - 2 2Entre 5.001 y 50.000 dólares - 3 3Mayor a 50.001 dólares - 4 4
OC - Efectos en Clientes
Entre 1 y 50 dólares - 0 0Entre 51 y 500 dólares - 1 1Entre 501 y 5.000 dólares - 2 2Entre 5.001 y 50.000 dólares - 3 3Mayor a 50.001 dólares - 4 4
55
logística y así sucesivamente, hasta algún momento en que se tenga control absoluto de las
fallas o se hayan controlado de forma significativa. (Mora, p. 221)
2.2.13.6. Valoración Semi Cuantitativa del riesgo
Al igual que las técnicas cualitativas, son técnicas blandas, de fácil manejo y comprensión,
cuya mayor virtud es la de proveer un valor de criticidad, proporcional al riesgo, que permite
jerarquizar opciones para tomar una decisión, componentes dentro de un sistema, equipos o
subsistemas en una instalación, etc.; pero que por su carácter semi cuantitativo, no
permiten obtener “valores absolutos” de riesgo y por ende no son las más adecuadas para
establecer la tolerabilidad del riesgo. (Yañez y col.; p. 318)
En las técnicas semi cuantitativas, se establecen rangos relativos para representar las
probabilidades de ocurrencia y las consecuencias correspondientes, llegándose a establecer
una matriz de criticidad o de jerarquización del riesgo. (Yañez y col.; p. 318)
El riesgo se modela mediante una matriz en donde se exponen en el eje de las ordenadas
las probabilidades de falla de cada uno de los equipos, mientras que en el eje de las abscisas
se encuentra la severidad de las consecuencias de la falla funcional en su modo específico de
falla. El objetivo final es determinar los niveles de riesgo. Para determinar la matriz
modeladora del riesgo se establecen rangos de escalas de frecuencia y una clasificación de
la severidad de las consecuencias, tal y como se muestra en la tabla N°12:
Figura N°14. Escala de Frecuencia-Riesgo (Mora A. 2009, p. 223)
Escala Tipo de Evento Probabilidad
1 Extremadamente improbable 1.10-6
2 Improbable 2.10-5
3 Algo Probable 4.10-4
4 Probable 8.10-3
5 Muy Probable 2.10-1
56
Figura N°15. Clasificación de la Severidad de las Consecuencias(Mora A. 2009, p. 223)
Figura N°16. Matriz Modeladora del Riesgo. Relación Probabilidad / Consecuencia(Mora A. 2009, p. 223)
Esta técnica, al igual que las técnicas cualitativas, más que el dimensionamiento explícito del
riesgo, normalmente está orientada a cualificar el riesgo y estructurarlo en función de
algunos niveles preestablecidos. Esta tabla de clasificación relativa del riesgo, en la mayoría
de los casos es modificada y particularizada en función de la naturaleza del sistema bajo
estudio y la sensibilidad que se requiera en el análisis de riesgo. (Yañez y col., p. 320)
2.2.14. Modelo de decisión costo-riesgo-beneficio.
Según el autor Woodhouse, este modelo permite identificar frecuencias de actividades con
base en el impacto total mínimo que genera. Esto se logra a través del balance de los
costos-riesgos asociados a tales actividades y los beneficios que generan.
Para conseguir la cantidad adecuada de mantenimiento es necesario conocer el concepto
impacto total, ya que este debe ser la medida que determine el mejor compromiso entre
gastos de mantenimiento y el riesgo que se corre cuando no se hace el mismo.
Nivel Severidad de las Consecuencias
A No severasB Poco SeverasC Medianamente SeverasD SeverasE Muy Severas
A B C D E5 Medio Alto Alto Muy alto Muy alto4 Medio Medio Alto Alto Muy alto3 Bajo Medio Medio Alto Muy alto2 Bajo Bajo Medio Alto Alto1 Muy bajo Bajo Medio Medio Alto
MATRIZ DE CRITICIDAD
CONSECUENCIA
PROBABILIDAD
57
Cuando se ejecuta una actividad de mantenimiento con frecuencia diaria, el costo anual
sería alto pero el riesgo de que ocurran fallas y su costo es bajo. Por el contrario, si la
frecuencia de la misma actividad es anual, el costo de mantenimiento es aproximadamente
365 veces menor, pero el riesgo de que ocurran fallas y su costo es alto.
Este modelo permite comparar el costo asociado a una acción de mantenimiento contra el
nivel de reducción de riesgo o mejora en el desempeño debido a dicha acción; en otras
palabras el modelo permite saber “cuanto se obtiene por lo que se gasta”. Dicho modelo
resulta particularmente útil para decidir en escenarios con intereses en conflicto, como el
escenario operación – mantenimiento, en el cual el operador requiere que el equipo o
proceso opere en forma continua para garantizar máxima producción, y simultáneamente, el
mantenedor necesita que se detenga el proceso con cierta frecuencia para poder mantener
los equipos y ganar confiabilidad en los mismos. Este modelo es el indicado para resolver
este conflicto, dado que permite determinar el nivel óptimo de riesgo y la cantidad adecuada
de mantenimiento, para obtener el máximo beneficio o mínimo impacto en el negocio.
(Woodhouse, 1993).
La siguiente figura N°17, muestra gráficamente las tres (3) curvas principales de este
modelo.
• La curva de costos de nivel de riesgo asociado a diferentes períodos de tiempo o
frecuencias de mantenimiento.
• La curva de los costos de mantenimiento, en la cual se simulan los costos de
diferentes frecuencias de acción de mantenimiento.
• La curva de impacto total o de costo total, que resulta de la suma punto a punto de
la curva de riesgo y la curva de costos de mantenimiento. El mínimo de esta curva
representa el mínimo impacto posible en el negocio y está ubicado sobre el valor que
puede traducirse como el período o frecuencia óptima para la realización de las
acciones de mantenimiento. Un desplazamiento hacia la derecha de este punto
implicaría asumir mucho riesgo y un desplazamiento hacia la izquierda del mismo
implicaría gastar demasiado dinero.
58
Figura 17. Curvas Costo – Riesgo (Yañez, M. Gómez, H, 2004, p. 339)
La dificultad para el uso del modelo, radica en la estimación o modelaje de la curva de
riesgo, ya que la misma requiere la estimación de la probabilidad de falla (y su variación con
el tiempo), y las consecuencias de dichas fallas. (Woodhouse, 1993).
El cálculo del riesgo, como se mencionó anteriormente, involucra la estimación de
probabilidad de fallas y/o la confiabilidad (Confiabilidad = 1 – Probabilidad de fallas), y de
las consecuencias. La figura 18, muestra la composición del indicador riesgo en sus
componentes fundamentales, donde puede observarse claramente que para calcular el
riesgo deben establecerse dos vías, una para el cálculo de la confiabilidad y/o probabilidad
de falla y otra para el cálculo de las consecuencias.
59
Figura 18. Composición del Indicador riesgo (Yañez, M., Gómez, H., 2004, p. 188)
2.2.14.1. Beneficios del método optimización costo-riesgo-beneficio
En términos generales, el OCR arroja los siguientes beneficios:
Determinar el número óptimo de actividades de mantenimiento.
Optimizar el proceso de toma de decisiones de los diferentes procesos de
mantenimiento.
Decidir cuándo hacer mantenimiento, cuándo hacer inspecciones, cuándo hacer la parada
de planta.
Estimar la relación costo/riesgo de múltiples factores, tales como el impacto de normas,
leyes, regulaciones, medio ambiente, seguridad, confiabilidad, eficiencia, costos de
operación, rendimiento, calidad, brillo o imagen de la empresa y otros.
2.2.14.2. Procedimiento para el análisis costo/riesgo
Este modelo es utilizado para comparar los costos y beneficios de las diferentes decisiones.
Un Análisis Costo / Beneficio / Riesgo por si solo puede ser una guía clara para tomar una
buena decisión.
60
Este análisis involucra los siguientes 6 pasos:
• Llevar a cabo una lluvia de idea o reunir datos provenientes de factores importantes
relacionados con cada una de sus decisiones.
• Determinar los costos relacionados con cada factor. Algunos costos como mano de
obra, serán exactos mientras que otros deberán ser estimados.
• Sumar los costos totales para cada decisión propuesta.
• Determinar los beneficios en dólares / bolívares para cada decisión.
• Poner las cifras de los costos y beneficios totales en la forma de una relación donde
los beneficios son el numerador y los costos son el denominador:
BENEFICIOS COSTOS
(13)
• Comparar las relaciones beneficios a Costos para las diferentes decisiones
propuestas. La mejor solución, en términos financieros es aquella con la relación más
alta beneficios a costos.
2.2.14.3. Estimación de la confiabilidad y/o probabilidad de fallas.
Según Woodhouse (1993) la estimación la confiabilidad y/o probabilidad puede hacerse
mediante dos métodos que dependen del tipo de data disponible, estos son:
• Estimación basada en la condición: altamente recomendables para equipos estáticos,
que presentan patrones de baja frecuencias de fallas, y por ende no se tiene un
historial de fallas que permita algún tipo de análisis estadístico.
• Estimación basada en el historial de fallas: recomendables para equipos dinámicos,
los cuales por su alta frecuencia de fallas, normalmente permiten el almacenamiento
de un historial de fallas que hace posible el análisis estadístico.
2.2.14.4. Estimación de las consecuencias.
Según Woodhouse (1993) para la estimación de las consecuencias totales que resultan de la
falla de un equipo o sistema, este modelo presenta una metodología en la que se dividen las
consecuencias en cuatro (4) grandes categorías:
61
• Pérdidas de Producción: en este paso las pérdidas de producción debido a tiempo de
servicio son estimadas usando la siguiente ecuación:
Pérdida de Producción = PP x RF x TTR
(14)
Donde:
PP: precio del producto (Bs/unid)
RF: reducción de flujo (Unid/hr)
TTR: tiempo para reparar (Hr)
En lo que respecta al tiempo de reparación, es su valor promedio el considerado para
presentar la distribución de esta variable. La variabilidad del costo del producto se incluye
con la asunción de una distribución normal.
Las pérdidas de producción, también pueden tomarse en cuenta como una reducción de
flujo, la cual puede ser total o parcial, dependiendo de otros factores tales como diseño,
redundancias, cargas compartidas o stand by y/o severidad de la falla (crítica o
degradación).
• Costos de Reparación: la distribución de estos costos debe incluir el espectro de
todos los posibles costos, los cuales varían dependiendo de la severidad de la falla.
Durante los ciclos de vida estos costos tienden hacia una distribución normal.
• Impacto Ambiental e Impacto en seguridad: la distribución de estos impactos, en la
mayoría de los casos son difíciles de construir, pues no es fácil encontrar datos y
fundamentalmente requieren ser construidas en base a la opinión de expertos.
(Woodhouse, 1993).
El modelo de estimación de consecuencias se puede observar en la siguiente ecuación:
Pérdida de prod. + costo de repa. + impacto amb. + seguridad = CONSECUENCIAS
(15)
62
2.2.14.5. Ecuación general del modelo costo riesgo.
A continuación se presenta la ecuación general del modelo Costo-Riesgo, donde el punto
optimo o frecuencia optima de ejecución del mantenimiento preventivo, va a depender del
impacto total o costo total generado, y se expresa como el valor mínimo de la sumatoria del
costo de riesgo y del costo de mantenimiento.
Costo Tota o Impacto Total = (CR + CM) min
(16)
Donde:
CR: Costos del Riesgo asumido en diferentes períodos de tiempo
CM: Costos para diferentes políticas de Mantenimiento
2.2.15. Costos de mantenimiento
Cabe destacar que los costos de mantenimiento posee participación directa e indirecta en los
costos totales de producción, en este sentido se plantea la necesidad de su control. Se
distinguen los costos directos, indirectos y totales.
1. Costos directos: Según Nava (2008), son los costos tangibles del mantenimiento,
derivados de la actividad normal de la función. En otras palabras:
a) Mano de obra directa.
b) Repuestos y materiales.
c) Herramientas y máquinas de herramientas.
d) Personal administrativo.
e) Personal de dirección y supervisión.
f) Actualización de personal.
g) Material de oficina.
h) Contratación.
63
2. Costos Indirectos: para Nava (2008), estos son costos intangibles y están
representado por la inversión de capital y los intereses que sobre este se dejan de
percibir, así como por pérdidas debidas a paros de máquinas no contemplados como
normales dentro de la operación de la empresa.
Entre estos costos indirectos por inversión de capital y sus intereses, están:
a) Intereses cobre capital invertido en partes y repuestos.
b) Costos por obsolescencia: partes y repuestos que son almacenados y nunca
usados, y que no pueden ser vendidos al precio real.
c) Intereses sobre capital invertido por equipo adicional que permita la producción
continua (redundancia).
d) Costos por obsolescencia del equipo adicional.
3. Costos totales: se pueden representar según la siguiente ecuación:
Costos totales = Costos Directos + Costos Indirectos (17)
Esta relación se muestra en la figura N°19, donde la curva (1) representa los costos directos
y aquellos indirectos correspondientes a la inversión de capital y a los intereses que de este
capital se dejan de percibir. La línea (2), los costos de producción por interrupción en horas
productivas, corresponde a los costos cargables al mantenimiento. La curva (3) corresponde
a la suma de (1) + (2). Siendo (a) tiempo de parada óptima y (b) costo de mantenimiento
mínimo.
64
Figura 19.- Relación entre los costos de mantenimiento y el tiempo de parada de la máquina en horas productivas. (Nava, J. 2008, p. 34)
2.3. Sistema de variables
2.3.1. Variable: Mantenimiento Preventivo
2.3.2. Definición conceptual: (Knezevic, p.53) una tarea que se realiza para reducir la
probabilidad de fallo del elemento o sistema, o para maximizar el beneficio operativo. Una
tarea de mantenimiento preventivo típica consta de las siguientes actividades de
mantenimiento:
Desmontaje. Recuperación o sustitución. Montaje. Pruebas. Verificación.
2.3.3. Definición operacional: El mantenimiento preventivo (PM) se refiere a las
técnicas, tareas y actividades realizadas típicamente por mantenimiento y el personal de
Cost
o To
tal d
e M
ante
nim
ient
o
Tiempo de Parada de la máquina en horas productivas
1
2
3
b
a
65
operaciones para prevenir falla prematura o extender el ciclo de vida de los activos de las
instalaciones. (PDVSA, p. 2)
2.3.4. Cuadro de variables
OBJETIVO VARIABLE DIMENSIONES INDICADORES
Describir los sistemas que conforman la operación de una planta de generación termoeléctrica a ciclo simple.
MAN
TEN
IMIE
NTO
PREV
ENTI
VO
Situación actual de los sistemas que conforman la operación de la planta
• Información recopilada del fabricante
• Análisis del funcionamiento
Determinar la criticidad de los sistemas de la planta de generación termoeléctrica.
Historial de fallas de los equipos
• Matriz de equipos críticos con más frecuencia de ocurrencia de fallas asociadas.
• Análisis de Riesgos y consecuencias asociados.
Analizar los modos y efectos de falla (AMEF) de los equipos que conforman el sistema más crítico.
Causas y Efectos de las fallas.
• Modos de falla con base en los requerimientos funcionales y sus efectos
• Describir las causas y Ocurrencias para cada Modo de Falla y sus consecuencias.
Formular estrategias de planificación de mantenimiento preventivo para una planta de generación a ciclo simple, a través del método costo-riesgo-beneficio
Distribución de probabilidades
Estrategias de mantenimiento
• Historial de falla de los equipos.
• Riesgo de las fallas. • Costos asociados al
mantenimiento de los equipos.