Mantenimiento predictivo
La fórmula para asegurar la disponibilidad de su planta
El presente informe, una colaboración de Bernardo Reyes, encargado del Area de Consultoría de Service de ABB en Chile, tiene como fin explicar la importancia de estar atentos a cualquier evento.
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Equipos de ultrasonido capaces de identificar las más leves vibraciones y perturbaciones eléctricas; aparatos termográficos, diseñados para verificar el nivel de proyección que emite un equipamiento expuesto a energía, altas presiones, roces o movimiento; y el análisis de aceite de un transformador, son algunas de las técnicas de mantenimiento predictivo.
Sin embargo, esto no se trata sólo de contar con la tecnología para tomar mediciones o hacer análisis, antes es necesario determinar en función de la criticidad de los equipos y de sus modos de falla las acciones que se deben realizar y con qué frecuencia, es decir: Ingeniería de Mantenimiento.
Las técnicas aplicadas y conceptos asociados al mantenimiento eléctrico buscan principalmente que los equipos estén la mayor cantidad del tiempo en funcionamiento, que los espacios entre la ocurrencia de una y otra falla sean lo suficientemente amplios y que si existe un desperfecto los plazos de reparaciones sean los mínimos posibles.
Por esto, las técnicas predictivas a aplicar dependen del equipo que se esté analizando y del modo de falla específico a monitorear. Así, por ejemplo, para los equipamientos de Alta Tensión, lo más importante es identificar si existen signos de degradación y de pérdida de aislamiento, para lo que se utiliza en conjunto tanto el ultrasonido como la termografía.
Cuando se están aplicando técnicas de ultrasonido y se detecta algo fuera de lo normal las mediciones se repiten y se establece un perfil de desgaste (básicamente efecto corona), si la anomalía continua, se utiliza la termografía y a partir de esto se definen los cursos de acción, desde el modelamiento particular de una curva de degradación P-F.
A través del ultrasonido y la termografía se pueden detectar fallas como pérdida de aislación del equipo, degradación de los bushing y filtraciones, entre otros. En tanto, a través del análisis de aceite es posible establecer si se han perdido las cualidades dieléctricas o físico/químicas del fluido y con ello determinar lo que ocurre al interior del transformador.
En los transformadores en uso aumenta la humedad, el aceite se torna más ácido y se producen pequeños lodos que tapan los conductos inferiores de circulación, aumentando la temperatura dentro del equipo. En tanto, en uno nuevo es necesario verificar las condiciones en que se encuentra el fluido antes de depositarlo al interior del equipo.
Para estas dos necesidades, ABB en Chile cuenta con plantas de tratamiento de aceite que prestan servicio en terreno. Se trate de una plataforma totalmente probada y lista para ser conectada al equipo a intervenir, capaz de desgasificar y secar el fluido dejándolo listo para ser usado por primera vez o bien renovado en el caso de un transformador en uso.
En estos últimos, la planta de tratamiento puede cumplir sus funciones mientras están en operación, pues tiene la particularidad de controlar el nivel de fluidos del transformador y en caso de fuga posee sensores que detectan inmediatamente el problema, cerrando las válvulasy evitando que el equipo pierda sus capacidades refrigerantes y aislantes.
Estas tres técnicas son complementarias, pues ninguna de ellas es capaz de entregar toda la información que se necesita para tomar decisiones, por lo que es recomendable realizar una evaluación completa tomando en cuenta variables como el ambiente, la hora o si el equipo está operando a máxima producción o no.
Claves para subestaciones eléctricas
Del correcto mantenimiento de una subestación y de su consiguiente reducción de fallas depende la continuidad del servicio eléctrico, indispensable para la industria y los clientes domiciliarios. De ahí, la importancia de que tengan una adecuada gestión de mantenimiento que minimice sus costos y maximice su eficiencia.
Antes de comenzar a diseñar un Programa de Mantenimiento es importante tener claro que cada cliente y cada subestación tiene una necesidad particular, que depende de su proceso, activos y producción involucrada. Por esto, es importante definir la criticidad de los equipos que forman parte de la subestación, de los procesos y de los modos de falla, esto último de acuerdo a ciertas metodologías de confiabilidad.
Una vez detectados los modos de falla, se hace una tabulación de acuerdo al estándar americano STD-MIL-1602. Con este documento es posible analizar en detalle qué tan críticos son los equipos que componen la subestación y cómo pueden afectar al proceso.
Otro aspecto que es necesario evaluar en paralelo, es la historia particular de cada subestación y de cada equipo, ¿cuántas veces han parado?, ¿por qué motivo? Esto es un análisis de indisponibilidad de la planta a partir del cual es posible inferir con datos reales las posibilidades de falla de un equipo y su impacto en la producción.
Luego debe definirse cada cuánto tiempo es necesario efectuar el mantenimiento. Antiguamente se decía que era conveniente hacerlo cada seis meses o una vez al año; ahora depende de distribuciones estadísticas que al evaluar el comportamiento de los equipos pueden decir con certeza qué acciones se deben tomar y cada
cuánto tiempo.
Toda esta estructura es la que permite decantar el Plan de Mantenimiento teniendo siempre claro el objetivo: maximizar el tiempo de funcionamiento y minimizar los recursos. De lo contrario, puedo generar un programa completísimo que no deje espacio para ninguna posibilidad de falla, pero a un costo tan elevado que no lo haga rentable.
Finalmente, la última etapa en la construcción del Plan de Mantenimiento es asignar los recursos, definiendo la frecuencia y la modalidad con la que se van a monitorear los modos de falla de acuerdo a determinados modelos de inspección.
Tras asignar los recursos, el plan se valoriza y se evalúa su funcionamiento comparando costos y mayor eficiencia de la subestación. En definitiva se comprueba si el Programa de Mantenimiento diseñado es rentable o no.
Una vez diseñado el plan de mantenimiento basta con monitorear la subestación y a partir de las necesidades que vayan surgiendo y de la vida útil de los equipos, ir ampliando el programa, pues el mantenimiento no es estático. Como cualquier Ingeniería, debe estar en constante evolución.
Sin embargo, esto no se trata sólo de contar con la tecnología para tomar mediciones o hacer análisis, antes es necesario determinar en función de la criticidad de los equipos y de sus modos de falla las acciones que se deben realizar y con qué frecuencia, es decir: Ingeniería de Mantenimiento.
Las técnicas aplicadas y conceptos asociados al mantenimiento eléctrico buscan principalmente que los equipos estén la mayor cantidad del tiempo en funcionamiento, que los espacios entre la ocurrencia de una y otra falla sean lo suficientemente amplios y que si existe un desperfecto los plazos de reparaciones sean los mínimos posibles.
Por esto, las técnicas predictivas a aplicar dependen del equipo que se esté analizando y del modo de falla específico a monitorear. Así, por ejemplo, para los equipamientos de Alta Tensión, lo más importante es identificar si existen signos de degradación y de pérdida de aislamiento, para lo que se utiliza en conjunto tanto el ultrasonido como la termografía.
Cuando se están aplicando técnicas de ultrasonido y se detecta algo fuera de lo normal las mediciones se repiten y se establece un perfil de desgaste (básicamente efecto corona), si la anomalía continua, se utiliza la termografía y a partir de esto se definen los cursos de acción, desde el modelamiento particular de una curva de degradación P-F.
A través del ultrasonido y la termografía se pueden detectar fallas como pérdida de aislación del equipo, degradación de los bushing y filtraciones, entre otros. En tanto, a través del análisis de aceite es posible establecer si se han perdido las cualidades dieléctricas o físico/químicas del fluido y con ello determinar lo que ocurre al interior del transformador.
En los transformadores en uso aumenta la humedad, el aceite se torna más ácido y se producen pequeños lodos que tapan los conductos inferiores de circulación, aumentando la temperatura dentro del equipo. En tanto, en uno nuevo es necesario verificar las condiciones en que se encuentra el fluido antes de depositarlo al interior del equipo.
Para estas dos necesidades, ABB en Chile cuenta con plantas de tratamiento de aceite que prestan servicio en terreno. Se trate de una plataforma totalmente probada y lista para ser conectada al equipo a intervenir, capaz de desgasificar y secar el fluido dejándolo listo para ser usado por primera vez o bien renovado en el caso de un transformador en uso.
En estos últimos, la planta de tratamiento puede cumplir sus funciones mientras están en operación, pues tiene la particularidad de controlar el nivel de fluidos del transformador y en caso de fuga posee sensores que detectan inmediatamente el problema, cerrando las válvulasy evitando que el equipo pierda sus capacidades refrigerantes y aislantes.
Estas tres técnicas son complementarias, pues ninguna de ellas es capaz de entregar toda la información que se necesita para tomar decisiones, por lo que es recomendable realizar una evaluación completa tomando en cuenta variables como el ambiente, la hora o si el equipo está operando a máxima producción o no.
Claves para subestaciones eléctricas
Del correcto mantenimiento de una subestación y de su consiguiente reducción de fallas depende la continuidad del servicio eléctrico, indispensable para la industria y los clientes domiciliarios. De ahí, la importancia de que tengan una adecuada gestión de mantenimiento que minimice sus costos y maximice su eficiencia.
Antes de comenzar a diseñar un Programa de Mantenimiento es importante tener claro que cada cliente y cada subestación tiene una necesidad particular, que depende de su proceso, activos y producción involucrada. Por esto, es importante definir la criticidad de los equipos que forman parte de la subestación, de los procesos y de los modos de falla, esto último de acuerdo a ciertas metodologías de confiabilidad.
Una vez detectados los modos de falla, se hace una tabulación de acuerdo al estándar americano STD-MIL-1602. Con este documento es posible analizar en detalle qué tan críticos son los equipos que componen la subestación y cómo pueden afectar al proceso.
Otro aspecto que es necesario evaluar en paralelo, es la historia particular de cada subestación y de cada equipo, ¿cuántas veces han parado?, ¿por qué motivo? Esto es un análisis de indisponibilidad de la planta a partir del cual es posible inferir con datos reales las posibilidades de falla de un equipo y su impacto en la producción.
Luego debe definirse cada cuánto tiempo es necesario efectuar el mantenimiento. Antiguamente se decía que era conveniente hacerlo cada seis meses o una vez al año; ahora depende de distribuciones estadísticas que al evaluar el comportamiento de los equipos pueden decir con certeza qué acciones se deben tomar y cada
cuánto tiempo.
Toda esta estructura es la que permite decantar el Plan de Mantenimiento teniendo siempre claro el objetivo: maximizar el tiempo de funcionamiento y minimizar los recursos. De lo contrario, puedo generar un programa completísimo que no deje espacio para ninguna posibilidad de falla, pero a un costo tan elevado que no lo haga rentable.
Finalmente, la última etapa en la construcción del Plan de Mantenimiento es asignar los recursos, definiendo la frecuencia y la modalidad con la que se van a monitorear los modos de falla de acuerdo a determinados modelos de inspección.
Tras asignar los recursos, el plan se valoriza y se evalúa su funcionamiento comparando costos y mayor eficiencia de la subestación. En definitiva se comprueba si el Programa de Mantenimiento diseñado es rentable o no.
Una vez diseñado el plan de mantenimiento basta con monitorear la subestación y a partir de las necesidades que vayan surgiendo y de la vida útil de los equipos, ir ampliando el programa, pues el mantenimiento no es estático. Como cualquier Ingeniería, debe estar en constante evolución.