Mantenimiento en Latinoamérica

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

Editorial
VISIÓN. Es entendida como eso que queremos ser cuando
grandes o por lo menos mientras vamos en el camino a ser
grandes. Visión que se aclara cuando tenemos mejores
herramientas.
Ha llegado el momento de abandonar el microscopio y utilizar
el telescopio. Latinoamérica tiene la oportunidad de mostrar
al mundo lo que sabe hacer y más que eso, todo lo que puede
aportar. Más allá de ser el pulmón del mundo o de proveer
alimentos o mano de obra económica para los países en
desarrollo, podemos demostrar que somos buenos haciendo
lo que mejor sabemos hacer; “disfrutar el trabajo que
hacemos por más duro que sea”.
Es decir que disfrutamos hacer una actividad tan dura y
compleja como es la Gestión de los activos Fijos, llamada por
muchos años, Gestión de Mantenimiento.
Claro, hemos importado equipos, herramientas y hasta
metodologías, hemos importado mucho conocimiento y
debemos dar las gracias a todos nuestros mentores. Pero la
“platanización” ha dado sus frutos y hoy tenemos grandes
cosas para mostrar.
Estamos lejos de decir, llegamos. Pero son varias
organizaciones que podrían mostrar que desde el punto de
vista del mantenimiento son Clase Mundial. Durante los
últimos números de la revista los hemos estado invitando a
participar en el próximo congreso Mundial de Mantenimiento
y seguiremos haciéndolo hasta que el 22 de mayo se cierre el
telón en Cartagena y sepamos hacia donde se dirigirá el año
siguiente.
Como decía mi amigo Pedro León, jefe del departamento de
Ingeniería Mecánica en la UdeA; “Jugamos de locales” hay
que llenar el centro de convenciones con buenas ponencias,
excelentes patrocinadores y profesionales de todos los
sectores de la economía para aprender y enseñar sobre el
mantenimiento y la gestión de activos.
Muchas razones para llegar a Cartagena y fuera de las razones
técnicas una particular, Nos vemos en la ciudad mas linda de
Colombia. Observemos por el telescopio todo lo que se puede
aprender y guardemos el microscopio con las excusas sin fin
del por qué no podemos llegar.
Nos vemos en Cartagena en el Congreso Mundial de
mantenimiento.
Un abrazo
Juan Carlos Orrego Barrera
Director
Mantenimiento
en
Latinoamérica
Volumen 7 – N° 2
EDITORIAL Y COLABORADORES
Robinson J. Medina
Víctor D. Manríquez
Luis Hernando Palacio
Armando Díaz
Julio Abril Romero
Jesús Cabrera
Mariana Lobaina
Osberto J. Díaz B.
Francisco Martínez
Michael Pérez
Candelario Romero
José Contreras
Edwin E. Gutiérrez U
María T. Romero Barrios
César A Monterroza A
Diego A. Giraldo G
Juan Carlos Orrego Barrera
El contenido de la revista no refleja
necesariamente la posición del Editor.
El responsable de los temas, conceptos e
imágenes emitidos en cada artículo es la persona
quien los emite.
VENTAS y SUSCRIPCIONES:
revista@mantenimientoenlatinoamerica.com
Comité Editorial
Juan Carlos Orrego
Beatriz Janeth Galeano U.
Tulio Hector Quintero P.

ISO 55000, ISO 31000 y API RP 581 ALIADOS
FUNDAMENTALES PARA LA GENERACIÓN DE VALOR EN
GESTIÓN DEL RIESGO DE LOS ACTIVOS FÍSICOS.
(Primera parte)
Introducción
Por:
Medina N. Robinson J.
MSc. PGAM. CMRP. Ingeniero
Mecánico, con Especialización en
Evaluación de Materiales e
Inspección de Equipos
Consultor Senior
Integrity Assessment Services
robinson.medina@iasca.net
Venezuela
El análisis del riesgo ha sido utilizado de manera informal a lo largo de la historia
de la humanidad, asociado siempre con la toma de decisiones. Estas corresponden
a cuestiones tan simples como cruzar una calle o tan complejas como el diseño y
operación de instalaciones industriales. En cualquier caso existen múltiples
posibilidades, unas mejores y otras peores, cuya elección supone valorar y aceptar
el riesgo asociado con la incertidumbre del resultado futuro.
El proceso de análisis del riesgo ha ido evolucionando a lo largo de la historia,
aunque siempre ha estado basado en la recolección del mayor volumen de
información posible acerca del problema y en la experiencia adquirida en el
análisis de problemas similares.
Dicha evolución ha ido acompañada o precedida por la demanda social de
mayores niveles de seguridad, en particular en aquellos aspectos de la actividad
humana que puedan suponer la pérdida de vidas humanas, graves daños al
entorno, o pérdidas comerciales importantes. En ello ha influido, evidentemente,
la rápida evolución tecnológica que ha experimentado la industria a lo largo de las
últimas décadas, lo que ha llevado a un aumento de la frecuencia de accidentes
con impacto importante sobre las personas, el medio ambiente o la propiedad.
Estas circunstancias han favorecido el crecimiento de un sentimiento generalizado
sobre la necesidad de controlar de manera más precisa el riesgo asociado con el
desarrollo de la actividad industrial.
Generación de valor: El activo existe para
generar valor a la organización y sus
accionistas. La Gestión de activos no se centra
en el propio activo, sino en el valor que el
activo puede proporcionar a la organización.
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2. DEFINICION DE RIESGO
Desde el punto de vista filosófico, el riesgo es un concepto
complejo que tiene que ver con la posibilidad de ocurrencia
de sucesos en el futuro, y que, por consiguiente, no se
encuentra presente Aquellas situaciones donde el futuro se
conoce con total certeza. En cierto sentido, el riesgo se
considera como algo irreal, producto de la mente, que se
encuentra íntimamente ligado a la percepción individual o
colectiva. Podemos decir entonces que el temor que infunde
el enfrentar situaciones que encierren incertidumbre y
pongan en peligro la integridad física del hombre o su
entorno este sentimiento lo identificamos los humanos como
riesgo. Sin embargo, el propósito del ingeniero consiste en
tratar de establecer su valoración mediante las técnicas y
modelos matemáticos a su alcance.
La palabra riesgo es entendida en la mayoría de los casos en
términos peyorativos, aunque se encuentre presente, en
mayor o menor medida, en gran parte de la actividad
humana, hasta el punto que éste no es asumido de manera
voluntaria sin esperar un beneficio a cambio.
No existe una relación lineal entre la reducción del riesgo y la
asignación de recursos necesaria para ello. Es más, cuanto
menor es el nivel de riesgo deseado mayor es el número de
recursos necesarios para su disminución, y en la mayoría de
los casos no existe el término riesgo nulo. Por consiguiente,
se habla de riesgo aceptado o soportado sobre la base de los
recursos asumidos como convenientes para controlarlo.
En el lenguaje cotidiano el riesgo es sinónimo de peligro y,
por consiguiente, se considera que ambos son
intercambiables. Sin embargo, un tratamiento riguroso por
parte del ingeniero que debe llevar a cabo el análisis de
riesgos requiere que la terminología sea más precisa. La
figura 1 muestra un esquema con los conceptos básicos más
importantes, cuyo dominio resulta imprescindible para
entender el fundamento para seleccionar y manejar la técnica
más adecuada en cada caso dentro de las diferentes etapas
que componen el procedimiento de aplicación del Análisis de
Riesgo.
Figura 1. Esquema conceptual del Riesgo
Peligro: El concepto de peligro, en inglés "hazard", se utiliza
para designar una condición física o química que puede
causar daños a las personas, al medio ambiente y/o a la
propiedad. Por consiguiente, el peligro es algo tangible y
objetivo. Entre los ejemplos de tipos de peligros se pueden
citar las sustancias tóxicas, inflamables y explosivas, la altura.
Riesgo: Por su parte, el riesgo, en inglés "risk", se utiliza para
indicar la posibilidad de causar pérdidas o daños a las
personas, al medio ambiente y/o a la propiedad como
consecuencia de la ocurrencia de sucesos no deseados. Así, el
riesgo puede entenderse como una medida cuantitativa del
peligro.
La diferencia entre peligro y riesgo se pone de manifiesto en
la figura 1. El peligro se encuentra en el origen de una
consecuencia adversa sobre las personas, el medio ambiente
y/o la propiedad. Sin embargo para que el peligro existente
desemboque en dicha consecuencia adversa se requiere que
ocurra una cadena de acontecimientos. El primer eslabón de
la cadena corresponde al suceso iniciador. En principio, en el
caso de instalaciones, los sucesos iniciadores se dividen en
dos grandes grupos:
1) Sucesos internos, tales como:
Perdida de la función contención de equipos activos tales
como recipientes a presión, tuberías, calderas, bombas, mal
funcionamiento en procesos de operación y controles, y
errores humanos.
2) Sucesos externos, tales como:
Fenómenos naturales (rayos, terremotos, inundaciones),
impactos de industrias vecinas, impactos de medios de
transporte como por ejemplo aviones, camiones, errores
humanos o sabotajes.
El primero de los grupos tiene su origen en la propia actividad
industrial mientras que el segundo se sitúa en el entorno de
la actividad.
Causas: Como se esquematiza en la figura 1, detrás de cada
suceso iniciador o eslabón de la cadena accidental existen
diferentes causas que explican el camino concreto seguido en
la progresión de un determinado accidente hasta llegar a un
determinado tipo de consecuencia, el cual es conocido como
secuencia accidental. La identificación de las causas que
pueden conducir a las diferentes secuencias accidentales es
fundamental, no sólo para cuantificar el riesgo de una
secuencia accidental, sino en particular para establecer la
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política más adecuada en materia de seguridad para
contrarrestarlo.
Componentes del riesgo: frecuencia y daño son los elementos
que el ingeniero estableció para valorarlos y frecuentemente
cuando se pide una definición es común escuchar esta.
Cada secuencia accidental conduce a un determinado tipo de
consecuencia adversa para la seguridad de las personas,
medio ambiente y/o propiedad. Además de las causas, dos
son los aspectos que caracterizan a una determinada
secuencia accidental; el primero referido a la frecuencia con
que esta puede ocurrir y en segundo lugar el daño que su
ocurrencia puede generar. Por ello, en general se habla de
que el riesgo tiene dos componentes, correspondientes a la
frecuencia y el daño. Así, una de las maneras más simples y
comunes de expresar el riesgo de una secuencia accidental es
mediante el siguiente producto:
R = F • D
Donde F representa la frecuencia prevista de ocurrencia, por
ejemplo, expresada como veces por unidad de tiempo, y D
corresponde al daño esperado tras dicha ocurrencia, el cual
es la medida de la magnitud o severidad de un determinado
tipo de consecuencia, por ejemplo, expresada como la
cantidad de pérdidas económicas por cada suceso.
3. SERIE ISO 55000 GESTIÓN DE ACTIVO
Esta Norma Internacional proporciona una visión general de
la gestión de activos y Gerencia de Sistemas de gestión.
La aplicación de un sistema de gestión de activos acorde a
esta normativa proporciona la seguridad de que los objetivos
organizacionales se pueden lograr de manera consistente y
sostenible en el tiempo.
La serie ISO 55000 está conformada por tres documentos
específicos:
ISO 55000: Proporcionará una visión global, conceptos y
terminología en Gerencia de Activos
ISO 55001: Especificará los requerimientos para las buenas
prácticas en Gerencia de Activos.
ISO 55002: Proporciona una guía para la interpretación e
implementación para un Sistema de Gerencia de Activos.
4. FUNDAMENTO DE LA GESTIÓN DE ACTIVOS
En el documento ISO 55000 se establece claramente dos
aspectos fundamentales en el éxito de una gestión de activos:
Generación de valor: El activo existe para generar valor a la
organización y sus accionistas. La Gestión de activos no se
centra en el propio activo, sino en el valor que el activo puede
proporcionar a la organización. El valor (puede ser tangible o
intangible, financiero o no financiero) incluye:
Una declaración clara de cómo los objetivos de gestión de
activos se alinean con los objetivos de la organización.
Enfoque de gestión en el ciclo de vida del activo para
potenciar la generación de decisiones soportadas en valor.
Establecimiento de procesos de toma de decisiones
alineadas a los intereses del negocio.
Alineación de Objetivos: La Gestión de Activos traduce los
objetivos de la organización en objetivos técnicos, financiero,
decisiones, planes y actividades.
Las decisiones basadas en riesgo, en información
conjuntamente con la planificación efectiva, serán
fundamental para transformar los Planes Estratégicos de la
Organización en Planes de Gestión de activos.
Es necesario lograr que la gestión de activos se convierta en
un eje transversal que toque toda la organización (finanzas,
recursos humanos, sistemas de información, logística,
producción, ingeniería, mantenimiento y operaciones)
Las especificaciones de diseño como elemento fundamental
en el soporte de la Gestión de activos.
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5. LA GESTIÓN DE ACTIVOS Y SU INTERCONEXIÓN CON
LA GESTION DE RIESGO.
En el modelo conceptual de la Gestión de Activos establecido
por el Instituto of Asset Management (IAM) que se muestra
en la figura 2, establecido en el documento Asset
Management – anatomy
En esta figura se establecen seis grandes grupos que
conforman la estrategia de Implementación del
Asset
Management y son los siguientes:
Estrategia de Planificación y gestión de Activos
Planificación de la Gestión de Activos, toma de decisiones
Actividades del Ciclo de Vida
Conocimiento de los Activo
Organización y personas facilitadoras
Revisión y Riesgo
Cada uno de estos seis grupos están conformados por 39
Temas que le dan forma y sustentan conceptualmente el
Asset Management, dichos temas se consolidan en la figura 3
que se muestra a continuación.
Figura 2. Modelo Conceptual del Asset Management. ©
Copyright 2014 Institute of Asset Management
(www.theIAM.org/copyright)
Figura 3. 39 Temas del Asset managemet. © Copyright 2014
Institute of Asset Management (www.theIAM.org/copyright)
En este sentido podemos ver claramente como una gestión
de riesgo bien establecida puede apoyar cada uno de los 6
grupos que conforma la estrategia de implementación del
Asset managemet.
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LA SERIE DE NORMAS ISO 55000, HERRAMIENTA PARA
LA GESTIÓN DE ACTIVOS
Hace algo más de un año, el 15 de enero de 2014, la ISO concluyó publicó el
grupo de normas ISO 55000 para la gestión de activos. El esquema es similar al de
las normas de gestión de calidad (ISO 9000, 9001 y 9004), en este caso las tres
normas que integran este estándar internacional para la gestión de activos son:
Por:
Víctor D. Manríquez
Ingeniero Mecánico.
CMRP-MSc. Energías Renovables
Ing. de Confiabilidad – Stork Perú
SAC
Docente IPEMAN
vmanriquez62@yahoo.es
Perú
ISO 55001:2014 no es un estándar específico
sobre gestión de mantenimiento y
confiabilidad, sin embargo el mantenimiento y
la confiabilidad cumplen un importante rol
dentro de ella.
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La ISO 55000:2014 es la norma que define la terminología que
se empleará en esta serie de normas. Incluye el siguiente
gráfico que muestra la relación entre los términos claves:
Figura 1: Serie de Normas ISO 55000
Este estándar y todos los otros estándares ISO para sistemas
de gestión cumplen con la guía ISO 72:2001 Guía y
justificación para el desarrollo de estándares de sistemas de
gestión (MSS Management System Standards en inglés). Esta
guía delinea los elementos comunes de política,
planeamiento, implementación, operación, evaluación del
desempeño, mejora y revisión por la dirección. También
establece que los sistemas de gestión deben ser desarrollados
bajo la metodología de la mejora continua PHVA: Planear,
Hacer, Verificar, Actuar.
La base para el desarrollo de la serie de normas ISO 55000 fue
la PAS-55 británica. Este estándar ISO se basa en los 28
elementos incluidos en la PAS-55 partes 1 y 2. La PAS-55 fue
retirada el pasado 15 de enero del presente año.
El enfoque de la PAS 55 en los activos físicos y su relación con
las otras categorías de activos era como se muestra en la
siguiente figura:
CONTEXTO VITAL: OBJETIVOS DEL NEGOCIO, POLÍTICAS,
REGULACIONES, REQUERIMIENTOS DESEMPEÑO, GESTIÓN DEL RIESGO
INTERFASE IMPORTANTE: MOTIVACIÓN,
COMUNICACIÓN, ROLES & RESPONSABILIDADES,
CONOCIMIENTO, EXPERIENCIA,
LIDERAZGO, TRABAJO EN EQUIPO
INTERFASE IMPORTANTE: COSTO DEL
CICLO DE VIDA, CRITERIOS DE INVERSIÓN
DE CAPITAL, VALOR DEL DESEMPEÑO DE
LOS ACTIVOS
ALCANCE DE LA
PAS 55
INTERFASE IMPORTANTE: REPUTACIÓN,
IMAGEN, MORAL, RESTRICCIONES,
IMPACTO SOCIAL
INTERFASE IMPORTANTE: CONDICIÓN,
DESEMPEÑO, ACTIVIDADES, COSTOS,
OPORTUNIDADES
ACTIVOS
FINANCIEROS
NEGOCIO TOTAL
ACTIVOS
HUMANOS
ACTIVOS
FÍSICOS
ACTIVOS
INTANGIBLES
INFORMACIÓN
ACTIVOS
Figura 2: Enfoque y contexto del negocio de la PAS 55 en
relación a las otras categorías de activos
Fuente: PAS 55:2008, Traducción propia
La ISO 55001:2014 especifica los requisitos para un sistema
de gestión de activos dentro del contexto de la organización.
Este estándar tiene el propósito de ser usado para gestionar
activos físicos pero puede ser aplicado a otro tipo de activos.
Figura 3: Relación entre los términos claves en la gestión de
activos
Fuente: ISO 55000:2014, Traducción propia
La serie de normas ISO 55000 destaca que la realización del
valor de los activos de la organización considera la gestión del
riesgo. La norma ISO 31000:2009 Risk management —
Principles and guidelines (Gestión del riesgo – Principios y
Guías) proporciona principios y guías genéricas para la
gestión del riesgo. Esta norma se complementa con la ISO
Guide 73:2009 Risk management — Vocabulary (Gestión del
riesgo – Vocabulario). El riesgo es definido como “Efecto de la
incertidumbre sobre los objetivos” y en la NOTA 1 precisa “Un
efecto es una desviación de lo esperado - positivo y/o
negativo”
El desarrollo de la norma ISO 55001:2014 sigue la siguiente
estructura:
Organización (Cláusula 4)
Liderazgo (Cláusula 5)
Planeamiento (Cláusula 6)
Soporte (Cláusula 7)
Operación (Cláusula 8)
Evaluación del desempeño (Cláusula 9)
Mejora (Cláusula 10)
Esto lo graficamos en la siguiente figura:
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Figura 5: Ciclo de vida de los activos
Figura 4: Estructura del desarrollo de la Norma
Es importante señalar que la ISO 55001:2014 no es un
estándar específico sobre gestión de mantenimiento y
confiabilidad, sin embargo el mantenimiento y la
confiabilidad cumplen un importante rol dentro de ella. El
anexo A (informativo) de la norma lista actividades de gestión
de activos entre las cuales encontramos muchas con las
cuales estamos familiarizados los profesionales de
mantenimiento y confiabilidad. Por ejemplo están incluidas:
el monitoreo por condición, el costo del ciclo de vida, ensayos
no destructivos, etc.
La gestión de activos cubre el ciclo de vida de los activos el
cual comprende:
• Concepto
• Diseño
• Procura
• Construcción/Instalación
• Comisionado
• Operación
• Mantenimiento
• Decomisionado
• Disposición final
Lo cual representamos en la siguiente figura:
Se estima que cuando el comisionado de los activos se ha
completado, el 95% del costo del ciclo de vida del activo ya ha
sido predeterminado. Esta es una de las razones que apoya el
contar con un sistema de gestión. Como apreciamos también
el mantenimiento de los equipos se presenta luego de seis
etapas precedentes en el ciclo de vida. Por ello también cobra
importancia la inclusión del análisis de confiabilidad desde el
inicio del proyecto.
Aquellos aspectos que no sean considerados en la etapa del
diseño repercutirán en la reducción de la confiabilidad de los
activos. Así mismo las dificultades que encontramos en la
operación y mantenimiento serán consecuencia de un
proyecto que en las etapas iniciales del ciclo de vida del activo
no tomó en cuenta la confiabilidad y mantenibilidad.
La siguiente figura traducida del Anexo B de la Norma ISO
55000:2014 muestra cómo se relaciona los elementos claves
de un sistema de gestión de activos:
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Figura 6: Relación entre los elementos claves de un sistema
de gestión de activos.
Fuente: ISO 55000:2014 Anexo B, Traducción propia
La gestión del cambio será una herramienta importante para
las organizaciones que emprendan el camino de implementar
un sistema de gestión de activos acorde con el plan
estratégico y una cultura que optimice la gestión de activos
durante su ciclo de vida desde el concepto hasta la
disposición final.
Para concluir queremos referir que existen diferentes
organizaciones que ya han certificado su sistema de gestión
de activos bajo los requisitos de la norma ISO 55001:2014. La
primera a¬rma ser Reliance Infrastructure Ltd. (RInfra),
compañía líder de la India en infraestructura, utilidades y
energía, para la gestión de los activos de la red de
distribución en Mumbai. Luego encontramos a Pacific Gas
and Electric Company (PG&E) en Estados Unidos, Babcock
Group y Scottish Water en el Reino Unido y The Abu Dhabi
Company for Onshore Oil Operations, ADCO de los Emiratos
Árabes Unidos.
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CÁLCULO DE LOS PARÁMETROS DE LA DISTRIBUCIÓN
DE WEIBULL
Por:
Luis Hernando Palacio
Ingeniero Mecánico.
Diplomado en Finanzas y
Proyectos
Certificado en programación VBA
para Excel
Profesional de Planeación y
Programación de mantenimiento en
Cementos Argos, Planta Nare
luherpa67@hotmail.com
Colombia
3. DETERMINACIÓN DE LOS PARÁMETROS POR EL
MÉTODO DE LOS MÍNIMOS CUADRADOS
Como se mencionó en el numeral uno, existen cinco métodos para calcular
los parámetros de la distribución de Weibull. Ellos son:
Mínimos cuadrados.
Gráfico de la función tasa de falla.
Máxima similitud.
Estimación de momentos.
Estimadores lineales.
Para ilustrar el método de los mínimos cuadrados, se desarrollará paso a
paso un ejemplo.
El método de los mínimos cuadrados permite calcular los parámetros de
forma y escala, mediante la transformación doble logarítmica de la función
de distribución acumulativa (ecuación 3). El cálculo del parámetro de
localización es más complejo, empleándose para ello rutinas de cálculo,
como el programa Solver de Excel. La transformación doble logarítmica
permite transformar la función de distribución acumulativa en una ecuación
lineal de regresión.
¿Cómo se calculan los parámetros? y ¿por qué
se omite el cálculo del tercer parámetro? El
tercer parámetro es el parámetro de
localización, es decir, el parámetro que localiza
la abscisa a partir del cual se inicia la
distribución.
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3.1 Deducción de la ecuación lineal de
regresión
t
t
F 1 e
Función acumulativa de
Weibull.
e
1
t
1
1 F
t
1
e
F
t
t
t
1
ln
ln e Aplicando logaritmos
1
F t
naturales.
1 t
ln
Propiedad exponencial
1
F t
de los logaritmos.
1
logaritmos naturales.
t
ln ln
ln Aplicando
1 F t
1
ln ln
ln t
ln (*)
1 F t
La expresión (*) representa una ecuación lineal de la
forma
y x b (**)
La cual es una recta de regresión, con:
1
y ln ln
1 F
(***)
t
;
x ln
t
;
b ln
De la expresión (**) se concluye que el parámetro de
forma, β, es la pendiente de la recta de regresión.
De la expresión (***) se observa que el parámetro de
escala, θ, está en función del intercepto b de la recta de
regresión y del parámetro de escala; por lo tanto:
b ln
b ln
b
e (4) Definición de logaritmo.
3.2 Rango de mediana
Para poder trazar la recta de regresión, se debe calcular
un estimador para la función de distribución acumulativa
F(x). Este estimador, llamado Rango de mediana, es un
estimador no paramétrico basado en el orden de las
fallas. Este aspecto implica que la muestra de datos se
debe organizar de menor a mayor (en forma
ascendente).
La expresión matemática para este estimador es:
w
n i 1
x
i
(5) [1]
F
1
, 2 n i 1 ,
2 i
i
i
n i 1
Donde:
w α (i): Rango de mediana para un nivel de
confianza (1-α), donde α es el nivel de
significancia y toma el valor de 0.5 para este
estimador.
i: Orden de la falla.
n: Número total de datos de la muestra.
F α, v1, v2 : Valor crítico de la distribución F,
evaluada en el nivel de significancia α y con
grados de libertad v1 y v2.
Dada la complejidad de la ecuación (5), generalmente
el rango de mediana se aproxima mediante la siguiente
expresión, conocida como aproximación de Bernard,
exacta dentro de 0.005 [1]:
i 0 .3
RM x i
(6)
n 0 .4
Donde:
RM(x i ): Rango de mediana.
i: Orden de falla.
n: Número total de datos de la muestra.
Dado que la ecuación (5) es más exacta, en los cálculos
se empelará ésta. Para facilitar su empleo, a
continuación se presenta el código fuente para crear
una función definida por el usuario en Excel.
Para crear la función, síganse los siguientes pasos:
Abra Excel.
Hágase la combinación de teclas Alt +F11. Esta
acción abrirá el editor de Visual Basic.
En el menú insertar de VB, selecciónese la opción
Módulo.
En el panel derecho, cópiese el siguiente código
fuente:
Public Function RangoMediana(alfa As Single, n
As Long, i As Long) As Double
'*********************************************
********************************
'*Esta función calcula el rango de mediana en
función de la distribución F. *
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'*alfa representa el nivel de significancia
con el que se calcula la dist. F.*
'*n es el número de puntos de la muestra.
*
'*i es el orden de falla.
*
'*********************************************
********************************
Dim a As Double, f As Double
3.3 Pasos
A continuación se presenta la secuencia que se debe
seguir en la aplicación del método de los Mínimos
Cuadrados.
1. Asuma (parámetro de localización) igual
cero y ordene los datos de menor a mayor. El
criterio de ordenación debe ser el tiempo entre
fallas. Véase la tabla 1.
On Error GoTo ManejarError
a = i / (n - i + 1)
f =
Application.WorksheetFunction.FInv(alfa, 2 *
(n - i + 1), 2 * i)
Salir:
RangoMediana = a / (f + a)
Exit Function
ManejarError:
Select Case Err.Number
Case 1004
MsgBox "Los argumentos (n) o (i)
no pueden ser cero.", vbCritical + vbOKOnly
Case Else
& Err.Number & _
vbCritical + vbOKOnly
End Select
Resume Salir
End Function
MsgBox "Se ha generado el error "
Err.Description,
Hágase clic en guardar del menú Archivo del
editor de VB para guardar la función.
Hágase clic en Cerrar y volver a Excel del editor
de VB. Esta acción cierra el editor de VB.
Para usar la función creada, selecciónese
Función del menú Insertar de Excel. Se abre la
ventana Insertar función.
En la ventana Insertar función, en la lista
desplegable O seleccionar una categoría,
selecciónese la categoría Definidas por el usuario.
En el cuadro de lista Seleccionar una función,
hágase clic en RangoMediana.
Hágase clic en el botón Aceptar.
En la ventana Argumentos de función, digítese
los valores de los argumentos. Téngase en cuenta
que el valor del argumento alfa siempre es 0.5.
Tabla 1. Historial de paros.
ORDEN
(i)
TIEMPO
ENTRE
FALLAS (t)
1 0.167
2 0.167
3 0.25
4 0.25
5 0.25
6 0.333
7 0.333
…….
…..
……
……
140 223.583
2. Calcule el rango de mediana para cada
observación usando la ecuación (5) ó (6).
En nuestro caso se usará la ecuación (5),
empleando la función definida por el usuario
RangoMediana. Véase la figura 2.
Figura 1. Cálculo del rango de mediana.
Los argumentos de la función RangoMediana
toman los siguientes valores:
Alfa=0.5; n=140 (total de puntos de la muestra);
i= toma el valor indicado en la columna A. Los
valores calculados se muestran en la tabla 2.
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Tabla 2. Valores del rango de mediana.
ORDEN
(i)
TIEMPO
ENTRE
FALLAS (t)
RM [F(t)]
1 0.167 0.0049
2 0.167 0.0120
3 0.25 0.0191
4 0.25 0.0262
5 0.25 0.0333
6 0.333 0.0404
7 0.333 0.0475
…… …… ……
…… …… ……
140 223.583 0.9951
Figura 3. Cálculo de la ordenada y.
Obsérvese la anidación de la función logaritmo.
El valor del rango de mediana se obtiene de los
datos calculados en la columna C. Los valores
de la ordenada y se muestran en la tabla 4.
Tabla 4. Valores de la ordenada y de la
3. Calcule el logaritmo natural del tiempo entre
fallas para cada observación.
Véase la figura 3.
Figura 2. Cálculo de la abscisa x.
recta de regresión.
Obsérvese que en la función LN(número) de la
columna D, el parámetro de localización, el cual se
obtiene de la celda L8, vale cero. Esto es importante,
ya que la celda que contiene el parámetro de
localización será la celda cambiante de Solver, en el
caso que sea necesario calcular este parámetro. Los
valores de la abscisa x se muestran en la tabla 3.
ORDEN
(i)
TIEMPO
ENTRE
FALLAS (t)
Tabla 3. Valores de la abscisa x
de la recta de regresión.
RM [F(t)]
X i [Ln(t-δ)]
1 0.167 0.0049 -1.7898
2 0.167 0.0120 -1.7898
3 0.25 0.0191 -1.3863
4 0.25 0.0262 -1.3863
5 0.25 0.0333 -1.3863
6 0.333 0.0404 -1.0996
7 0.333 0.0475 -1.0996
…. ….. …. ….
….. ….. ….. …..
140 223.583 0.9951 5.4098
4. Calcule el valor de la ordenada y, es decir, el
logaritmo del logaritmo del inverso de uno
menos el rango de mediana para cada uno de
las observaciones de la muestra. Véase la figura
4.
5. Genere un gráfico con los datos de las columna
D y E.
Al trazar estos puntos, se genera la recta de
regresión. Para ello selecciónese Gráfico del
menú Insertar de Excel; aparece la ventana
Asistente para gráficos. En ésta, escójase la
opción XY (Dispersión) en la lista Tipo de gráfico
y síganse las instrucciones en pantalla. Véase la
figura 5.
Ln{Ln[1/(1-RM)]}
3
2
1
0
-2
-3
-4
-5
-6
y = 0.6995x - 1.9514
R 2 = 0.9464
-3 -2 -1 0 1 2 3 4 5 6
-1
Ln(t-delta)
Figura 4. Trazado de la recta de regresión con =0
Para hallar la ecuación de la recta de regresión,
empléense las funciones: PENDIENTE
(conocido_y; conocido_x) donde: conocido_y
son los valores dependientes (valores de la
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18

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19

columna E) y conocido_x son los valores
independientes (valores de la columna D) para
estimar la pendiente de la recta; INTERSECCIÓN.EJE
(conocido_y; conocido_x) para estimar el intercepto de
la recta. Para determinar el grado de correlación lineal
de los puntos, empléense las funciones: PEARSON
(matriz1; matriz2) donde matriz1 son los valores
dependientes (columna E) y matriz2 son los valores
independientes (columna D). Esta función devuelve el
coeficiente de correlación r. COEFICIENTE.R2
(conocido_y; conocido_x) devuelve el cuadrado del
coeficiente de correlación. Estos valores, en sí,
representan una especie de prueba de bondad de
ajuste de la recta de regresión. El coeficiente de
correlación está indicando que tan fuerte o débil es la
relación lineal entre los datos; si este valor es más
cercano a uno, hay una fuerte dependencia lineal. Por
otro lado, el coeficiente de determinación, r 2 , está
indicando el porcentaje de los puntos que están
relacionados linealmente.
Aplicando las anteriores funciones de Excel, se
obtiene la siguiente recta de regresión:
y 0 .6995 x 1 .9514
(7)
De donde:
Pendiente (β) Intercepto (b) r r 2
0.6995 -1.9514 0.9729 0.9464
a) Si al graficar los puntos de la muestra aparece una
cola de puntos hacia arriba o hacia abajo, es un
indicativo de que el parámetro de localización debe
ser calculado.
b) Una cola hacia abajo o una reducción súbita de la
pendiente son indicativos de que un parámetro de
localización positivo está presente. Véase la figura
5.
c) Una cola hacia arriba o un incremento súbito de la
pendiente son indicativos de que un parámetro de
localización negativo está presente. Este punto está
de acuerdo con el intervalo de validez de . Véase el
numeral 2.
Un parámetro de localización negativo se presenta
cuando hay unidades con fallas en servicio, o
unidades en servicio con defectos que causarán
fallas. Ejemplos:
Defectos originados durante el ensamble.
Defectos originados durante el transporte.
Defectos originados durante la instalación o
montaje.
Defectos originados durante el
almacenamiento.
d) Valores grandes del parámetro de forma (β>10) son
otro indicativo de que el parámetro de localización
debe ser calculado.
Teniendo en cuanta las consideraciones anteriores, y
analizando la figura 5, se procederá a calcular el
parámetro de localización.
El coeficiente de correlación, r, indica que hay una
excelente relación (dependencia) lineal de los datos,
ya que su valor está muy próximo a uno. El coeficiente
de determinación, r 2 , indica que el 94.64% de los datos
están relacionados linealmente. En conclusión, estos
valores indican que la muestra se comporta conforme
a la función de densidad de Weibull.
6. Estime el valor del parámetro de forma y de
escala.
Dado que el parámetro de forma es la pendiente
de la recta de regresión, de la ecuación (7) se
obtiene:
0 .6995
(8)
De la ecuación (4), numeral 3.1, se obtiene el
valor del parámetro de escala:
e
1 .9514
0 .6995
16 .276 (9)
3.4 Consideraciones sobre el parámetro de
localización
Las siguientes consideraciones se deben tener en
cuanta al momento de analizar un parámetro de
localización diferente de cero. Véanse las referencias
bibliográficas [1], [6]
3.5 Cálculo del parámetro de localización
Para el cálculo del parámetro se usará el complemento
Solver de Excel, ya que debe ser determinado por
ensayo y error.
Para empezar, se debe definir la celda cambiante que,
como se mencionó en el paso 3 del numeral 3.3, debe
ser la celda donde se asignó el valor cero. Esta celda
debe estar involucrada en una función. Véase la figura
3.
El mejor estimador de es el valor de que proporcione
el mejor ajuste de la línea de regresión de los datos
muéstrales. El coeficiente de determinación, r 2 ,
proporciona esta medida [1], ya que éste mide la
cantidad de puntos que están relacionados linealmente
y, por lo tanto, la celda que contenga este valor será la
celda objetivo a maximizar — pues el objetivo es
mejorar el ajuste de la recta de regresión—. Para iniciar
el cálculo se debe indicar al programa un punto de
inicio, o punto semilla, en la celda cambiante. El mejor
valor de inicio de es un valor ligeramente inferior al
valor más bajo del tiempo entre fallas de la muestra.
Para el ejemplo, el punto semilla sería 0.166 (es
ligeramente inferior al valor más bajo del tiempo entre
fallas de la muestra, el cual corresponde al dato de
orden uno —0.167—. Véase la tabla 1). Este constituye
la restricción en Solver. Véase la figura 6.
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Figura 7. Fórmulas en Excel para calcular los
parámetros.
Nótese que el valor del parámetro de localización es
positivo, corroborando lo dicho en la parte b) del
numeral 3.4. La figura 9 muestra el trazo de la nueva
recta de regresión, siendo notable la agrupación de los
puntos en forma de línea. Compárese esta figura con la
figura 5.
En la figura 10 se muestra el gráfico de la función de
densidad de Weibull para los parámetros calculados.
Reemplazándolos en la ecuación (1) se obtiene la
siguiente ecuación:
0 .3799
0 .6201
t 0 .161
15 .6829
f ( t ) 0 .1125 t 0 .161 e
(10)
Figura 5. Parámetros de Solver.
Es importante tener en cuenta que la celda objetivo
debe contener una formula que relacione directa o
indirectamente el valor de la celda cambiante. Para el
ejemplo la formula sería COEFICIENTE.R2 (E3:E142,
D3:D142). Obsérvese que el rango del segundo
argumento involucra la celda cambiante L8. Véase la
figura 3.
Al hacer clic en el botón Resolver de la ventana
Parámetros de Solver, el programa genera la solución
0.161, siendo este el valor del parámetro de
localización, y el coeficiente de correlación se maximiza
a 0.9886; es decir, al tener en cuenta el parámetro de
localización se mejora el ajuste de la recta de regresión.
De igual manera, los parámetros de forma y escala, y
los valores de las abscisas (Xi) y ordenadas (Yi) se
actualizan. Véase la figura 7.
Ln{Ln[1/(1-F(t-delta))]}
3
2
1
0
-2
-3
-4
-5
-6
y = 0.6201x - 1.7068
R 2 = 0.9886
-6 -4 -2 0 2 4 6
-1
Ln(t-delta)
Figura 8. Trazado de la recta de regresión con =0.161
Figura 6. Parámetro de localización
por Solver.
Para que los valores se actualicen automáticamente,
éstos deben estar relacionados por fórmulas, tal y como
se muestra en la figura 8.
Figura 9. Gráfico de la función densidad para los
parámetros calculados.
CONCLUSIONES
1. El método de los mínimos cuadrados facilita el
cálculo de los parámetros de la distribución de
Weibull cuando se emplean programas informáticos
como Excel.
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21

2. El análisis del gráfico de la recta de regresión
sirve de criterio para determinar si es necesario
calcular el parámetro de localización.
3. El parámetro de localización tiene un gran
efecto en la recta de regresión; sin embargo, se
debe analizar concienzudamente si un diferente de
cero es necesario.
4. El coeficiente de correlación, r, y el coeficiente
de determinación, r 2 , se constituyen en una prueba
de bondad de ajuste para la recta de regresión.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] Dodson, Bryan. The Weibull Analysis Handbook. 2da
ed. Milwaukee, Wisconsin: ASQ Quality Press, 2006.
[9] García Palencia, Oliverio. Optimización estadística
del mantenimiento industrial [En línea] Disponible en:
http://www.aciem.org/bancoconocimiento/O/Optimizacio
nestadisticadelmantenimientoindustr/Optimizacionestadi
sticadelmantenimientoindustr.asp [Consulta: 28 de julio
de 2010]
[10] Luna, Ana Eugenia. Teoría de la confiabilidad [En
línea] Disponible en:
http://focuslab.lfp.uba.ar/public/CursoTErrores2k4/Mono
grafias2005/Ana_E_Luna.pdf [Consulta: 22 de julio de
2010]
[2] Abernethy, Robert B. The New Weibull Handbook.
5ta ed. North Palm Beach, Florida. 2006
[3] Walpole, Ronald E y Raymond Meyers. Probabilidad
y estadística para ingenieros. 3ra ed. México:
Interamericana, 1990
[4] Céspedes Zapata, Lucas y Santiago Mejía Isaza.
Implementación de un Sistema de Indicadores para la
gestión de Mantenimiento de una empresa textilera.
Medellín, 2005,194p. Trabajo de grado Ingeniería
Mecánica. Universidad EAFIT. Departamento de
Ingeniería Mecánica. Área de mantenimiento.
[5] Tamborero Del Pino, José María. NPT 331:
Fiabilidad: La distribución de Weibull [En línea]
Disponible en:
http://www.insht.es/InshtWeb/Contenidos/Documentacio
n/FichasTecnicas/NTP/Ficheros/301a400/ntp_331.pdf
[Consulta: 22 de julio de 2010]
[6] Estimation of the Weibull parameters [En línea]
Disponible en:
http://www.weibull.com/LifeDataWeb/lifedataweb.htm
[Consulta. 26 de julio de 2010]
[7] Yáñez, Medardo; Perdomo, José L y Gómez de la
Vega, Hernando. Ingeniería de Confiabilidad: Pilar
fundamental del mantenimiento [En línea] Disponible en:
http://confiabilidad.net/articulos/ingenieria-deconfiabilidad-pilar-fundamental-delmantenimiento/#comment-list
[Consulta: 28 de julio de
2010]
[8] Duarte Holguín, Juan Carlos. Mantenimiento
centrado en confiabilidad usando métodos de simulación
del ciclo de vida [En línea] Disponible en:
http://www.noria.com/sp/rwla/conferencias/mem/Duartepaper.pdf
[Consulta: 28 de julio de 2010]
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EL ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD OPERACIONAL. UN
CASO DE ESTUDIO (Final)
El presente trabajo fue desarrollado en un centro biotecnológico de la ciudad. Se
declara el poco uso del mantenimiento centrado en la confiabilidad, se evalúan los
indicadores pertenecientes a cada elemento integrante de la Confiabilidad
Operacional en el binomio operación-mantenimiento de la línea de llenado, con la
utilización de los modelos exponencial, paramétrico y ajuste de la distribución;
todo ello como contribución al mejoramiento del proceso de toma de decisiones,
de modo que se cumple el objetivo trazado. Entre los resultados más relevantes
con relación al análisis del sistema, se considera la constatación de la menor
confiabilidad en la máquina lavadora de bulbos. La importancia y pertinencia del
tema radica en el papel preponderante que tiene la gestión de mantenimiento
para el incremento de la disponibilidad y la calidad.
Por:
MSc. Armando Díaz 1
Ing. Julio Abril Romero
Dr. Jesús Cabrera
MSc. Mariana Lobaina
1
Facultad de Ingeniería Mecánica,
Centro de Estudios en Ingeniería
de Mantenimiento, CUJAE
adiaz@ceim.cujae.edu.cu
Cuba
Mantenibilidad.
Para que un sistema recupere la capacidad de
realizar una función es necesario realizar unas
tareas específicas, conocidas como tareas de
mantenimiento. Las tareas de recuperación
más comunes son limpieza, ajuste, lubricación,
pintura, calibración, substitución, reparación,
restauración, renovación, etc.
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2. MATERIALES Y MÉTODOS
La confiabilidad como metodología de análisis debe
soportarse en una serie de herramientas que permitan
evaluar el comportamiento del componente de una forma
sistemática a fin de poder determinar el nivel de
operabilidad, la magnitud del riesgo y las acciones de
mitigación y de mantenimiento que requiere el mismo para
asegurar al custodio o dueño del activo su integridad y
continuidad operacional.
Las herramientas en cuestión están basadas sobre una
plataforma de cálculo de probabilidades estadísticas y
ponderaciones relativas de los elementos financieros,
operacionales, históricos y de seguridad. El empleo de las
herramientas de confiabilidad permite detectar la condición
más probable en cuanto al comportamiento de un activo, ello
a su vez proporciona un marco referencial para la toma de
decisiones que van a direccionar la formulación de planes
estratégicos de mantenimiento de los activos de una
organización.
Confiabilidad Humana.
La confiabilidad humana involucra grandes cambios en las
organizaciones, exige una cultura de desafío permanente
para controvertir muchos procesos de planeación y de
gestión, y lograr una dirección efectiva de los canales de
comunicación y la responsabilidad para el registro sistemático
de la información. Las acciones para mejorar la confiabilidad
humana buscan, esencialmente, recuperar el valor de las
personas; mejorar sus capacidades físicas y fisiológicas, su
experiencia profesional, optimizar el entrenamiento y las
condiciones de sus puestos de trabajo; para aumentar su
capacidad de gestión y colaborar de manera permanente en
el logro de los objetivos empresariales.
Un sistema básico de confiabilidad humana incluye diferentes
elementos de proyección personal, como se muestra en la
Figura 2.
Figura 2. Elementos de la Confiabilidad Humana.
La herramienta tal vez más conocida y aplicada para el
análisis de Confiabilidad Humana es la Técnica para la
Predicción de la Tasa de Error Humano: THERP (Technique for
Human Error Rate Prediction).
Dada la complejidad de su análisis y la carencia de bases de
datos que permitan la realización del mismo se decidió no
abordarlo.
Confiabilidad de proceso y sistema.[1]
La confiabilidad de un proceso o sistema debido a sus fallas se
puede calcular para cada equipo y para el sistema. Para este
caso se extrajo de la base de datos los fallos que tenían que
ver con el sistema y el proceso, organizándolos por equipo y
por año. Para cada equipo puede ser expresada por la
ecuación 1:
Donde:
(1)
t: tiempo de operación previsto.
λ: Tasa de fallas. Número total de fallas por período de
operación que se puede obtener como:
Donde:
N.F: Número total de fallas.
(2)
H.O: Número de horas totales de operación del activo.
Para la confiabilidad del sistema se puede considerar que
estos están separados en tres grupos en cuanto a su
estructura, en serie, en paralelo o mixto que es la
combinación de los dos primeros. Es por ello que las fórmulas
matemáticas para cada caso cambian según su disposición o
estructura.
Mantenibilidad de equipo.
Durante el tiempo de operación de los equipos, el ingeniero a
cargo de la planificación y organización del proceso de
mantenimiento, tiene bajo su responsabilidad reunir datos
relativos al tiempo necesario para completar las diferentes
clases de tareas de mantenimiento, pues estos datos son la
herramienta básica y necesaria para la estimación de las
medidas de mantenibilidad. Para el análisis de los datos
necesarios se requiere del uso de métodos estadísticos que
permitan extraer la información necesaria para poder calcular
las medidas de mantenibilidad. Estos análisis están basados
en dos métodos que permiten, por medio del análisis de los
datos obtenidos, calcular las diferentes medidas de
mantenibilidad de un sistema o equipo; estos son el método
paramétrico y el método de ajuste de la distribución.
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Disponibilidad.
La disponibilidad es la probabilidad de que un activo realice la
función asignada cuando se requiere de ella. Para cada activo
puede ser calculada por la ecuación 3:
En la Tabla 3 se muestra la estimación de la confiabilidad para
cada uno de los equipos.
(3)
Donde:
R ei : Disponibilidad del activo.
t ee : Tiempo de trabajo efectivo.
t et : Tiempo total de trabajo previsto.
Tabla 3. Confiabilidad de equipos.
3. ANÁLISIS Y DISCUSIÓN DE LOS RESULTADOS.
3.1 Confiabilidad de equipo
Esta línea fue sometida en el año 2008 a una reparación
general en todos los sistemas principales, así como a sus
subsistemas y equipos auxiliares, lográndose que la línea haya
recuperado los parámetros de diseño (desempeño requerido)
para el contexto operacional actual, respondiendo su
desempeño inherente a un patrón de desarrollo de fallas
constante, propios de la etapa de vida útil de la instalación; lo
que permite utilizar para el cálculo de la confiabilidad la
ecuación (1), por ser el objetivo fundamental, mostrar a la
DSI los beneficios que reporta la aplicación y análisis de los
indicadores del análisis de la confiabilidad en el
mantenimiento, para la toma de decisiones y para la precisión
de estrategias de trabajo.
Para el cálculo se utilizan los fallos que tienen que ver con el
activo, pudiendo así, estimar la confiabilidad del activo según
(1).
En las tablas 1, 2 se muestra la estimación de cada uno de los
parámetros de la ecuación (1).
Tabla 1. Tiempo total de operación.
La mayor tasa de fallos fue de 0,14 % correspondiente a la
Lavadora de Bulbos, en el período ocurrieron las
indisponibilidades debido a no contar con las herramientas
necesarias de trabajo en el taller y problemas del equipo
relacionados con el ajuste y la lubricación; por lo que
correspondió a ese período un 4,88% de confiabilidad siendo
este el equipo de menor confiabilidad.
3.2 Confiabilidad de sistema y proceso.
Calculando Hs=2152- Tr- Tp lo que se presenta en la Tabla 4.
En la Tabla 5 y 6 aparecen la tasa de fallos y la confiabilidad,
respectivamente.
Tabla 4. Tiempo total de operación.
Tabla 2. Tasa de fallos.
Tabla 5. Tasas de fallo.
Tabla 6. Confiabilidad del sistema.
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27

La mayor tasa de fallo la registró la lavadora de bulbos con
0,14% lo cual incidió considerablemente en la confiabilidad
del sistema la cual fue de solo 0,6 % aunque la llenadora
hubiese registrado un 100 % de confiabilidad en período.
Tabla 10. Análisis de la mantenibilidad en los mantenimientos
proactivos del sistema por equipos.
3.3 Mantenibilidad.
Para que un sistema recupere la capacidad de realizar una
función es necesario realizar unas tareas específicas,
conocidas como tareas de mantenimiento. Las tareas de
recuperación más comunes son limpieza, ajuste, lubricación,
pintura, calibración, substitución, reparación, restauración,
renovación, etc.
Tabla 7. Cálculo de mantenibilidad e indicadores en los
mantenimientos reactivos de cada equipo.
El túnel de despirogenización registró la más baja
confiablidad siendo esta de un 21% debido a la calibración del
equipo de las sondas de temperatura de la zona de
precalentamiento y esterilización, y el cambio de filtros al
equipo en los que los de las zonas de enfriamiento fueron
cambiados, no así los de la zona de precalentamiento y
esterilización.
Tabla 8. Cálculo de mantenibilidad e indicadores en los
mantenimientos proactivos de cada equipo.
Como puede apreciarse la confiabilidad del sistema en los
mantenimientos se comportó en valores parecidos a pesar de
los altos valores presentados en los proactivos por el túnel y
la llenadora, esto se debe a la baja confiabilidad de la
lavadora lo que hizo que la confiabilidad del sistema en los
mantenimientos cayera bruscamente.
3.4 Disponibilidad.
En la siguiente tabla se reporta la disponibilidad de cada uno
de los equipos, calculada a partir tiempo de trabajo efectivo
del equipo sin interrupciones entre el tiempo total de trabajo
estable previsto sin interrupciones. En las dos columnas
finales, aparece la disponibilidad del sistema.
En la tabla 11 se muestra la disponibilidad por equipos y la del
sistema en general.
Tabla 11. Disponibilidad de los equipos y el sistema
Como puede observarse los tres equipos que componen el
sistema mantuvieron una alta disponibilidad durante el
período analizado lo que trajo consigo que la disponibilidad
del sistema en el período se comportara de igual manera.
En el caso del mantenimiento proactivo durante el período
analizado el túnel y la llenadora presentan una alta
confiabilidad mientras que la lavadora de bulbos no se
comporta de esta manera, mostrando una probabilidad de
que el mantenimiento no se haya cumplido en 120 minutos y
sí se cumpla entre 120 y 240 minutos de 40 %. El 90% de las
tareas de mantenimiento se cumplieron en
aproximadamente 410 minutos y el tiempo medio para
reparar fue de 255 minutos.
La mantenibilidad del sistema se muestra en las tablas 9 y 10.
Tabla 9. Análisis de la mantenibilidad en los mantenimientos
reactivos del sistema por equipos.
4. CONCLUSIONES
1. Se analizaron las características actuales del
mantenimiento en la Industria Biotecnológica cubana,
concluyéndose que las herramientas vinculadas con los
análisis de confiablidad y particularmente las de confiabilidad
operacional, no son utilizadas como parte del sistema de
mantenimiento.
2. En el proceso de obtención de datos se obtuvo que
las bases de datos no cuentan con toda la información
necesaria para la aplicación de todas las herramientas y
modelos en específico los relacionados con la confiabilidad
humana.
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3. Se realizó un análisis de la confiabilidad detallado por
activos y el sistema en su integralidad; de lo que puede
resumirse que con respecto a la confiabilidad de equipo, el
más afectado fue la lavadora de bulbos. En función de la
confiabilidad de sistema y proceso la mayor incidencia la
presenta la lavadora de bulbos y en lo que se refiere a la
mantenibilidad de equipos para los mantenimientos
reactivos, el activo de menor confiabilidad fue el túnel de
despirogenización, manteniéndose la lavadora como
incidencia, cuando se trata del mantenimiento proactivo. Del
análisis del sistema se concluye que el equipo de menor
confiabilidad en el período analizado es la lavadora de bulbos.
5. BIBLIOGRAFÍA
1) DURÁN, M. B. J. “¿Qué es Confiabilidad Operacional?”
Revista electrónica “Club de Mantenimiento”
No.11Email: jdurán@ieee.org.". Dic/2002.
2) AMENDOLA, LUIS. Confiabilidad Operacional. Universidad
Politécnica de Valencia. 2009
3) CASTELLANOS, G. M. Estimación de parámetros de
confiabilidad y mantenibilidad en sistemas industriales.
Copyright,2ª. Edición Adaptada como herramienta
computacional. ed. Centro de Altos Estudios
Gerenciales.Instituto Superior de Investigación y
Desarrollo.Caracas, Venezuela. 2000.
4) GARCÍA, D. M. “Trabajo de Diploma en opción al Título de
Ingeniero Mecánico”. La Habana 2012.
5) AGUILAR, O. Ch. “Trabajo de Diploma en opción al Título
de Ingeniero Mecánico”. La Habana 2012.
6) FERNÁNDEZ, O. G. “Trabajo de Diploma en opción al
Título de Ingeniero Industrial”. La Habana 2012.
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29

ESTRATEGIAS DE MANTENIMIENTO PARA TURBINAS A
GAS EMPLEADAS EN LA INDUSTRIA PETROLERA PARA
LA GENERACIÓN ELÉCTRICA. (Final)
2. METODOLOGÍA DE TRABAJO
Por:
Osberto J. Díaz B.
Ingeniero de
Mantenimiento Mecánico.
Magister Scientiarum en Gerencia
de Mantenimiento
Ingeniero de Confiabilidad E&M
Solutions C.A.
osbertodiaz@gmail.com
Venezuela
Las estrategias de mantenimiento, se definen en primer lugar, considerando el
contexto operacional de las turbinas, con el objetivo de conocer los datos técnicos
y condiciones operacionales de las mismas. Posteriormente se estudian las fallas
en los ítems mantenibles de los sistemas y subsistemas de las turbinas, a través de
la metodología del Análisis de Modo y Efecto de fallas, definiendo las tareas de
mantenimiento preventivas y basadas en la condición a ejecutar para garantizar la
confiabilidad en las operaciones. Asimismo, se caracterizan probabilísticamente
los tiempos promedios entre falla (TPEF) y tiempos promedios para reparar (TPPR)
de las turbinas a través de la estadística paramétrica, obteniendo los indicadores
de confiabilidad, mantenibilidad y disponibilidad con los registros de fallas y
mantenimiento de turbinas a gas utilizadas para la generación eléctrica en la
industria petrolera.
Es importante mencionar, que para algunos modos de fallas se hizo necesario la
consulta de expertos en el área o base de datos genéricas de tiempos de fallas y
reparación. Seguidamente se estima la criticidad de las turbinas estudiadas como
un Diagrama de Bloques de Confiabilidad, considerando la indisponibilidad que
aportan de manera individual al sistema de generación de energía eléctrica. Esto
con el propósito de centrar las acciones de mantenimiento necesarias para
garantizar la confiabilidad operacional en los procesos de exploración y
producción petrolera.
Para estimar confiabilidad con estadística
paramétrica, es necesario caracterizar
probabilísticamente la variable tiempo para
fallar, es decir; encontrar la distribución
paramétrica que mejor se ajusta a los datos
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30

En resumen, el plan de trabajo para el desarrollo de las
Estrategias de Mantenimiento se resume en las siguientes
etapas:
Etapa I. Diagnóstico del contexto operacional
Etapa II. Estudio de Fallas en los sistemas y subsistemas de las
turbinas a gas empleadas para la generación eléctrica.
Etapa III. Caracterización de tiempos de falla y tiempos de
reparación de las turbinas.
Etapa IV. Estimación de la criticidad de las turbinas a gas
utilizadas en la industria petrolera para la generación
eléctrica.
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
Contexto Operacional
Los sistemas asociados a una Turbina a gas, se encuentran
distribuidos en grupos de dispositivos y componentes
eléctricos, electrónicos y mecánicos que operan en conjunto
para cumplir una función específica. Es importante destacar,
que las turbinas empleadas en la industria petrolera y los
sistemas asociadas a las mismas, son estructuralmente
similares y cumplen las mismas funciones. Sin embargo
pueden encontrarse ciertas diferencias en los modelos de los
dispositivos o componentes, en el número y en su capacidad.
En cuanto al contexto operacional, es necesario definir “las
circunstancias bajo las cuales se espera que opere el activo
físico o sistema” (Norma SAE JA 1012). En este sentido, los
valores de las variables de operación de las turbinas, son de
suma importancia al momento de proponer las estrategias de
mantenimiento a las turbinas a gas. Esto se debe a que con
un monitoreo continuo de estos parámetros se minimizaría el
riesgo a la ocurrencia de una falla. Puesto que, sí al momento
de una inspección un parámetro se encuentra fuera de su
rango de operación normal. Se debe ejecutar una acción para
corregir esa desviación. Esto es lo que se conoce como
Mantenimiento Basado en Condición o Mantenimiento
Predictivo.
Para el caso de la presente investigación, se seleccionaron
cuatro (4) turbinas a gas empleadas en la industria petrolera
para la generación eléctrica, ubicadas en la Costa Oriental del
Lago de Maracaibo. En cuanto a la operatividad de las
mismas, en condiciones normales de operación, se
encuentran en n-1, esto quiere decir que el total de las 4
Turbinas de las Plantas Eléctricas, tres (3) están en servicio
dejando una (1) como respaldo operacional, es decir, para ser
utilizadas en caso de un mantenimiento programado, una
emergencia o falla operacional de alguna de las turbinas.
Asimismo, otro de los factores a considerar son las
condiciones ambientales de las Turbinas a Gas, puesto que si
las mismas operan bajo condiciones fuera de especificaciones
de diseño, incidiría directamente en la confiabilidad
operacional de estas. En este sentido, el estudio fue realizado
en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo, donde el clima es
caluroso, con temperaturas que oscilan entre 30° C y 40° C,
con una humedad alta en todas las épocas de año. En este
sentido, los datos de operación para las turbinas a gas en
estudio, establece que las mismas están diseñadas para
trabajar en ambientes costeros a nivel del mar para
temperaturas que oscilen entre: -5º C y 50° C. Es decir, que
las turbinas a gas de las plantas eléctricas analizadas, operan
bajo las condiciones ambientales para las cuales fueron
diseñadas.
Estudio de Fallas en los sistemas y subsistemas de las turbinas
a gas empleadas para la generación eléctrica
Antes de realizar un análisis detallado a las turbinas a gas,
es necesario conocer con mayor detalle el funcionamiento de
lasmismas, los requerimientos técnicos y los insumos
necesarios para su operación. Esto se realiza a través de un
diagrama funcional, puesto que su esquematización
específica de forma detallada los factores necesarios para un
posterior análisis del sistema.En la figura 1 se muestra un
diagrama funcional de las turbinas en estudio.
Figura 1. Diagrama Funcional Turbinas a Gas. (Díaz, 2013).
Asimismo, es necesario realizar una clara descripción de
límites o frontera del equipo para el estudio del mismo, tal
como lo establece la Norma ISO 14224, en la figura 2 se
observan los componentes y sistemas de las turbinas a gas
sujetos a estudio.
Figura 2. Frontera Equipo, Turbina a Gas según Norma ISO
14224:2006.
Análisis de modo y efecto de las fallas (AMEF)
Utilizando como base las fallas de los sistemas e ítems
mantenibles de las turbinas a gas (tanto de datos genéricos
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como de registros de fallas), se procedió a la elaboración de
un análisis de modo y efecto de las fallas (AMEF), con el
propósito de determinar y evaluar los modos y efectos de
fallas potenciales asociadas al equipo e identificar las
acciones de mantenimiento que podrán eliminar o disminuir
la ocurrencia de la falla potencial.
Asimismo, se determinaron los índices de ocurrencia,
severidad, impacto ambiental, impacto en la seguridad y
detectabilidad de los modos de fallas, con los criterios de
evaluación para los diferentes ítems, estos son evaluados en
una escala del 1 al 10, donde 10 es lo más severo.
A continuación se muestra la definición de los criterios de
evaluación utilizados para la aplicación del AMEF, tomados
del Manual Mantenimiento centrado en la confiabilidad CIED,
1999:
Ocurrencia de falla: indica la periodicidad con la que se
presentaron los eventos de falla en los componentes de los
equipos bajo estudio.
Severidad de falla: evalúa la gravedad del efecto o la
consecuencia de que se produzca un determinado fallo.
Impacto ambiental: indica el efecto que produce una
determinada falla sobre el medio ambiente en sus distintos
aspectos.
Impacto en la seguridad: indica el efecto en la seguridad
tanto a los operadores como a terceros.
Detectabilidad de falla: evalúa la probabilidad de detectar
cada causa y el modo de fallo resultante.
chequeo, medición, servicio y reemplazo, todas enfocadas a
reducir las fallas.
Caracterización de tiempos de falla y tiempos de reparación
de las turbinas.
Para el cálculo de los parámetros de mantenimiento en
primer lugar se realiza un análisis al historial de fallas de las
turbinas que conforman la planta eléctrica analizada.
El mismo se realiza a través del análisis de confiabilidad
basada en el análisis probabilístico del historial de fallas, el
cual el autor Yáñez et. Al, 2004, lo define como “la rama de la
confiabilidad que estudia la variable aleatoria tiempo para la
falla”. Además, el mismo autor establece que “el insumo
básico para este tipo de análisis son bases de datos donde
sealmacenan las historias de fallas (tiempos de fallas y
tiempos de reparación) deequipos”.
En este sentido, para estimar confiabilidad con estadística
paramétrica, es necesario caracterizar probabilísticamente la
variable tiempo para fallar, es decir; encontrar la distribución
paramétrica que mejor se ajusta a los datos (Yañez et. Al,
2004, p. 197).
A continuación se muestra un resumen de la caracterización
probabilística de los tiempos entre falla y reparación de las
turbinas. Es importante mencionar, que los tiempos
analizados, son considerados desde la realización del último
Mantenimiento Mayor aplicado a las turbinas, donde es
llevada a una condición de “como nueva”.
Tabla 1. Resumen de la caracterización probabilística de los
tiempos entre fallas y de reparación de las turbinas a gas.
A modo de ejemplo, en la figura 3, se muestra el formato de
AMEF empleado:
Figura 3. Formato Análisis de Modo y Efecto de Fallas (AMEF).
En el análisis de modo y efecto de las fallas, se identificaron
45 modos de fallas potenciales, con sus consecuencias y sus
respectivas tareas de mantenimiento. Esta información sirvió
como base para el diseño de las estrategias de
mantenimiento para las turbinas a gas. Estas actividades
están constituidas principalmente por tareas de inspección,
Criticidad de las turbinas a gas utilizadas en la industria
petrolera para la generación eléctrica.
Para estimar la criticidad de las turbinas a gas, se considera el
aporte a la indisponibilidad (los tiempos promedios entre falla
y los tiempos de reparación) de cada una de las turbinas a
todo el sistema de generación. Es por esto que se deben
considerar una serie de premisas de operación y
mantenimiento, para posteriormente modelar el sistema
como un diagrama de bloques de confiabilidad.
Premisas para el estudio:
• El tiempo de análisis del estudio es de uno (1), cinco
(5) y diez (10) años, considerando el tiempo anual de
operación continua en 8760 horas.
• Las Paradas de Planta se llevan a cabo con una
frecuencia aproximada de 4 años, con una duración promedio
según opinión de expertos de la planta eléctrica de 2000
horas
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33

• Se asume que los mantenimientos programados
realizados durante estas paradas dejan los equipos en
condiciones cercanas a “tan buenos como nuevos”.
• La frecuencia y duración de las tareas por
mantenimiento programado, fueron tomadas de los planes
de mantenimiento actuales de las turbinas a gas y la duración
de las mismas de los reportes de operación y mantenimiento
de las turbinas a gas y se muestran en el siguiente cuadro:
Tabla 2. Frecuencia y duración de las tareas de
Mantenimiento Programado.
Estimación de Parámetros de Confiabilidad, Disponibilidad y
Mantenibilidad (CDM) de las Turbinas a Gas
Se modelaron cada una de las turbinas como un bloque
independiente, con el objetivo de conocer, la disponibilidad,
el tiempo promedio entre fallas (TPEF), las paradas totales
(por mantenimiento y por falla) y las fallas esperadas.
Los resultados de la estimación de los parámetros RAM para
cada una de las turbinas son los siguientes:
Tabla 3. Parámetros RAM para la Turbina 7.
Mantenibilidad de las Turbinas a Gas empleadas en la
Industria Petrolera para la generación eléctrica
La estimación de la disponibilidad de las turbinas a gas, fue
realizado a través de un Diagrama de Bloques de
confiabilidad, el cuál es un método de análisis en el cual el
diagrama resultante muestra la organización del sistema,
permitiendo visualizar muy convenientemente la
interrelación funcional de los subsistemas. El mismo utiliza
técnicas soportadas en álgebra Booleana y “sets” de
combinaciones entre otros y provee modelos para la
predicción de la confiabilidad del sistema en términos
probabilísticos. (Yáñez et. Al, 2004, p. 253).
Es importante mencionar que los cálculos de disponibilidad
de la turbinas fueron considerados las mismas premisas
utilizadas para el cálculo de cada turbina por separado, y la
disponibilidad resultante es la del sistema de turbinas de la
planta eléctrica sin considerar factores externos. A
continuación, en la figura 4 se muestra el diagrama de
bloques, que aplica para las turbinas a gas T-7, T-8, T-9 y T-10.
Tabla 4. Parámetros RAM para la Turbina 8.
Tabla 5. Parámetros RAM para la Turbina 9.
Tabla 6. Parámetros RAM para la Turbina10.
Diagrama de Bloque de Confiabilidad y estimación de los
parámetros de Confiabilidad, Disponibilidad y
Figura 4. Diagrama de Bloque de Confiabilidad de las Turbinas
a Gas.
Asimismo, se presentan a continuación los resultados de la
estimación de Disponibilidad de las turbinas a gas, realizada a
través de la simulación de Monte Carlo, con el objetivo de
enfrentar la incertidumbre y la variabilidad de los parámetros
de mantenimiento. Los mismos, se presentan de manera
acumulada y anualizada para el tiempo misión modelado a
través de las distribuciones de probabilidad ajustadas.
Tabla 7. Parámetros de Disponibilidad anualizada para las
Turbinas a Gas
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definidas en función del estudio de los parámetros RAM y la
criticidad de las mismas.
A continuación se describen brevemente dichas estrategias,
enfocadas a reducir las fallas para las turbinas en estudio:
Tabla 9. Estrateas de Mantenimiento de las Turbinas a
Gas.
Figura 5. Parámetros de Disponibilidad anualizada para las
Turbinas a gas
Considerando la tabla y el gráfico anterior, la disponibilidad
para el primer año de misión es de 95,92%; basado en el valor
promedio, la disponibilidad para el año cinco (5) de misión es
de 87,37% y para el año diez (10) es de 86,88%. Esto
evidencia que con la política de operación y mantenimiento
actual aplicado a las turbinas, la disponibilidad de las mismas
va disminuyendo de forma considerable para los próximos
años, trayendo consigo problemas en la generación eléctrica
de la planta, el cuál repercutirá aguas abajo a la producción y
operación de la industria petrolera.
Criticidad de las Turbinas a Gas
Seguidamente, con el objetivo de definir las estrategias de
mantenimiento, en la tabla 8 se presenta una lista
jerarquizada en función de la criticidad de cada una de las
turbinas. La misma considera la influencia del Tiempo para la
Falla, el Tiempo para Reparar, así como el impacto que
ocasiona la falla de la turbina, estimados apoyándose en la
simulación de Montecarlo, obteniendo los resultados posibles
y evaluando el impacto de los mismos.
Tabla 8. Criticidad con Simulación de Monte Carlo de las
Turbinas a Gas.
De la tabla anterior, se puede evidenciar como la turbina a
que se le debe enfocar el desarrollo de las estrategias de
mantenimiento a las turbinas a Gas, es la Turbina 7, puesto
que sus valores de indisponibilidad, son los que más aportan
a la indisponibilidad de la planta de generación eléctrica.
Estrategias de mantenimiento para los componentes y
sistemas de la turbina de gas
Luego de la identificación de los modos de falla y estimación
de los parámetros de Confiabilidad, Mantenibilidad y
Disponibilidad de las turbinas, se definieron las estrategias de
mantenimiento para cada uno de los sistemas y
componentes. Las mismas, son principalmente tareas de
mantenimiento preventivo y basadas en la condición,
derivadas principalmente del Análisis de Modo y Efecto de
Fallas (AMEF), actividades propuestas por el fabricante y
Inspecciones en operación
Con el objetivo de garantizar la confiabilidad operacional del
equipo, es necesario realizar inspecciones en operación, las
cuales consisten en realizar observaciones a la unidad que
está en servicio. En este sentido, la turbina debe observarse
regularmente, y estas son actividades de mantenimiento, que
deben formar parte integral de las estrategias de
mantenimiento a aplicar.
Tabla 10. Estrategias de Mantenimiento de las Turbinas a Gas
basadas en inspección.
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4. Conclusiones y Recomendaciones
• El monitoreo continuo de los parámetros de
operación, minimizaría el riesgo a la ocurrencia de una falla
funcional.
• Las turbinas a gas de las plantas eléctricas en
estudio, operan bajo las condiciones ambientales para las
cuales fueron diseñadas.
• En el AMEF, se identificaron 44 modos de fallas
potenciales, con sus consecuencias y sus respectivas tareas
de mantenimiento. Esta información sirvió como base para el
diseño de las estrategias de mantenimiento de las turbinas a
gas.
• El resultado de los cálculos de los parámetros RAM
arrojó que para la turbina T-7, se debe hacer un esfuerzo en
disminuir los tiempos de reparación de la misma, de manera
que los tiempos fuera de servicio sean menores.
• En cuanto a la turbina T-9, debido a su bajo índice de
indisponibilidad, se necesita especial atención en cuanto a su
mantenimiento, y posteriormente realizar un Análisis
Económico del Costo de Ciclo de Vida (AECCV), para conocer
de primera mano si desde el punto de vista económico, es
rentable mantener esta turbina.
• Según los indicadores RAM calculados, la turbina T-
10, es la más confiable de todo el sistema de generación.
• Los valores de los parámetros RAM calculados, para
los diferentes años. Evidencia que la disponibilidad va
disminuyendo de forma considerable para los próximos años,
trayendo consigo problemas en la generación eléctrica de la
planta, el cuál repercutirá aguas abajo a la producción y
operación de la industria.
• Realizar estudio cromatográfico del gas combustible
que se está empleando actualmente y compararlo con los
valores de diseño, para verificar si existen desviaciones que
puedan disminuir la vida útil de las turbinas.
• Revisar perfil de manejo de gas para los próximos
años, para definir el sistema de combustible a emplear, y
evaluar otras fuentes de suministro de gas combustible,
puesto que en la actualidad se están presentando deficiencias
en el cabezal de entrada.
• Realizar una revisión y actualización permanente de
las actividades de mantenimiento, en función de las
experiencias y las fallas presentadas por las turbinas y lograr
de esta forma una mejoría continua de las actividades de
mantenimiento.
5. Bibliografía
[1] SAE JA 1012. Una Guía para la Norma de Mantenimiento
Centrado en Confiabilidad (MCC), 2002.
[2] Yañez Medardo, Gómez de la Vega Hernando, Valbuena
Genebelin. (2004) "Ingeniería de Confiabilidad y Análisis
Probabilístico de Riesgo", R2M 2004.
[3] Centro internacional de educación y desarrollo (CIED)
(1999). Mantenimiento Centrado en Confiabilidad. 1ra
Edición.
[4] ISO 14224. Industrias de petróleo y gas natural -
Recolección e intercambio de datos de confiabilidad y
mantenimiento de equipos, 2006.
www.pgamlat.com
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36

ESTUDIO Y APLICACIÓN DE LA MANTENIBILIDAD EN UNA
PLANTA PRODUCTORA DE SUBSTANCIAS
ACELERADORAS DE COMBUSTIÓN (Final)
La Mantenibilidad de la industria es de gran importancia para llegar a obtener
resultados eficientes en el desarrollo de la actividad productiva. La Mantenibilidad
no es más que la propiedad de un sistema que representa la cantidad de esfuerzo
requerido para conservar su funcionamiento normal o para restituirlo cuando ha
ocurrido una avería o evento de fallo.
Por:
El presente trabajo responde al interés de efectuar un estudio comparativo entre
los parámetros comprendidos en el concepto de mantenibilidad de la estructura
existente antes de la ejecución de los trabajos de remodelación de una planta de
producción de elementos aceleradores de la combustión de una elevada
nocividad, así como después de la ejecución de los mismos, con el propósito de
incrementar su mantenibilidad y por tanto su disponibilidad.
Dr. Francisco Martínez
Instituto Superior Politécnico José
A. Echeverría (CUJAE), Facultad
de Ingeniería Mecánica, Centro de
Estudios de Ingeniería de
Mantenimiento (CEIM)
fmartinez@ceim.cujae.edu.cu
MSc. Michael Pérez
Instituto Superior Politécnico José
A. Echeverría (CUJAE), Facultad
de Ingeniería Mecánica, Centro de
Estudios de Ingeniería de
Mantenimiento (CEIM)
mperez@ceim.cujae.edu.cu
Ing. Candelario Romero
CUPET, Empresa Cubalub, Planta
Habana
gladys@cubalub.cupet.cu
Cuba
En el caso de las líneas de trasiego a pesar de
ser una de las áreas críticas, no presenta tantas
fallas como el área de bombeo y la mayor
incidencia radica en las juntas de platillos,
debido a la agresividad del producto elaborado.
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37

La composición y características del producto se muestran en
la Tabla 1.
Tabla 1. Composición y características del producto.
Producto Compuesto Características
Trietilamina
Explosivo e inflamable
1. Gran consumo de rodamientos
2. Gran consumo de sellos mecánicos y
empaquetaduras
3. Diversidad de modelos de bomba
4. Dificultad para ejecutar los mantenimientos y las
reparaciones debido al diseño de líneas
(generalmente muy largas o incómodas de
manipular, ancladas a las líneas soterradas por
soldaduras).
Biomix - D
Flexistane
(Nitruetano, Quemaduras cutáneas
nitropropano)
Aceite SAE – 30 -
Diesel -
Como puede apreciarse en la Tabla1 existen altos riesgos en
la elaboración.
La secuencia tecnológica general de la fabricación del
producto es de la forma siguiente:
Los productos necesarios para la elaboración tecnológica se
bombean hacia la mezcladora M-1 en cantidad y proporción
de acuerdo con la carta de elaboración.
Primero, se vierten el diesel y el aceite SAE-30 y con
posterioridad los productos activos (ver Tabla 1). Estos se
someten a un proceso de agitación y mezcla hasta la
obtención del producto Biomix-D. Concluido el proceso de
fabricación, el Biomix-D se bombea hacia los tanques de
almacenamiento y se espera para su posterior
desplazamiento hacia el cargadero y carga en los vehículos
donde se transportará.
En todo este proceso se cuenta con líneas de varias medidas:
válvulas, filtros, y los equipos de bombeo necesarios, además
de equipos de seguridad como la torre de lavado de gases
que absorbe y trata los gases del área de productos activos y
los de seguridad personal.
2.2 Condiciones tecnológicas iniciales.
En base a las afectaciones en la disponibilidad de los activos
que afectaban la producción, fueron considerados como
críticos las siguientes áreas:
- Área de bombeo
- Líneas de trasiego
En el área de bombeo se producen constantes paradas
debido a:
1. Obsolescencia del equipamiento tecnológico de
bombeo
2. Problemas de piezas de repuesto (Sellos,
empaquetaduras, rodamientos)
3. Falta de alineación de los equipos.
Es preciso señalar que el área de bombeo es en extremo
crítica debido a:
En el caso de las líneas de trasiego a pesar de ser una de las
áreas críticas, no presenta tantas fallas como el área de
bombeo y la mayor incidencia radica en las juntas de platillos,
debido a la agresividad del producto elaborado.
Para acometer el estudio inicial de la planta se ejecutó un
análisis del proceso y secuencia de fabricación y a partir de
este momento se comenzó por un análisis del diseño de la
planta [1]. La literatura especializada plantea la conveniencia
del comienzo del estudio de Mantenibilidad durante la etapa
de proyecto [1], como se posee el producto diseñado, debe
realizarse el estudio a partir de este momento, encontrando
posibles fallas en relación con lo que se debió haber
garantizado. Al analizar el proyecto, se llega a descubrir las
fallas más relevantes.
1. La red de línea de trasiego es, en la mayoría de los
casos, extremadamente larga y pesada para la
manipulación manual del trabajador, además no hay
acceso para equipos de izaje.
2. Las líneas de trasiego se hallan soldadas a líneas
soterradas, lo que hace un sistema totalmente
rígido.
3. Las líneas acoplan directamente con las bombas lo
que hace que la línea obligue a la bomba a ocupar
determinado lugar por la rigidez de esta.
4. Al ejecutar un trabajo de mantenimiento es
necesario efectuar el desacoplado de determinada
sección de línea, drenaje y limpieza y se necesitan
varios hombres debido a la longitud y peso, así como
la incomodidad de la manipulación.
Estos factores de diseño (proyecto) de la planta traen como
consecuencia:
- Aumento de los tiempos de mantenimiento.
- Un largo período de limpieza de la línea.
- Dificultad al desacoplar, acoplar y moverlas por su
extensión y peso.
- Desalineación de las bombas por la rigidez de las
líneas.
- Necesidad de trabajar los tramos dañados en el
mismo lugar y con las líneas soterradas macizadas
con agua salada para evitar acumulación de gases,
etc.
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38

Además de estos problemas, se generan otros de forma
colateral como son:
a) Las líneas soterradas sufren mayor corrosión por la
presencia del agua salada mientras se efectúa la reparación
de los tramos aéreos.
b) Dificultad al manipular las líneas ya que se
encuentran conectadas de forma rígida a las líneas
soterradas.
c) Altos consumos de rodamientos, empaquetaduras y
sellos mecánicos debido a:
- Desalineación de las bombas. Se produce por la
rigidez del sistema de tuberías conectado a la bomba, siendo
ésta el punto más débil de la cadena.
- No comprobación de la alineación y la nivelación
después de ejecutado el trabajo de reparación.
- Obsolescencia de los equipos.
- No comprobación de los asientos de las bombas,
excentricidad de los ejes.
- Carencia de instrumentos de verificación.
d) Insuficiente capacitación.
2.3 Trabajos de remodelación con vistas a incrementar la
mantenibilidad.
El análisis de las variaciones a efectuar con vistas a
incrementar la mantenibilidad y la disponibilidad en el
proceso de mantenimiento, se dirigió a los procesos de
reparación de las líneas y de las bombas.
En el caso de las líneas: el tiempo total de reparación se
muestra en la tabla 2.
Tabla 2. Resumen del tiempo de trabajo total de
mantenimiento en la reparación de las líneas.
Tiempo de trabajo Total de horas de horas
empleadas (h)
Paileros 122,5
Ayudantes 145,5
J’ de brigada 15,0
Soldador 62
Téc. en Seguridad
1,5
Industrial
Tiempo total de reparación 346,5
Esa reparación de línea abarca 346,5 h, no obstante no se
analizaron los tiempos perdidos por causas injustificadas o
aseguramientos no planificados.
En el caso de las bombas: el tiempo total de reparación se
muestra en la tabla 3.
Tabla 3 – Tiempo total empleado en la reparación de bombas
Categoría del trabajo Tiempo empleado
(h)
Pailero 7,5
Ayudante 17,5
Mecánico (J’ de brigada) 18
Téc. en Seguridad Industrial 1
Electricista 4
Tiempo total de mantenimiento y
48
reparación
En base a estos resultados, se calculó para ambos procesos, la
disponibilidad de la planta.
De acuerdo con el concepto original, la disponibilidad (D) es
una medida de con qué frecuencia el sistema está listo para
operar lo que, generalmente, se expresa como tiempo de
servicio. Tiempo en servicio + tiempo en parada.
Así pues mantenimiento: - Tiempo en servicio (Ts) - Tiempo
en parada. (Tp)
Siendo la expresión matemática: D = (Ts / Ts + Tp) x 100 = %
(1)
La disponibilidad en los casos de Refinerías y Plantas químicas
de proceso continuo se valora debe estar entre un 85 y un 98
% [1]. En los casos analizados, puede señalarse que:
Para el caso de reparación de línea: Tiempo de parada (Tp) =
346,5 h. Este tiempo representa que la planta labora 24 días
al mes con una duración de la jornada laboral de 4 horas
físicas de producción lo que representa: 24 x 4 = 96 horas
para un mes laboral. Sin embargo 346,5 / 96 = 3,6 meses de
parada; por lo que la planta debió trabajar 384 h en cuatro
meses.
La planta tuvo de forma real un tiempo de servicio (Ts) de 384
– 346,5 = 37,5 h lo que permite obtener el siguiente valor de
disponibilidad (*):
D = (Ts / Ts + Tp) x 100 = (37,5 / 37,5 + 346,5) x 100 = (37,5 /
384) x 100 = 9,76 %
La disponibilidad de la planta fue solo de 9,76 % en el período
analizado.
A continuación se pasa al cálculo de la mantenibilidad.
El caso de las líneas es el que menos paradas genera, por lo
que se analizó el caso de las bombas, caso más recurrente en
ese periodo. No obstante, es preciso señalar que los trabajos
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39

Próximamente
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40

de línea fueron remodelados también para hacer más rápida
la ejecución de una reparación.
Para efectuar el cálculo se valoraron los siguientes datos:
Cantidad de bombas instaladas, número de reparaciones en
el año, servicios técnicos efectuados en el año, tiempo
consumido en las reparaciones así como en los servicios
técnicos. El tiempo total para las reparaciones en el año
ascendió a 374,4 h. El tiempo normal de reparación es de 160
h en el año.
La mantenibilidad M se calculó a partir de la siguiente
fórmula:
M = Ttr-Tnr / Ttr (2)
donde: Ttr es el tiempo total real de reparación y Tnr es el
tiempo normal de reparación, por lo que:
desviaciones de montaje y creó espacio suficiente
para el trabajo de los mecánicos).
Los resultados de la remodelación en cuanto al tiempo
consumido en la reparación de las líneas, se muestran en la
Tabla 4.
Tabla 4. Tiempo consumido en horas en la reparación de las
líneas después de concluida la remodelación.
Tipo de trabajo Total de horas empleadas (h)
Pailero 9
Ayudante 8
Jefe de Brigada 4
Total 21
El tiempo empleado en la reparación de la bomba después de
la remodelación, se muestra en la Tabla 5.
M = 374,4-160 /374,4
M = 0,57
Como se aprecia, la mantenibilidad es bastante baja y da la
medida del incremento de gastos de mantenimiento y el
mayor tiempo necesario para la atención de los equipos.
Se analizó un plan de remodelación que incluyó:
- La tarea de la remodelación incluyó el montaje de las
bombas y cambios en el sistema de tuberías
encargadas del trasiego de producto, mejorando
varios aspectos que eran críticos hasta el momento.
- Variación en la concepción original de tuberías, como
acopladas de forma rígida soterradas, y la
disminución de la longitud de los tubos de línea con
el objetivo de:
- Disminución en peso a la hora de que el personal
tuviera que efectuar una reparación.
- Disminución en las longitudes a limpiar y desgasificar
para evitar la influencia del lavado con agua salada.
- Evitar la introducción del agua salada en las líneas
soterradas. Colocación de platillos de las líneas por
tramos lo que facilitó la ejecución del trabajo y la
movilidad durante la reparación.
- Verificación de los lugares en los que el proyecto
poseía poca seguridad y reforzamiento de estas
secciones de forma simple y con probabilidad de
desmontaje rápido.
- Establecimiento de vínculos más flexibles entre las
líneas de transmisión y las bombas (la colocación de
platillos por tramos permitió absorber las
Tabla 5. Tiempo consumido en la reparación de la bomba
después de la remodelación.
Categoría de trabajo Total de tiempo consumido
(h)
Mecánico 7,5
Ayudante 7,5
Total 14,5
El tiempo necesario para acometer un trabajo normal de
reparación de una bomba es de 14,5 h, aunque el tiempo de
paro solo asciende a 7,5 h, no obstante, esta planta posee en
el momento actual cuatro bombas.
Cálculo de la mantenibilidad. En el cálculo de mantenibilidad
de la planta ya remodelada, se emplean los mismos tiempos
normados en el manual de M.P.P.E. (Mantenimiento
Preventivo Planifica Energético) del Ministerio
Sideromecánico.
Aplicando la misma formulación dada en (2) M = Ttr-Tnr / Ttr
Mt= 57,6-14,4 / 57,6 = 0,75 Denotándose un incremento en
el indicador de mantenibilidad con respecto al obtenido de
0,57 antes de la remodelación.
Los índices mundiales en investigaciones realizadas [1], con
personal de alta calificación, herramientas especializadas y
recambios seguros y de rápido acceso, tienen un 0,9 de
comportamiento en este índice. En el caso de la industria
militar de Estados Unidos acepta un 0,95, por lo que podemos
concluir que para nuestras condiciones un 0,75 es un nivel
alto de mantenibilidad en la planta después de remodelada.
Este índice aumenta en comparación con el de antes de
efectuarse la remodelación.
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41

El efecto económico antes y después de la remodelación
puede ser apreciado en la tabla 6.
Tabla 6. Comparación de los gastos en la reparación de líneas
y bombas antes y después en la remodelación.
[4] Mcs. Prieto - García Carlos – “Fiabilidad, mantenibilidad
y mantenimiento” (Camino a la disponibilidad) Trabajo de fin
de curso. Año 2008.
Costo total de la
Costo total de la
reparación
reparación
antes de la remodelación Después de la
(MN)
remodelación (MN)
Reparación de tubería – Reparación de tubería
670, 46
390,57
Reparación de bomba - 1 Reparación de bomba 1
478, 40
023,78
Total: 2 148, 46 Total: 1 413, 92
Es preciso señalar como dato adicional que el consumo
energético descendió de 59.56 kW hasta solo 11 kW en el
área de bombeo.
4- CONCLUSIÓN
Se cumplió con el objetivo planteado para el trabajo
de lograr mejorar la mantenibilidad de la planta.
Se logró, en base a la remodelación efectuada:
- Un ahorro económico en reparación de $
279,89.
- Un ahorro económico total de $ 734,56
5. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] J. Knezevic – “Mantenibilidad”. Publicaciones de ingeniería
de sistemas. Editorial Madrid. España. Año 1996.
[2] R. Melo – González, C. Lara – Hernández, F. Jacobo –
Gordillo. “Estimación de la confiabilidad – disponibilidad –
mantenibilidad mediante una simulación tipo Monte Carlo
mediante un sistema de compresión de gas amargo durante
la etapa de ingeniería.” Instituto Mexicano del petróleo,
Dirección Regional Marina - correo. México, 2009
[3] Mora – Gutiérrez Alberto – “Mantenimiento estratégico
para empresas industriales o de servicio”, Editorial AMG,
Colombia 2005.
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42

EL CICLO DEL MANTENIMIENTO:
EL PROCESO DE GESTIÓN DE LOS
TRABAJOS
El proceso de gestión de los trabajos de mantenimiento consiste en las
siguientes fases:
Identificación, Planificación, Programación, Ejecución y Terminación.
Este proceso, también conocido como ciclo del mantenimiento, se puede observar
en la figura 1.
En general todos los departamentos de mantenimiento desarrollan este ciclo, sin
embargo, analizaremos algunos aspectos que deben tenerse en cuenta en cada
una de estas fases para que este proceso se desarrolle satisfactoriamente.
Por:
José Contreras.
Ingeniero
Consultor para la Gestión Eficiente
del Mantenimiento
Instructor para Latinoamérica de la
American Society of Mechanical
Engineers (ASME) e INGEMAN
jocomarquez@yahoo.com
Venezuela
Capacitar al personal que no sólo sean capaces
de identificar, registrar y comunicar el potencial
trabajo correctivo (en su CMMS), sino también
asegurarse de incluir una descripción clara y
concisa de los equipos, su ubicación, el
problema encontrado y evitar los intentos de
proporcionar una solución al problema.
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siguientes son algunas de las principales formas en que
usted puede hacer Identificar buen trabajo:
• Capacitar a todo el personal en la responsabilidad de
ser capaz de identificar y comunicar el potencial trabajo
correctivo. La Identificación del potencial trabajo
correctivo es responsabilidad de todos, no sólo del
personal de mantenimiento.
Figura 1.- Proceso de Gestión de los trabajos de
mantenimiento
FASE 1: IDENTIFICACIÓN DEL TRABAJO
Fundamentalmente existen tres tipos de trabajos de
mantenimiento:
1) Órdenes de trabajo de mantenimiento preventivo e
inspecciones de mantenimiento predictivo, que han sido
definidos previamente, a intervalos requeridos y que
generará automáticamente el CMMS*, comúnmente
conocidos como PM.
* CMMS - Computerized Maintenance Management
System (CMMS)
2) Trabajos de carácter correctivo en equipo que ha
fallado o está a punto de fallar y que se pueden planificar
y programar, comúnmente conocidos como
mantenimiento correctivo programado.
3) Trabajos de mantenimiento correctivo que deben ser
ejecutados inmediatamente con carácter de urgencia,
comúnmente conocidos como trabajos de emergencia.
En casos identificados como emergencias, el equipo ha
fallado y las consecuencias generalmente tienen un
impacto negativo importante relacionado con la
seguridad, la salud, el medio ambiente y operaciones.
También tiene implicaciones negativas como limitar los
recursos disponibles para el mantenimiento general
debidamente planificado y programado.
Sin embargo, la identificación de Mantenimiento
Correctivo Programado a veces no es tan obvia y si no se
maneja adecuadamente, puede dar lugar a desperdicios
relacionados con el tiempo y los esfuerzos del personal,
además de la pérdida de oportunidades en términos de
costos, los recursos y la reparación de los equipos antes
de que fallen. Y si el equipo ya ha fallado, repararlo antes
de la ocurrencia de otros hechos posteriores que
conducen a consecuencias importantes en términos de
seguridad, medio ambiente y/o las operaciones. Un buen
ejemplo de esto es con sistemas redundantes. Las
• Debe haber métodos claros para que el trabajo
identificado sea registrado y comunicado a los
planificadores. Esto puede ser a través de alguna forma
de notificación de trabajo/solicitud en su CMMS o tal vez
a través de un libro de registro en una organización
pequeña.
• Capacitar al personal que no sólo sean capaces de
identificar, registrar y comunicar el potencial trabajo
correctivo (en su CMMS), sino también asegurarse de
incluir una descripción clara y concisa de los equipos, su
ubicación, el problema encontrado y evitar los intentos
de proporcionar una solución al problema. La
información en términos vagos y generales no ayudan a
los planificadores a identificar el problema y las
correcciones sugeridas sólo pueden tratar los síntomas y
no el problema real. Ambos pueden conducir a
desperdiciar tiempo que necesita el planificador para
tratar de entender el verdadero problema y la solución
requerida.
• Las notificaciones y las solicitudes de trabajos deben
ser revisadas regularmente (diariamente como mínimo)
para:
Asegurarse de que los problemas potenciales no
sean ignorados, sobre todo aquellos en los que
las consecuencias de la falla podrían ser
importantes si no se aborda de manera
oportuna.
Asegurarse de que la información sea completa
y precisa para comprender el significado e
importancia del problema identificado y así
tomar la mejor decisión.
Asegurarse de que sólo los problemas "reales"
se convierten en órdenes de trabajo.
Asignar una prioridad adecuada para la
ejecución de los trabajos, basada en el riesgo
(probabilidad y consecuencia). Esto, luego
generará una lista priorizada de las órdenes de
trabajo, requisito esencial para la programación
del trabajo. Esta priorización debe ser el
resultado del consenso entre las
operaciones/producción y mantenimiento.
Para minimizar las posibilidades de que se
generen órdenes de trabajo duplicadas.
• Proporcionar información al solicitante de por qué una
notificación/solicitud de trabajo no se ha convertido en
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44

una orden de trabajo. Esta comunicación muestra al
solicitante que su solicitud ha sido escuchada, el tema ha
sido considerado y se ha tomado una decisión
razonablemente. Esta comunicación es importante para
asegurar que el personal no sienta que está siendo
ignorado y que deben continuar con sus esfuerzos en
identificar el potencial trabajo correctivo.
FASE 2: PLANIFICACIÓN DEL TRABAJO
Ahora que el trabajo ha sido identificado y priorizado, el
trabajo deberá planificarse. Una planificación adecuada
del trabajo que va a ser programado, ya sea preventivo o
correctivo, responderá a las preguntas:
• ¿Cuánto tiempo va a requerir el trabajo?
• ¿Cuántos y qué tipo de especialistas (técnicos) se
requerirá?
• ¿Cuáles repuestos y materiales se requerirá? Verificar
la existencia en almacén u ordenar su compra y alinear la
programación del trabajo con la entrega de esas partes.
• ¿Qué herramientas, equipos u otros recursos, incluidos
los contratistas externos, se requerirá?
• ¿Qué permisos se requerirá?
• ¿Cuáles son los riesgos del trabajo y cómo van a ser
manejados?
La respuesta a estas preguntas debería conducir a la
creación de paquetes de trabajo de buena calidad que
sean sostenibles y reutilizables. Los buenos paquetes de
trabajo garantizan que no se pierde tiempo durante la
ejecución de la tarea. La creación de una biblioteca de de
trabajos para las tareas de mantenimiento preventivo
repetitivas y las tareas claves de mantenimiento
correctivo, también minimizan el tiempo requerido para
la planificación de la próxima vez que se requiera
ejecutar la tarea.
Una planificación adecuada es una parte clave para la
ejecución eficiente y eficaz de los trabajos a ser
ejecutados y contribuirá a minimizar el impacto de
mantenimiento en operaciones a través de:
• Menos tiempo de inactividad no programado, más
tiempo de actividad.
• Mayor advertencia de las interrupciones que se
programarán. Tomar en cuenta las contingencias que
deben ser planificadas para el período y reducir las
consecuencias de la parada.
• Garantizar el uso eficaz y eficiente de los recursos. No
desperdiciar el tiempo del personal.
FASE 3: PROGRAMACIÓN DEL TRABAJO
La parte importante de la programación es tratar de
asegurar que el trabajo que está programado para un
período de tiempo determinado, realmente será
completado en ese plazo. Si no es así, entonces, el
trabajo se devolverá a la lista de trabajos pendientes
(Backlog) y ser reprogramado para otro momento. Esto
significa más trabajo. Por lo tanto, si está programado, lo
ideal es que sea terminado. Naturalmente puede haber
circunstancias (de hecho las hay) que impiden el
cumplimiento del programa, sin embargo, a continuación
se expone algunos consejos para maximizar la
probabilidad de éxito de la programación:
• Asegúrese que el paquete de trabajo, permisos,
repuestos, herramientas y otros recursos están
disponibles y listos antes de que empiece el trabajo.
• Incluir contingencia para averías. El mejor programa de
mantenimiento preventivo en el mundo no evitará que
se produzcan fallas no programadas. En algún momento,
el equipo tendrá que suspender el trabajo programado
para atender casos de emergencia, especialmente en
aquellos equipos o componentes en los que el patrón de
fallas es aleatorio. En consecuencia, no debe asignarse
todas las personas disponibles a trabajos programados.
Una buena regla general es destinar alrededor del 80%
de las horas-hombre disponibles para los trabajos
programados en un turno. El 20% restante de tiempo
debe reservarse para cubrir contingencias relacionadas
con el mantenimiento correctivo de emergencia
requerido.
• Equilibrar el trabajo programado. Con el 80% del turno
asignado para el trabajo planificado, no todo el trabajo
programado debe ser el trabajo esencial de alta
prioridad. Los trabajos previstos de diferente prioridad
deben ser programados dentro del turno de manera
balanceada. Por ejemplo, para las horas disponibles de
trabajo programado en el turno, un balance
recomendable podría ser: 60% para trabajo de alta
prioridad, 20% para trabajo de mediana prioridad y 20%
para trabajo de baja prioridad. El compromiso con este
balance del trabajo con distintas prioridades logra tres
objetivos:
1. Se asegura de que un grupo de trabajos de mediana y
baja prioridad se llevan a cabo en el momento oportuno,
antes de que en cualquier momento se conviertan en
tareas de alta prioridad que requieran quizás acciones
urgentes.
2. Demuestra y proporciona confianza al personal, que se
está haciendo algo acerca de las tareas de menor
prioridad. Esto anima a la presentación de continua de
reportes de todo tipo de problemas, no sólo aquellos que
son percibidos como de alta prioridad.
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3. Proporciona una reserva (colchón) adicional para
cualquier tipo de mantenimiento por avería que puede
tomar más tiempo que el 20% de contingencia original.
En este escenario, el objetivo es que si la avería
compromete el tiempo asignado, se podrán posponer los
trabajos de menor prioridad y los trabajos de alta
prioridad se han completado y el riesgo residual en el
equipo cuando se libera de nuevo a las operaciones se
reduce al mínimo.
FASE 4: EJECUCIÓN DEL TRABAJO
Con la planificación y programación de los trabajos se
pretende que durante la ejecución sea difícil hacer las
cosas de manera incorrecta y sea fácil hacer las cosas
correctamente. Cuando se trata de minimizar los errores
en la ejecución de los trabajos y por tanto minimizar las
pérdidas, deben llevarse a cabo los siguientes pasos:
• Asegurar que el personal haya sido capacitado
adecuadamente y estén evaluados como competentes
para ejecutar el trabajo.
• Para las tareas críticas y de alta prioridad, incorporar
controles de terminación de trabajo adicionales a los
supervisores o implementar controles especiales
realizados por evaluadores independientes que debe
asegurarse de que el trabajo se ha hecho correctamente.
• Asegúrese que los supervisores periódicamente revisen
el progreso de su equipo durante todo el día. Por alguna
razón son llamados supervisores.
• Crear instrucciones de trabajo de alta calidad que sean
claras y concisas. Elimine cualquier ambigüedad o
confusión potencial sobre lo que hay que realizar. Estas
instrucciones idealmente deberían definir las
especificaciones que debe cumplir el trabajo a realizar y
lo que hay que hacer si no se cumple con esas
especificaciones. Una vez creadas, estas instrucciones
deben configurarse para que sean controladas y se
incluyen como parte del paquete de trabajo de la
actividad de mantenimiento correspondiente.
FASE 5: TERMINACIÓN DEL TRABAJO
El paso final es asegurarse de que cuando el trabajo se
haya completado, las órdenes de trabajo registren toda
la información relevante que es necesaria para apoyar las
necesidades y objetivos de su organización.
Generalmente las razones por las que es necesario
registrar con precisión esta historia es capturar los
costos, apoyar el análisis de fallas, apoyar las mejoras del
desempeño y apoyar la mejora continua del sistema de
gestión, incluidas las tareas e instrucciones de trabajo
asociado. La precisión y la profundidad de esta
información para apoyar estos análisis pueden ayudar a
mejorar la confiabilidad del equipo (que reduce el
mantenimiento no programado), mejorar la estimación
de la duración de los trabajos, los recursos utilizados, la
calidad y la exactitud de las instrucciones de trabajo. Si la
precisión y profundidad de la información registrada en
la orden del trabajo terminado no está disponible,
entonces cualquier esfuerzo de mejoramiento será difícil
o imposible.
CONCLUSIÓN
Un sistema de gestión del mantenimiento basado en un
ciclo de mantenimiento debidamente estructurado,
controlado y sostenido es vital para el éxito de la mejora
de la productividad del personal, la disponibilidad del
equipo y la reducción de los costos de mantenimiento. La
consecuencia directa será la reducción del
mantenimiento no programado. El desarrollo e
implementación de la mejora de los procesos de gestión
de trabajo estandarizados producirá una mayor
adherencia a los procedimientos y procesos y el
consiguiente aumento en el cumplimiento de los trabajos
planificados. Estos son los tipos de beneficios que
cualquier organización puede tener con un buen marco
para la gestión del trabajo.
REFERENCIAS
Brown, Michael. (1999). The Planning and Scheduling
Machine. The New Standard Institute. Inc.
www.ewstandardinstitute.com
Marinic Jan. (2014). What Does Good Maintenance
Planning and Scheduling Look Like?. www.assetivity.com
Palmer, Doc. (2006). Maintenance Planning and
Scheduling Handbook. 2nd ed. McGraw-Hill, New York,
NY.
Peters, Ralph W. (2006). Maintenance Benchmarking
and Best Practices. McGraw-Hill, New York, NY.
Tomlingson Paul D. (2013). What criteria are applied to
determine which maintenance work requires planning?.
www.tomlingson.com
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47

“ANÁLISIS COSTO RIESGO BENEFICIO PARA LA SELECCIÓN
DE CONDUCTORES DE UNA PLANTA DE GENERACIÓN
ELÉCTRICA”. (Primera parte)
1. INTRODUCCIÓN.
Por:
Edwin E. Gutiérrez U.
Magister Especialista en
Confiabilidad de Sistemas
Industriales
edwin.gutierrez@reliarisk.com
Venezuela
María T. Romero Barrios.
Ingeniero Mecánico,
Magister Especialista en
Confiabilidad de Sistemas
Industriales
maria.romero@reliarisk.com
Venezuela
Con la finalidad de mejorar la rentabilidad de los procesos productivos, cada día se
dedican enormes esfuerzos destinados a visualizar, identificar, analizar, implantar
y ejecutar actividades para la solución de problemas y toma de decisiones
efectivas y acertadas, que involucren un alto impacto en las áreas de: seguridad,
higiene, ambiente, metas de producción, costos de operación y mantenimiento,
así como garantizar una buena imagen de la empresa y la satisfacción de sus
clientes y del personal que en ella labora.
La toma de decisiones, con el pasar del tiempo y considerando las condiciones
económicas cambiantes a nivel mundial, se hace más crucial en cuanto hacia
dónde dirigir los recursos de la manera mas óptima y rentable, generalmente bajo
ambientes de gran incertidumbre.
El Análisis Costo Riesgo Beneficio, conocido como ACRB por sus siglas en español,
se ha convertido en una herramienta muy útil para tomar decisiones en cuanto a
escenarios de inversión, operación o desincorporación de activos, fundamentado
en el hecho que nos permite conocer cuando obtenemos por lo que gastamos.
El presente trabajo tiene como finalidad presentar un caso de estudio de la
Metodología Análisis Costo Riesgo Beneficio aplicada a un portafolio de opciones
para los equipos impulsores de una Planta de Generación Eléctrica.
Es importante mencionar que previo a la aplicación de dicha metodología se
evaluaron las opciones técnicamente factibles para la selección de los impulsores
de los equipos de generación eléctrica.
Cuando las variables de entrada para el cálculo
del VPN son aleatorias, se requiere efectuar
múltiples iteraciones para obtener un estimado
confiable del valor esperado del VPN
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2. MARCO CONCEPTUAL.
Horizonte Económico:
El horizonte económico de un proyecto se refiere al período
de vida útil del mismo; es decir, el período de tiempo que un
proyecto, activo o ítem agrega valor a la cadena productiva
por el cumplimiento de sus funciones.
Como consecuencia el horizonte económico comprende
todas las etapas en la vida de un proyecto, desde su
inversión inicial, pasando por el período de operación hasta
su desincorporación.
interpretable acerca de la conveniencia o viabilidad de cada
una de las opciones evaluadas y en consecuencia, nos
permiten compararlas. [1]
Existen múltiples indicadores financieros ampliamente
utilizados; algunos de los cuales no consideran el valor del
dinero en el tiempo y se conocen como indicadores estáticos
y otros que si lo hacen y se conocen como indicadores
dinámicos. El tema de los indicadores financieros es muy
amplio, sin embargo; por razones didácticas, en esta sección
nos centraremos en un indicador dinámico de amplia
utilización conocido como Valor Presente Neto (VPN). [1]
Diagrama de Flujo de Caja Proyectado:
Consiste en un modelo grafico que se utiliza para
representar los ingresos y desembolsos de dinero que se
esperan a lo largo del horizonte económico establecido. [1]
La Figura 1 muestra un diagrama de “perfiles de ingresos y
egresos”, y en la misma se observan diversos perfiles de
egresos asociadas a diversos conceptos tales como inversión
inicial, costos de operación, impuestos, egresos por fallas o
eventos no deseados y costos de desincorporación.
Adicionalmente se observa el perfil de ingresos, que
complementa el diagrama de perfiles. [1]
Ingresos
(US$)
Egresos
(US$)
INVERSION
INICIAL
OPERACIÓN
IMPUESTOS
INGRESOS
0 1 2 3 4 5
EVENTOS NO DESEADOS
DESINCORPORACION
Figura 1.- Diagrama de Flujo de Caja Proyectado. [1]
Tasa de Descuento:
Es aquella que permite estimar el valor presente neto de un
activo a través de los flujos de caja esperados, convirtiéndose
en la tasa que representa el valor al cual un inversionista está
dispuesto a arriesgar su capital. La tasa de descuento es
diferente y particular para cada inversionista, dependiendo
de sus expectativas, las características de la empresa, el
riesgo asociado a cada inversión, etc. [1]
Actualmente, en el mercado existen diversos modelos para
determinar la tasa de descuento, entre los cuales se
encuentran el modelo de Fijación de Capital de Activos y el
modelo del Promedio Ponderado del Costo de Capital,
conocidos por sus acrónimos en inglés CAPM (Capital Asset
Pricing Model) y WACC (Weighted Average Cost of Capital)
respectivamente. [1]
Indicadores Financieros:
Los indicadores financieros son figuras de mérito que
permitan calificar las diferentes opciones de utilización de los
recursos según su bondad; en otras palabras, estos
indicadores ofrecen información estandarizada y fácilmente
t
Evaluaciones Financieras y Análisis de Riesgo:
En aquellos casos donde exista una incertidumbre
significativa en las variables de entrada al cálculo de
indicadores financieros y en consecuencia deban
representarse con distribuciones de probabilidad, es muy
importante utilizar Análisis de Riesgo basado en Simulación
de Montecarlo en el marco de Evaluaciones Financieras. Por
ejemplo cuando las variables de entrada para el cálculo del
VPN son aleatorias, se requiere efectuar múltiples iteraciones
para obtener un estimado confiable del valor esperado del
VPN; de esta forma puede obtenerse la distribución de
probabilidad completa del VPN que permite inferir el riesgo
de la opción analizada, basándonos en la dispersión de la
citada distribución, obtener intervalos de confianza del VPN y
calcular la probabilidad de que el VPN

industria y opinión de expertos. [1]
Una vez construido, el modelo RAM trabaja como un
simulador “Qué pasa si…” (what if …), que permite inferir el
impacto que tienen en la disponibilidad y producción
diferida del sistema: nuevas políticas de mantenimiento,
cambios en la mantenibilidad de los equipos, aplicación de
nuevas tecnologías, cambios en la configuración de los
equipos dentro de los procesos de producción, cambios en
la política de inventarios e implantación de nuevos métodos
de producción. [1]
Valor Presente Neto Probabilístico:
El valor presente neto (VPN) es un indicador financiero y
consiste en saber cuánto se va a obtener de una inversión, si
se pudiese hacer en el presente todos los ingresos y egresos
de forma instantánea. Se utiliza el VPN para determinar si
una inversión es conveniente o no. [1]
El modelo utilizado para calcular este indicador permite
cuantificar el impacto de la incertidumbre asociada a cada
una de las variables de entradas (Ingresos, Egresos, Inversión
Inicial) dentro del modelo matemático, obteniendo una
distribución probabilística para el indicador Valor Presente
Neto. En la Figura 2 se esquematiza el modelo para el cálculo
basado en Simulación de Montecarlo.
Figura 2.- Modelo Probabilístico para Calcular el VPN. [1]
El factor de Rentabilidad mostrado se define como el valor
medio o esperado de la distribución de probabilidad del VPN.
El factor de riesgo se define como el área de la curva por
debajo de la cual se obtiene VPN=0 (si es cero indica que sólo
se ha recuperado la inversión inicial).
3. METODOLOGÍA “ANÁLISIS COSTO RIESGO BENEFICIO”.
El Standard Norzok Z-013 [2] define la Metodología Costo
Riesgo Beneficio como una “comparación cuantitativa costo
– beneficio que busca verificar si las consecuencias o
pérdidas por un evento posible (tomando en cuenta posibles
pérdidas de producción, costos de reparación e impactos en
seguridad, higiene y ambiente) excedan los costos de realizar
una tarea de mitigación para evitar dicho evento, evaluados
ambos desde la perspectiva del ciclo de vida.”
Existen diversas formas para llevar a cabo el Análisis Costo-
Riesgo-Beneficio en función de la información disponible y de
la forma como se analicen dichos datos. Una forma práctica y
sencilla de comprender los pasos necesarios para aplicar la
metodología, se muestra en el flujograma de la Figura 3.
Figura 3.- Modelo Análisis Costo Riesgo Beneficio. [1]
3.1. PASO 1. ESTABLECER EL PORTAFOLIO DE OPCIONES.
Se tiene prevista la Instalación de una Planta Eléctrica con
una Capacidad Inicial de 8866.9 KW para la primera fase del
Proyecto, la cual entrara en operación a principios del año
2016 y en una segunda fase de ampliación se requiere llegar
a una capacidad de 17357.3 KW para el año 2017, esta
potencia fue definida con base a los requerimientos de
consumo eléctrico de la Población en la zona donde será
instalada dicha planta. Adicionalmente, se exige cumplir con
un objetivo mínimo de Disponibilidad del 95% para cubrir la
demanda de energía.
Para la instalación de la Planta Eléctrica se requiere
seleccionar el mejor modelo de Equipo Conductor para los
Generadores Eléctricos a ser instalados.
De este modo, el grupo de Ingenieros de Equipos Rotativos
de la organización encargada del proyecto, ha
preseleccionando tres posibles alternativas con los datos
técnicos necesarios tal como se refleja en la tabla anexa:
Tabla 1.- Portafolio de Opciones Conductores.
Potencia
en KW/año
Potencia
en KW/dia
Potencia
en
KW/Hora
Turbina
Modelo A
Turbina
Modelo B
Motores
Diesel
5,147.00 10,618.00 3,000.00
14.10 29.09 8.22
0.59 1.21 0.34
Se debe seleccionar la mejor opción para los conductores de
la Planta de Generación Eléctrica para un horizonte
económico de 20 años.
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PASO 2. DETERMINAR LOS COSTOS DE CADA OPCIÓN DE
MITIGACIÓN.
Para el caso de estudio se ha decidió estimar el nivel de
atractividad de las opciones mediante el indicador financiero
VPN; ya que este permite no sólo determinar la rentabilidad
del proyecto; sino a su vez, establecer el Factor de Riesgo de
cada opción, lo que genera una decisión más asertiva.
De tal modo, para determinar los costos de cada opción de
mitigación según la figura No.1, se deberían establecer las
curvas de la inversión inicial, los costos operativos, los
impuestos y los costos de desincorporación.
3.1.2. Costos Operativos.
En el caso de los equipos conductores los costos operativos
consisten en los costos de combustible y los costos de
mantenimiento preventivo a los equipos.
Costos por Combustible:
Para estimar los costos del combustible se solicitó al
proveedor la tasa de consumo de combustible de cada tipo
de conductor, el cual proporcionó la información mostrada
en la tabla No. 4. De igual manera, el costo del combustible
se obtiene por opinión de expertos (ver tabla 5).
3.1.1. Costos de Inversión Inicial.
Se ha obtenido información de los proveedores de los
conductores sobre los costos de dichos equipos según la
opinión de expertos, tal como se muestra en la tabla No. 2.
Consumo de
Combustible (MM
BTU/hr)
Tabla 4.- Consumo de Combustible.
Motor a Gas
Turbina
Modelo A
Turbina
Modelo B
35 60 118
Tabla 2.- Costos de los Conductores.
Costo del Equipo ($)
Mínimo Mas Probable Máximo
Turbina Modelo A 4,007,399 4,452,665 4,897,932
Turbina Modelo B 6,909,458 7,429,525 8,023,887
Motor Diesel 2,275,000 2,500,000 2,975,000
Como se trata de una variable financiera para representarla
en el modelo se utiliza la Distribución de Probabilidad
Triangular.
Una vez obtenidos estos costos se necesita establecer la
cantidad de equipos requeridos.
Así, bajo la premisa establecida de una disponibilidad
esperada de la Planta Eléctrica del 95% y la demanda de
energía eléctrica establecida para los dos períodos: año
2.016 8866,9 KW del año 2.017 en adelante 17357,3 KW, se
ubicó data genérica de OREDA 2009 para representar las
tasas de falla y reparación de los conductores y generadores
eléctricos, y se realizó un Análisis RAM para determinar la
cantidad de equipos requerida en cada etapa, así como la
disponibilidad esperada del sistema para cada año de
horizonte económico y el número esperado de fallas.
De este modo, para cumplir con la demanda de energía y la
disponibilidad del sistema establecida, la cantidad de
equipos requeridos quedo establecida de la siguiente
manera.
Tabla 3.- Cantidad de Conductores Requeridos.
Turbina Modelo A Turbina Modelo B Motores Diesel
Capacidad del Equipo por Diseño 5147 10618 3000
Cantidad de Equipos por Requerimiento de Energía
Cantidad de Equipos Fase I 2 1 3
Cantidad de Equipos Fase II 4 2 6
Cantidad de Equipos por Requerimiento de Energía y Disponibilidad
Cantidad de Equipos Fase I 2 de 3 1 de 1 3 de 5
Cantidad de Equipos Fase II 4 de 5 2 de 3 6 de 10
Tabla 5.- Costo del Combustible.
Costo Unitario del
Combustible ($/BTU)
Mínim 1
Máxim 6
De esta manera, el costo del combustible para cada año se
estima mediante la siguiente ecuación:
Donde:
Cc: Costo de Combustible ($).
No: Número de Equipos Operando.
Cc = No*Co*To*Cuc (1)
Co: Consumo del Combustible (BTU/hora).
To: Tiempo operativo anual (horas).
Cuc: Costo Unitario del Combustible ($/BTU).
Es importante mencionar que el tiempo operativo anual se
obtiene multiplicando las horas anuales calendario (8760
horas), ya que el sistema deberá operar de manera continua,
por la disponibilidad anual del sistema arrojada como
resultado del Análisis RAM ejecutado previamente.
Para representar los Costos del combustible se utiliza una
Distribución de Probabilidad Lognormal, ya que es la que se
considera de mejor ajuste para este caso.
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52

APLICACIÓN DE TERMOGRAFÍA PARA IDENTIFICACIÓN
DE ALGUNAS PATOLOGÍAS EN EDIFICACIONES.
CONCEPTOS BÁSICOS.
El presente documento es el primero de una serie de artículos que explican los
fundamentos sobre los cuales nos basamos para la identificación de algunas
patologías en las edificaciones, siendo la más conocida o de fácil detección la
humedad.
Por:
César A Monterroza A.
Ingeniero en Mecatrónica
Especialista en Gerencia de
Mantenimiento – PGAM Mayor.
Consultor – Mantonline S.A.S.
cesar.monterroza@mantonline.com
Colombia
En este primer escrito se muestran algunos de los conceptos básicos para el uso
de la termografía, centrándose en el tema de transferencia de calor, eslabón clave
en el uso de éste método como técnica de diagnóstico para la identificación
temprana de fallas en los equipos, comúnmente, del sector industrial.
Giraldo G. Diego A.
Ingeniero Mecánico,
Especialista en Gerencia de
Mantenimiento - PGAM Mayor
Consultor – Mantonline
diego.giraldo@mantonline.com
Colombia
Hay que tener en cuenta que siempre donde
existan dos cuerpos a diferentes temperaturas,
ocurrirá una transferencia de calor, también
conocida como transferencia de energía
térmica o intercambio de calor.
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53

INTRODUCCIÓN
En la actualidad, los métodos utilizados para la identificación
de patologías en edificaciones relacionadas con la humedad,
se realizan de acuerdo a conocimientos empíricos adquiridos
a lo largo de la vida por el personal encargado de las
reparaciones. Dichas reparaciones involucran el uso de
técnicas invasivas y destructivas para determinar el origen y
en la mayoría de los casos no es posible dar con la causa raíz
del problema.
contacto con las partículas que menos lo están e
interaccionan como se detalla en la figura 1.
A la hora de investigar problemas de humedad, la termografía
infrarroja otorga una ventaja crucial para los revisores,
inspectores de edificaciones y especialistas de reparación ya
que permite la detección de la falla proveniente desde
diversas fuentes. Entre sus mayores ventajas se encuentra el
ser una técnica no invasiva, lo que representa evitar hacer
múltiples exploraciones para ubicar los orígenes de la
humedad. Lo anterior representa significativos ahorros en
materiales, tiempo de inspección y afectación mínima de las
condiciones estéticas de la fachada o paredes al no tener que
entrar a intervenir rompiendo en diferentes puntos.
*Fig. 1. Transferencia por conducción. Tomado de
http://laplace.us.es/
La figura 2 muestra el ejemplo general. Si en un día de altas
temperaturas en el exterior, hay una ganancia de energía por
conducción a través de las paredes hacia el interior de una
habitación que se encuentra a menor temperatura debido a
que el material de los muros aumenta su temperatura con la
interacción con el ambiente exterior.
TEORÍA DE LA TRANSFERENCIA DE CALOR
La energía de un cuerpo se puede transferir mediante las
interacciones con los alrededores, donde a través de la teoría
de la transferencia de calor se logra obtener información del
tipo de interacción que está sucediendo y la rapidez con que
se da.
Hay que tener en cuenta que siempre donde existan dos
cuerpos a diferentes temperaturas, ocurrirá una transferencia
de calor, también conocida como transferencia de energía
térmica o intercambio de calor. Dicho proceso tiene las
siguientes características:
Se hará siempre del objeto más caliente al más frío.
En objetos cercanos no puede ser detenido, solo
hacerse más lento.
Ocurre hasta que se alcanza el equilibrio térmico
entre los objetos.
En la naturaleza, existen 3 modos o mecanismos de
transferencia de calor: por conducción, por convección y/o
por radiación.
TRANSFERENCIA DE CALOR POR CONDUCCIÓN
La conducción está relacionada con los conceptos de
actividad atómica y molecular. Ésta, se da en el instante
donde las partículas más energizadas, con mayor movimiento
molecular debido a una mayor temperatura, entran en
*Fig. 2. Ejemplo general de transferencia de calor.
Para la conducción de calor, el modelo matemático se conoce
como La ley de Fourier. En condiciones de estado estable,
donde no hay cambios de las condiciones de un sistema con
el tiempo, el flujo de calor transferido qcond [W] sería:
k [W/m.K]: Conductividad térmica del material
A [m2]: Área de la sección transversal por donde pasa el calor
T1 - T2 [K]: Diferencia de temperatura del material
L [m]: Longitud de la trayectoria de la transferencia de calor
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Hay que resaltar que la conductividad térmica, es una
propiedad inherente del material y se define como la
capacidad que tiene este para transferir calor. A mayor valor
de la conductividad, mayor es la capacidad que tiene el
material para conducirlo en donde los materiales conductores
del calor poseerán una alta conductividad térmica y los
materiales aislantes del calor una baja conductividad térmica.
Otros términos de igual importancia son: la resistencia
térmica (1/k) [m.K/W], que es la inversa de la conductividad y
se entiende como la capacidad de oponerse al flujo de calor y
rapidez con que varía la temperatura en el material debido a
un cambio térmico hasta alcanzar el equilibrio térmico.
TRANSFERENCIA DE CALOR POR CONVECCIÓN
La convección, se trata de un modo de transmisión de calor
basado en el transporte mediante corrientes circulantes
dentro de un fluido (líquido o gas) debido a efectos
combinados de conducción y movimiento. Ésta se da por dos
maneras simultáneamente, debido al movimiento molecular
dentro del fluido y a su movimiento volumétrico.
*Fig. 4. Capa limite hidrodinámica Fuente:
http://www.datuopinion.com/capa-limite
La convección se clasifica en: convección forzada, cuando el
flujo del fluido es causado por medios externos que alteran
sus condiciones normales. Convección libre o natural, es el
flujo inducido por fuerzas de empuje gracias a las diferencias
de densidad ocasionadas por diferencias de temperaturas.
Convección mezclada o combinada, es una combinación entre
forzada y natural.
Continuando con el ejemplo general (figura 2), por
convección libre las paredes de la habitación aumentaran la
temperatura ambiente dentro del recinto. Si se decide
instalar un aire acondicionado en la habitación, éste
introduce al ambiente aire con un diferencial de temperatura
donde se generará una transferencia de calor a través de la
convección forzada, manteniendo una temperatura de
confort estable.
Fig. 3. Transferencia por convección. Fuente:
http://www.greenbuildingadvisor.com/
El primero, tiene mayor participación cerca de la superficie
del sólido en contacto debido a que la velocidad es muy baja
o tiende a ser cero. El segundo, se origina después de que
crece el flujo del fluido y donde el calor se conduce corriente
abajo. Es importante notar, que en la zona cercana a la
superficie del sólido se desarrolla una región de fluido, donde
la velocidad varía de cero en la superficie a un valor finito de
velocidad. Esta región, se conoce como capa limite
hidrodinámica.
*Fig. 5. Convección forzada. Fuente: http://www.gstarhk.net/
El flujo de calor por convección qconv [W], es proporcional a
la diferencia de temperaturas entre el sólido y el fluido. A la
diferencias de temperaturas se le conoce como la ley de
enfriamiento de Newton y a la constante como coeficiente de
transferencia de calor por convección. Este último valor,
depende de la capa límite, geometría superficial del sólido,
tipo de movimiento del fluido y algunas sus propiedades
termodinámicas y de transporte. La expresión matemática
sería:
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h [W/m2.K]: Coeficiente de transferencia de calor por
convección
Asup [m2]: Área superficial del solido en contacto con el
fluido
Tfld - Tsup [K]: Diferencia de temperatura entre el fluido y la
superficie del objeto
TRANSFERENCIA DE CALOR POR RADIACIÓN
La radiación térmica, es la energía emitida por cualquier
cuerpo a una temperatura mayor del cero absoluto [0 K o -
273,15 ºC], donde su velocidad por unidad de área a la que
libera energía se establece como Potencia emisiva superficial
Eb [W/m2]. Su valor máximo está dado por la ley de Stefan-
Boltzman y se le conoce a dicha superficie como radiador
ideal o cuerpo negro. El flujo de calor emitido por una
superficie real es menor al del cuerpo negro y está dado por
la emisividad (ε), la cual es una medida de eficiencia con
respecto al cuerpo negro. Esta propiedad, depende
fuertemente del material y el acabado superficial.
La radiación, igualmente puede incidir desde los alrededores
y a ésta se le conoce como irradiación G [W/m2], donde
dependiendo de la superficie es absorbida parcial o
totalmente; a esta propiedad se le llama absortividad (). En
conclusión, la velocidad neta de transferencia de calor por
radiación es la diferencia entre la energía liberada por la
emisión de radiación y la que se gana debido a la absorción
de radiación, se expresa como:
ε: Emisividad de la superficie
Eb [W/m2]: Potencia emisiva superficial
: Absortividad
G: Irradiación
: Constante de Stefan-Boltzman (5,67x10-8 [W/m2.K4]
T4sup – T4alr [K4]: Diferencia de temperatura entre la
superficie y los alrededores
En algunas aplicaciones es más conveniente expresar el
intercambio neto de calor por radiación después de linealizar
la ecuación y quedar de la siguiente forma:
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Donde el coeficiente de transferencia de calor por radiación
hrad, es:
hrad [W/m2.K]: Coeficiente de transferencia de calor por
radiación
A [m2]: Área de la superficie
Tsup - Talr [K]: Diferencia de temperatura entre la superficie y
los alrededores
*Fig. 7. Radiación.
Fuente: http://serviciostermograficos.blogspot.com/
*Fig. 6. Radiación. Fuente:
http://www.cecu.es/campanas/medio%20ambiente/res&rue
/htm/guia/solar.htm
Aunque hay que tener claro cómo se hace la transferencia de
calor de diferentes cuerpos a distintas temperaturas, la
energía que emite cada cuerpo, es la forma utilizada por las
cámaras termográficas para mostrar las temperaturas
aparentes de los objetos en estudio. Por lo tanto, hay que
tener en cuenta que la irradiación a una superficie, ésta
absorberá parte, reflejará otra parte y el resto lo transmitirá.
Continuando con el ejemplo general (figura 2, las paredes de
la habitación absorberán una parte de la radiación del sol a la
fachada, reflejaran otra parte y el resto lo transmitirá al
ambiente interior. Todo eso depende específicamente de las
propiedades del material.
La radiación incidente, es toda la radiación que llega a un
cuerpo desde cualquier fuente de su entorno. La radiación
que éste retiene, se llama Absortividad (), la radiación que
refleja, se llama Reflectividad (ρ) y la radiación que pasa a
través del cuerpo se llama Transmisividad (τ). Por lo tanto, la
forma en que incide la radiación es proporcional a las
propiedades del cuerpo y se entiende como:
α+ρ+τ=1
*Fig. 8. Radiación incidente.
Fuente: http://www.fenercom.com/pages/publicaciones/publicacion.php?id=168
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La radiación saliente, es aquella que sale de la superficie de
un objeto, diferente de donde es su fuente original. Esta
radiación, se componen de tres tipos y es la que las cámaras
termográficas captan. La más importante para la termografía
es la emisividad (ε), y como ya se sabe, es la capacidad que
tiene un cuerpo para emitir su propia energía en radiación.
Las otras dos son, la radiación reflejada de otras fuentes (ρ) y
la transmitida (τ) a través del cuerpo y que tiene origen en
otras fuentes. La radiación que emite un cuerpo, depende de
la temperatura y la emisividad. A mayor temperatura o mayor
emisividad mayor radiación emitida. Hay que tener en
cuenta, que dos cuerpos a la misma temperatura y diferente
emisividad, el que tenga mayor emisividad las cámaras
termográficas lo captaran con una mayor temperatura. Ahora
bien, la radiación saliente se entiende como:
ε+ρ+τ=1
*Fig. 9. Radiacion saliente.
Fuente:
http://www.fenercom.com/pages/publicaciones/publicacion.
php?id=168
De la anterior formula, se puede concluir que =ε y por lo
tanto todo cuerpo va a emitir toda la radiación que absorba.
Un cuerpo negro, es aquel que es capaz de absorber el 100%
de la radiación y por lo tanto emitir el 100% de la radiación
recibida (=ε=1). Un cuerpo real, en su mayoría son opacos al
infrarrojo, de manera que (τ=0) y (ε+ρ=1). Lo que quiere
decir, que emitirá una parte según la eficiencia del material
(emisividad) y reflejará la otra parte.
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