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Sumariooctubre-diciembre-2012

Boletín IIE

SumarioJunta Directiva

Presidente: Jaime González Aguadé, director general de la Comisión Federal de Electricidad

Secretario: Hugo Gómez Sierra, presidente de la Cámara Nacional de Manufacturas Eléctricas

Prosecretario: Fernando A. Kohrs Aldape, Instituto de Investigaciones Eléctricas

Consejeros propietarios: • Verónica Irastorza Trejo, subsecretaria de Planeación Energética y Desarrollo Tecnológico, Secretaría de Energía • Luis Carlos Hernández Ayala, director de Opera-ción, Comisión Federal de Electricidad • Luis Arias Osoyo, director de Modernización, Comi-sión Federal de Electricidad • Florencio Aboytes García, subdirector de Programación, Comisión Federal de Electricidad • Jesús Eliseo Ramos, subdirector de Distribución, Comisión Federal de Electricidad • Jaime Francisco Hernández Martínez, director general de Programación y Presu-puesto “B” de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público • José Narro Robles, rector de la Univer-sidad Nacional Autónoma de México • Yoloxóchitl Bustamante Diez, directora general del Instituto Politécnico Nacional • Enrique Fernández Fassnach, rector general de la Universidad Autónoma Metropolitana • Eugenio Cetina Vadillo, director adjunto del Centro de Investigación, Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología • Jaime Parada Ávila, director general, Innovación y Competiti-vidad, S. A. de C. V.

Comisarios públicos: • Gustavo Ernesto Ramírez Rodríguez, delegado y comisario público propietario del Sector Energía de la Secretaría de la Función Pública • Juan Edmundo Granados Nieto, subdelegado y comisario público suplente del Sector Energía de la Secretaría de la Función Pública

Invitados: • Emiliano Pedraza Hinojosa, director general de la Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía • Carlos Antonio Álvarez Balbas, socio director, Despacho Álvarez Balbas, S. C. • Miguel Vázquez Rodríguez, presidente de la Comisión de Innovación y Tecno-logía de la Cámara Nacional de Manufacturas Eléctricas

Comité Técnico Operativo

Presidente: Reyna Amada Velázquez Montes, Secretaría de Energía

Secretario técnico: Fernando A. Kohrs Aldape, Instituto de Investigaciones Eléctricas

• Luis Carlos Hernández Ayala, Comisión Federal de Electricidad • Gustavo Ernesto Ramírez Rodrí-guez, Secretaría de la Función Pública • Juan Edmundo Granados Nieto, Secretaría de la Función Pública • Jaime Francisco Hernández Martínez, Secretaría de Hacienda y Crédito Público • José Narro Robles, Universidad Nacional Autónoma de México • Yoloxóchitl Bustamante Diez, Insti-tuto Politécnico Nacional • Enrique Fernández Fassnach, Universidad Autónoma Metropolitana • Eugenio Cetina Vadillo, Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología • Emiliano Pedraza Hinojosa, Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía • Miguel Vázquez Rodríguez, Comisión de Innovación y Tecnología de la Cámara Nacional de Manufacturas Eléctricas • Enrique Velasco Ibarra, Comisión Federal de Electricidad

Comité Editorial

• Julián Adame Miranda, director ejecutivo • Ángel Fierros Palacios, director de Energías Alternas • Salvador González Castro, director de Tecnologías Habilitadoras • Rolando Nieva Gómez, director de Sistemas Eléctricos • José M. González Santaló, director de Sistemas Mecánicos • Fernando A. Kohrs Aldape, director de Planeación, Gestión de la Estrategia y Comercialización • José Alfredo Pérez Gil y García, director de Administración y Finanzas

• Francisco Escárcega Rodríguez, coordinador de Comunicación Institucional • Gladys Dávila Núñez, jefa del Departamento de Difusión • Federico Estrada Arias, coordinador editorial • Arturo Fragoso Malacara, diseño gráfico • Verónica García Rodríguez, diagramación, formación y cuidado de la edición • Wendy Lugo Sandoval, publicación electrónica • Sergio Ortega López, foto-grafía • Ana María Sámano Ramírez, distribución

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Comercialización Difusióncomercializacion@iie.org.mx difusion@iie.org.mxRicardo López García Gladys Dávila NúñezTeléfono: (+52) (777) 362 3851 Teléfono: (+52) (777) 362 3849rlopez@iie.org.mx gdavila@iie.org.mx

Boletín IIE es una publicación trimestral, de distribución gratuita y editada por el Departamento de Difusión del Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE). Los artículos firmados son respon-sabilidad de sus autores. El material de este boletín sólo puede reproducirse parcial o totalmente, con la autorización escrita del IIE. ISSN0185-0059. Certificado de licitud de título 01777. Fran-queo pagado, publicación periódica, permiso número 002 0583, características 319 321412, auto-rizado por Sepomex.

El tiraje de esta publicación es de 2,000 ejemplares.

Impreso en los talleres de Dicograf, S.A. de C.V. Av. Poder Legislativo 304, colonia Prados de Cuernavaca, C.P. 62239 Cuernavaca, Morelos, México.

134 Editorial

135 Divulgación Implantación gradual de estrategias de mantenimiento dentro de un

proceso RCM/Gradual implementation of maintenance strategies within an RCM process.

Roberto Calixto Rodríguez, Salvador Sandoval Valenzuela y Rogelio Rea Soto.

143 Tendencia tecnológica Metodología para realizar análisis de Mantenimiento Basado en

Confiabilidad en centrales hidroeléctricas/Methodology to apply the Reliability Centered Maintenance process in hydroelectric power plants.

Rogelio Rea Soto, Roberto Calixto Rodríguez, Salvador Sandoval Valenzuela, Rocío Velasco Flores y María del Carmen García Lizárraga.

150 Artículo técnico Confiabilidad de las unidades de generación eléctrica mediante la

evaluación de la pérdida de potencia y eficiencia de las turbinas/Reliability of power plants by assessing the loss of power and efficiency of the turbines..

José Antonio Ramírez Solís y Víctor Manuel Cristalinas Navarro.

158 Comunidad IIE Comitiva del IIE visita la CNLV/CNLV delegation visits IIE. IIE concluye proyecto de upgrade tecnológico de celdas de combus-

tible/IIE concludes fuel cell technology upgrade project. Transformador verde/Green transformer. El IIE establece contacto con Electropaz/IIE establishes contact with

Electropaz. Reunión de trabajo con la División Centro-Sur de la CFE/Working

meeting with the Center-South Division of CFE. Nuevas técnicas para el diagnóstico de fallas en turbogeneradores de

centrales de ciclo combinado/New techniques for the diagnosis of faults in turbo-generators for combined cycle power plants.

161 Breves técnicas Seguridad informática para redes inteligentes (smart grid)/Computer

security for smart grids. Isaí Rojas González, Israel Galván Bobadilla, Salvador Camacho

Pérez Plataforma genérica de telepresencia para maniobras de inspección/

Generic telepresence platform for inspection operations. Martín Santos Domínguez

164 Artículo de investigación Integración de árboles de falla, taxonomías y diagramas de niveles

para realizar Análisis de Causa Raíz/Integration of fault trees, root cause taxonomies and level diagrams to perform root cause analysis.

Juan Arellano Gómez, Rogelio Rea Soto y Roberto Calixto Rodríguez.

175 Reseña Anual

134

Boletín IIEoctubre-diciembre-2012Editorial

Editorial

Uno de los objetivos principales de cualquier sistema eléctrico es proporcionar, en todos los

puntos de consumo, energía eléctrica suficiente y de calidad. Por esta razón, la planeación y operación del sistema debe realizarse buscando siempre altos índices de confiabilidad. De hecho, una exce-lente confiabilidad debe ser un atributo de los procesos de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica.

En este contexto, desde su creación, el IIE ha formado y fortalecido grupos de especialistas, cuyo objetivo es apoyar a

los sectores eléctrico y energético del país a alcanzar altos índices de confiabilidad en sus instalaciones. De esta forma, con base en la línea de desarrollo tecnológico confiabilidad y seguridad, el Instituto realiza actualmente trabajos en áreas tales como: (1) Metodologías para evaluar la confiabilidad de sistemas en sus diferentes etapas del ciclo de vida, (2) Metodolo-gías modernas de gestión del manteni-miento, tales como el RCM, que aseguren que los activos continúen realizando las funciones para los que fueron diseñados, (3) Métodos y técnicas de monitoreo de la condición de activos y de diagnóstico de fallas, (4) Análisis de vida útil (resi-dual, extensión de vida), (5) Metodolo-gías y técnicas de Análisis Causa Raíz, (6) Recolección y análisis de datos y estable-cimiento de índices de desempeño, (7) Diseño para la confiabilidad, y (8) Apoyos a la operación confiable de sistemas (simu-ladores, analizadores de alarmas, etc.).

Considerando que todas estas áreas de trabajo son muy amplias, en este número del Boletín IIE se abordan algunas de ellas.

El artículo de divulgación nos habla de la implantación gradual de estrategias de mantenimiento dentro de un proceso RCM, empleando el riesgo como criterio de priorización para distribuir el esfuerzo de la implantación en fases, dirigiendo los recursos hacia los mecanismos de falla que

ofrezcan mayor beneficio en la reducción del riesgo.

El artículo de tendencia tecnológica plantea la metodología para realizar análisis de Mantenimiento Basado en Confiabilidad en centrales hidroeléctricas, con el objetivo de identificar estrategias óptimas de mantenimiento.

El artículo técnico plantea el aumento de la confiabilidad de las unidades de gene-ración eléctrica convencionales, mediante la evaluación de la pérdida de potencia y eficiencia de las turbinas y la supervisión de las actividades recomendadas.

El artículo de investigación nos describe la integración de árboles de falla, taxono-mías y diagramas de niveles para realizar Análisis de Causa Raíz (ACR), permi-tiendo establecer y aclarar el concepto de factor causal, para que el analista pueda realizar el ACR dentro de un contexto formal y sistemático.

La confiabilidad de un sistema depende de una buena cantidad de factores y acti-vidades que hay que integrar, hecho que se refleja en el contenido de los proyectos que el IIE realiza en apoyo del sector energético e industria eléctrica del país.

135

DivulgaciónImplantación gradual de estrategias de

mantenimiento dentro de un proceso RCM

Implantación gradual de

estrategias de mantenimiento

dentro de un proceso RCM

Implantación gradual de estrategias de mantenimiento dentro de un proceso RCM

Roberto Calixto Rodríguez, Salvador Sandoval Valenzuela y Rogelio Rea Soto

Una vez que se ha completado el análisis RCM se cuenta con un conjunto de mecanismos de falla asociados a estrategias de mantenimiento.

Resumen

La identificación de todas las po-sibles fallas en una instalación industrial y la determinación de

estrategias de mantenimiento para enfren-tarlas y posteriormente incorporarlas a los programas de mantenimiento (implantar-las), puede demandar una gran cantidad de recursos. En este trabajo se presenta un enfoque que logra, por un lado, reducir el número de fallas a analizar sin perder pre-cisión, mediante el empleo de criterios de selección en los distintos pasos de un aná-lisis de Mantenimiento Basado en Confia-bilidad (RCM por sus siglas en inglés). Por otro, logra hacer una implantación gradual de estrategias a los programas de manteni-miento, empleando el riesgo como criterio de priorización, para distribuir el esfuerzo de la implantación en fases, dirigiendo los recursos hacia los mecanismos de falla que ofrezcan mayor beneficio en la reducción del riesgo.

Abstract

Identifying all possible failures within an industrial installation and determining maintenance strategies to prevent them, as well as incorporate them into maintenance programs can be a time consuming task. This paper presents an approach that achieves, on one hand, to reduce the number of failures to analyze, without losing accuracy by using selection criteria in the different steps of RCM

analysis. On the other hand, to manage a gradual implementation of strategies for maintenance programs, using the risk and prioritization criteria for distributing the effort of the implementation in phases, targe-ting resources to the failure mechanisms that provide greater benefit in reducing risk.

Introducción

RCM (Reliability Centered Maintenance) es una herramienta a través de la cual se puede mantener alta la confiabilidad de los componentes de sistemas y de esta forma contribuir a lograr alta disponibi-lidad de los procesos industriales. RCM permite, metodológicamente y con base en las características de cada falla, deter-minar la estrategia de mantenimiento más conveniente para enfrentarla. La mayoría de las estrategias de mantenimiento están orientadas a reducir la probabilidad de ocurrencia de las fallas, i.e. mantienen la confiabilidad de los componentes y por lo tanto aumentan la disponibilidad de los procesos. Algunas otras estrategias podrían minimizar la severidad de las consecuencias, pero todas están orien-tadas a reducir los riesgos en los procesos industriales.

En una instalación industrial, las causas físicas que provocan fallas funcionales en los sistemas que la conforman pueden ser del orden de miles. Para ese universo de fallas es necesario tomar acciones

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Boletín IIEoctubre-diciembre-2012Divulgación

orientadas a prevenir la ocurrencia de algunas de ellas debido a su importancia. Por un lado se deben prevenir aquéllas cuya ocurrencia pudiera tener efectos que impacten en la seguridad del personal y al ambiente. Por otro, se pueden prevenir aquéllas que son económicamente conve-nientes para evitar pérdidas de produc-ción o daños a equipos.

De acuerdo con el estándar SAE-JA1011, para que un proceso se califique como RCM se deben contestar, de manera obligatoria y satisfactoria siete preguntas (SAE-JA1011, 1999; SAE-JA1012, 2002).

El contestar estas siete preguntas a todo sistema y componente de una instalación industrial, podría llevar a la identificación de una cantidad abrumadora de fallas, para las que se deben determinar estra-tegias de mantenimiento con el fin de enfrentarlas y posteriormente incorpo-rarlas a los programas de mantenimiento (implantarlas). Lo anterior demandaría una gran cantidad de recursos.

Para limitar el esfuerzo que supone aplicar RCM a todo sistema de una insta-lación industrial, el mismo SAE-JA1012 menciona una actividad de selección de sistemas a incluir en dicho proceso. Sin embargo, aun con ese enfoque, el esfuerzo que implica llevarlo a la práctica podría desmotivar la aplicación del RCM en instalaciones grandes.

En este trabajo se propone un enfoque que logra hacer reducciones adicio-nales al esfuerzo de implantar RCM a una instalación grande, sin perder preci-sión y permitiendo la implantación gradual de estrategias a los programas de mantenimiento.

Desarrollo del análisis RCM

El SAE-JA1012 propone el uso de crite-rios de selección de sistemas, para incluir solamente sistemas “importantes” al pro-ceso RCM.

Para lograr reducciones adicionales al esfuerzo de implantación del RCM, se deben observar criterios adicionales a los propuestos por el SAE-JA1012 en otros puntos del proceso RCM.

En la figura 1 se representa, dentro del área mayor, el universo de posibles fallas de todos los sistemas de una instalación. También se representa en las áreas más pequeñas, cómo ese universo de posibles fallas se puede reducir al aplicar otros criterios. El área I representa el universo de fallas de los sistemas “importantes” para una instalación. El área II repre-senta el universo de fallas que impactan

a las funciones “importantes” de los componentes de los sistemas conside-rados. El área III representa el universo de fallas, asociados a los modos de falla “importantes”. El área IV representa el universo de mecanismos de falla “importantes”. Dentro de esos meca-nismos de falla “importantes” se pueden definir conjuntos de mecanismos de falla asociados por niveles de riesgo: riesgos inaceptables (rojo), riesgos en región ALARP (amarillo), riesgos aceptables (verde). A su vez, dentro de los riesgos aceptables hay conjuntos de mecanismos de falla con riesgos similares.

Como resultado de la etapa de análi-sis RCM se obtienen las estrategias de mantenimiento y son las siguientes: pro-gramar mantenimiento con base en con-dición, rehabilitación programada, reem-plazo programado, programar búsqueda de fallas, combinar actividades, rediseño y no programar mantenimientos.

Figura 1. Universo de fallas en una instalación industrial.

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DivulgaciónImplantación gradual de estrategias de

mantenimiento dentro de un proceso RCM

La etapa de análisis del RCM comprende las siguientes actividades:

1. Seleccionar los sistemas a analizar. Para seleccionar los sistemas a incor-porar a un proceso RCM se pueden considerar los siguientes criterios (SAE-JA1011, 1999): sistemas que son importantes para la seguridad; el ambiente o la operación de la insta-lación; sistemas que manifiesten baja confiabilidad o disponibilidad; siste-mas que tengan un intenso progra-ma de mantenimiento correctivo o programa de mantenimiento preven-tivo, entre otros.

2. Seleccionar las funciones. Una vez que se ha seleccionado un sistema y se ha dividido en subsistemas y componentes, lo siguiente es selec-cionar las funciones “importantes” que deben cumplir los componentes, para eso se pueden emplear criterios tales como considerar solo funciones primarias (necesarias para que los subsistemas y sistemas cumplan con su función). Se debe tomar en cuenta que un componente cumple al menos una función primaria y puede cumplir funciones secundarias.

3. Seleccionar los modos de falla a analizar. Para cada función selec-cionar modos de falla “importantes” que representen la falla funcional del componente. En este punto puede haber varios modos de falla. Se deben emplear únicamente modos de falla críticos (los que cesan de forma inmediata las funciones prin-cipales del componente) y aquéllos que hayan ocurrido. Esto dejaría fuera a muchos de los modos de falla

degradados e incipientes (Calixto R. et al, 2009).

4. Para los modos de falla seleccio-nados incluir únicamente los meca-nismos de falla (causas físicas) “importantes”, éstos pueden ser los más probables, los que pueden conducir a las mayores consecuen-cias y aquéllos de los que se tenga registro de su ocurrencia.

5. Calificar los mecanismos de falla con base en el riesgo. Para cada mecanismo de falla se describen los efectos asociados a su ocurrencia; las protecciones o salvaguardias exis-tentes para enfrentar la ocurrencia de ese mecanismo de falla; se deter-minan las consecuencias o pérdidas asociadas, y se califica el mecanismo de falla con base en el riesgo. Los mecanismos de falla se califican a partir de matrices de riesgo (Calixto R. et al, 2009; Rea R. et al, 2008).

En esas matrices se visualizan tres regiones: una de riesgo no acep-table (indicada típicamente con el color rojo), una de riesgo aceptable (indicada típicamente por el color verde) y una intermedia denominada ALARP (indicada típicamente con el color amarillo). Las siglas ALARP significan: tan bajo como sea razona-blemente práctico, del inglés As Low As Reasonably Practicable.

6. Determinar la estrategia de mante-nimiento para cada mecanismo de falla. La estrategia de manteni-miento está orientada a reducir el riesgo asociado al mecanismo de falla. Si en este punto se tienen los recursos necesarios para determinar e implantar estrategias de mante-nimiento a todos los mecanismos, se procede a realizar esas activi-dades. Para instalaciones industriales grandes, en este punto se puede tener una gran cantidad de meca-

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Boletín IIEoctubre-diciembre-2012Divulgación

Instalación No. de fallas

A 2180

B 2382

C 1970

D 1175

E 1268

F 1444

G 2192

Tabla 1. Número de mecanismos de falla en diferentes instalaciones.

Figura 2. Actividades dentro del análisis.

nismos de falla, del orden de miles. Determinar estrategias de mantenimiento a todos esos mecanismos es un trabajo abrumador y la implantación demandará un gran esfuerzo. Por lo anterior es necesario realizar la determinación de estrategias de mantenimiento y la implantación por fases, tal como se ilustra en la figura 2. De acuerdo con esta figura, primero se determinan las fases de implantación (en la siguiente sección se muestra un caso práctico para definir fases de implantación). Posteriormente se asigna una estrategia de mantenimiento a cada mecanismo de falla perteneciente a la fase que se va a implantar.

Cuando se tengan las estrategias de todos los mecanismos de falla de la fase se implantan en los programas de manteni-miento. Por ejemplo, en una primera fase se determinan las estrategias de manteni-miento para los mecanismos de falla en las regiones de riesgo no tolerable (roja) y región ALARP (amarilla) y se implantan. En fases posteriores se continúa con el proceso de determinación de estrate-gias e implantación para otros grupos de mecanismos de falla (e.g. los más cercanos a la región ALARP, ver figura 2), y así sucesivamente hasta donde se considere conveniente.

Caso práctico de definición de fases para implantación de estrategias

El enfoque de análisis RCM presen-tado aquí es altamente sistemático y detallado, y puede llevar a generar una gran cantidad de mecanismos de falla. Por ejemplo, en la tabla 1 se muestra el número de mecanismos de falla encon-trados en diversas instalaciones indus-triales, pertenecientes a un mismo tipo de industria y con distintos grados de variaciones en sus diseños. El número de mecanismos de falla reportados en dicha

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DivulgaciónImplantación gradual de estrategias de

mantenimiento dentro de un proceso RCM

Área Instalación

A B C D E F G

R y A 11.4 13.7 9.2 14.8 11.0 13.7 12.8

Verde 88.6 86.3 90.8 85.2 89.0 86.3 87.2

Total 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0

Tabla 2. Distribución porcentual de mecanismos de falla para siete instalaciones indus-triales, para categorías de riesgo en áreas roja y amarilla (R y A), y verde.

Como se observa en la tabla 1, para las siete instalaciones analizadas, el primer criterio permite enfocar los recursos entre el 9.2% y el 14.8 % de los meca-nismos de falla identificados. Al trabajar sobre un número reducido de meca-nismos de falla que representan los mayores riesgos en la instalación, el per-sonal de la misma estará ganando expe-riencia en la aplicación del método y al mismo tiempo estará enfocando los recursos en las fallas que representan los mayores riesgos.

En este punto, una gran cantidad de mecanismos de falla aun no tienen defi-nida una estrategia de mantenimiento. Para las instalaciones mencionadas como ejemplo, esos mecanismos de falla repre-sentan entre el 85.2% y el 90.8%, por lo que una vez concluida la incorporación del primer bloque de mecanismos de falla con estrategia, se puede continuar con la incorporación de otro bloque de meca-nismos de falla. La sugerencia es emplear nuevamente la priorización de las fallas en función del riesgo. En ese sentido, el siguiente bloque podría incluir los mecanismos de falla cuyo riego asociado es cercano a los mecanismos de falla en región ALARP. La tabla 3 muestra cómo se sugiere distribuir los bloques de mecanismos de falla asociados a riesgos tolerables, para determinar estrategias e implantarlos.

Gráficamente, la figura 3 muestra cómo se dividen las categorías de riesgo en tres zonas. En el grupo I se encuentran las categorías 9 y 8; en el grupo II se encuen-tran las categorías 6, 5 y 4, y en el grupo III se encuentran las categorías 3, 2 y 1.

Figura 3. Distribución porcentual acumulada para mecanismos en verde, de acuerdo con la categoría de riesgo.

tabla están representados por el conjunto de fallas contenidas dentro del área IV de la figura 1, para cada instalación.

La clasificación por categoría de riesgo con base en una matriz de 6 x 6 permitió obtener los resultados presentados en la tabla 2, que corresponden a las siete instala-ciones listadas en la tabla 1. Por ejemplo, con los criterios indicados en las secciones anteriores, para el análisis de la instalación A se encontraron 2180 mecanismos de falla, de éstos, 11.4 % corresponden a riesgos no tolerables y en región ALARP y en la región de riesgo tolerable se encuentra el 88.6% restante.

140

Boletín IIEoctubre-diciembre-2012Divulgación

Grupo A B C D E F G

I 16.4 21.8 20.0 19.2 21.2 27.8 31.7

II 49.0 59.5 54.4 56.3 56.8 55.1 57.2

III 88.6 86.3 90.8 85.2 89.0 86.3 87.2

Tabla 4. Distribución porcentual acumulada de mecanismos en el área verde, por grupos.

no tolerable y en región ALARP). En una segunda fase se propone determinar e implantar estrategias para el 16.4% de los mecanismos de falla calificados como V9 y V8 (marcado como grupo I en la figura 3). En una tercera fase se propone realizar el 32.6% de los mecanismos de falla califi-cados como V6, V5 y V4 (grupo II en la figura 3). En una última fase se propone realizar el 39.6% de los restantes meca-nismos de falla, calificados como V3, V2 y V1 (grupo III en la figura 3).

Implantación de estrategias a los programas de mantenimiento

Una vez que se ha completado el análisis RCM se cuenta con un conjunto de meca-nismos de falla asociados a estrategias de mantenimiento, las cuales deberán incor-porarse a los programas de mantenimiento de la instalación, tal y como se ilustra en la figura 4. Cada mecanismo de falla asociado a una estrategia deberá incluirse en la base de datos de gestión del mante-nimiento de la instalación. Dado que la realización de las actividades para cumplir con la estrategia de mantenimiento debe documentarse en las órdenes de trabajo, se deberá asegurar que se cuenta con el formato de orden de trabajo adecuado y si no es así se deberá desarrollar uno, de tal forma que este proceso deberá seguirse para cada estrategia asociada a los meca-nismos de falla del bloque, hasta que todas las estrategias sean incorporadas a los programas de mantenimiento.

Por lo tanto, a esta etapa del proceso RCM se entrará cada vez que se tenga alguna estrategia de mantenimiento por incorporar, a los programas de manteni-miento de la instalación.

Figura 4. Actividades a realizar dentro de la etapa de implantación de RCM.

Tabla 3. Distribución porcentual de mecanismos en el área verde, por grupos, para siete instalaciones.

Grupo A B C D E F G

I 16.4 21.8 20.0 19.2 21.2 27.8 31.7

II 32.6 37.7 34.4 37.1 35.6 27.3 25.5

III 39.6 26.8 36.4 28.9 32.2 31.2 30.0

Total 88.6 86.3 90.8 85.2 89.0 86.3 87.2

La tabla 3 muestra la fracción porcentual de mecanismos de falla en cada uno de los grupos. La tabla 4 muestra la distribución porcentual acumulada de mecanismos en el área verde, por grupos que se muestran gráficamente en la figura 3 y en los cuales se propone dividir el conjunto de mecanismos de falla asociados a riesgos tolerables. Por ejemplo, para la instalación A se sugiere iniciar con la determinación e implantación de estrategias para el 11.4% de los mecanismos de falla (que corresponde a los mecanismos de falla con riesgo

141

DivulgaciónImplantación gradual de estrategias de

mantenimiento dentro de un proceso RCM

Recopilación de datos y la retroalimentación

La recopilación de datos y la retroalimen-tación al análisis inicial permite mantener el proceso RCM dentro de un ciclo de mejora continua. También permite incor-porar de manera gradual, fallas no con-sideradas inicialmente, ya sea a nivel sis-tema, subsistema, componente, función, modo de falla o mecanismo de falla. Adi-cionalmente, la etapa de recopilación de datos de falla y de mantenimiento provee la información necesaria para obtener indicadores de desempeño. Las activi-dades a realizar dentro de esta etapa se presentan en la figura 5.

retroalimentada al análisis. Asimismo, cualquier cambio en los procesos deberá ser retroalimentado al análisis, por ejem-plo, cambios debidos a la modificación de políticas de la organización o cambios motivados por el cumplimiento con la normatividad.

Conclusiones

Los resultados de los análisis RCM reali-zados y presentados como ejemplo, muestran que para un tipo de industria, el esfuerzo inicial se encuentra entre un 9% a un 15% de las fallas identificadas. Lo anterior implica una primera fase de implantación de entre 150 a 200 estra-tegias de mantenimiento, trabajo que es fácilmente manejable. También distribuye los mecanismos de falla restantes en fases fácilmente manejables.

Debido a que el enfoque de incorpo-ración de fallas al proceso RCM no es limitativo, éste puede extenderse en la medida en la que la instalación esté dispuesta a destinar recursos para conti-nuar con el esfuerzo y convertirlo en una cultura de la mejora continua. Lo anterior dará por resultado programas de mante-nimiento permanentemente optimizados.

El esquema de incorporación de RCM en una instalación industrial presentado en este trabajo permite que, de manera gradual, el personal de la instalación se familiarice con el método y su aplica-ción, y al mismo tiempo permite que se obtengan los mayores beneficios posibles del método. También permite enfocar, de forma inicial, los recursos disponibles en la instalación, en aquellos mecanismos que son importantes en términos del riesgo que representan.

Figura 5. Actividades a realizar dentro de la etapa de recopilación de datos y retroali-mentación del proceso RCM.

Las fallas de equipo proveerán la infor-mación para determinar en forma real, la frecuencia de ocurrencia de las fallas y que podrían reafirmar o modificar la calificación del mecanismo de falla en función del riesgo y quizás de la estra-tegia, además de proveer información para el cálculo de la confiabilidad de los equipos y otros indicadores. Por su par-te, la documentación de las actividades de mantenimiento permite realizar el cálculo de otros indicadores, tales como relación entre tipos de mantenimiento, costos totales por tipo de mantenimiento, entre otros. Cuando un indicador mues-tre una desviación con respecto a valores de referencia, la información deberá ser

142

Boletín IIEoctubre-diciembre-2012Divulgación

Referencias

SAE-JA1011. Evaluation Criteria for Reliability-Cen-tered Maintenance (RCM) Processes, surface vehicle / aerospace standard, 1999.

SAE-JA1012. A Guide to the Reliability-Centered Maintenance (RCM) Standard, surface vehicle / aerospace recommended practice, 2002.

ISO-14224. Petroleum, petrochemical and natural gas industries - Collection and exchange of reliability and maintenance data for equipment, Second Edition, 2006-12-15.

Calixto R., Sandoval S. y Rea R. Uso de matrices de riesgo en un proceso de Mantenimiento Basado en Confiabilidad (RCM), VII Congreso Internacional en Innovación y Desarrollo Tecnológico CIINDET 2009.

Rea R., Calixto R. y Sandoval S. Aplicación de la metodología de Mantenimiento Basado en Confiabi-lidad en la industria petrolera, 6º Congreso Interna-cional en Innovación y Desarrollo Tecnológico, CIINDET, Cuernavaca, Morelos, México, 2008.

ROBERTO CALIXTO RODRÍGUEZ

[rcalixto@iie.org.mx]

Maestro en Ciencias en Ingeniería Mecánica por el Centro Nacional de Investigación y Desarrollo Tecnológico (CENIDET) en 1998. Ingeniero Químico por la Universidad Autónoma de Zaca-tecas en 1989. En 1990 ingresó a la Gerencia de Energía Nuclear (GEN) del IIE. Ha colaborado en trabajos relacionados con tecnología de la seguridad, análisis de seguridad en la industria nuclear y análisis de riesgos en instalaciones convencionales. En la industria petrolera ha participado como analista de riesgos en diferentes proyectos de análisis de riesgos de instalaciones petroleras, tanto en tierra como costa fuera. También ha participado como Jefe de Proyecto y analista de estudios de mantenimiento basado en confiabilidad (RCM) en instalaciones petroleras, y de generación y transmisión de energía eléctrica. Desde 1999 participa como instructor y Jefe de Proyecto en los programas de capacitación en análisis de riesgos, análisis causa raíz y RCM que ofrece el IIE tanto a la CFE, como a PEMEX.

SALVADOR SANDOVAL VALENZUELA

[sandoval@iie.org.mx]

Maestro en Ciencias en Integración de Procesos por la University of Manchester Institute of Science and Technology, Inglaterra en 1995. Ingeniero Químico por la Universidad Autónoma de Zacatecas en 1990. Ingresó a la Gerencia de Energía Nuclear (GEN) del IIE en 1991. Ha dirigido y participado en proyectos relacionados con el análisis de seguridad en la indus-

tria nuclear. En la industria petrolera ha dirigido y participado en varios proyectos de análisis de riesgos y Mantenimiento Basado en Confiabilidad (RCM) de instalaciones, tanto en tierra como costa afuera. En la industria eléctrica ha participado en varios proyectos de RCM de instalaciones de generación y transmi-sión. Desde 1999 forma parte del grupo de instruc-tores que imparte capacitación en RCM, técnicas de análisis de riesgos, análisis de accidentes y análisis causa raíz, tanto en la industria petrolera como en la eléctrica.

ROGELIO REA SOTO

[rrea@iie.org.mx]

Maestro en Ciencias en Ingeniería de Confiabilidad y Análisis de Riesgos por la Heriot-Watt University, Edimburgo, Escocia. Ingeniero Eléctrico por el Instituto Tecnológico de Tepic. Ingresó al Grupo de Análisis Probabilístico de Seguridad de la Gerencia de Energía Nuclear (GEN) del IIE en 1993. Ha desarro-llado trabajos para la industria nuclear, hidroeléctrica y transmisión de energía eléctrica de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), así como producción, transporte y distribución de hidrocarburos de Petró-leos Mexicanos (PEMEX). Cuenta con veinte años de experiencia en materia de análisis de riesgos, análisis de vulnerabilidades de sistemas y mantenimiento basado en confiabilidad (RCM). Desde 1999 forma parte del grupo de instructores que imparte capacita-ción en técnicas de análisis de riesgos e investigación de accidentes en Pemex Exploración y Producción y la CFE. Actualmente es Jefe de Proyecto del Grupo de Análisis de Riesgos de la GEN.

De izquierda a derecha: Salvador Sandoval Valenzuela, Rogelio Rea Soto y Roberto Calixto Rodríguez.

143

Tendencia tecnológicaMetodología para realizar análisis de Mantenimiento Basado en Confiabilidad en centrales hidroeléctricas

Metodología para realizar

análisis de Mantenimiento

Basado en Confiabilidad

en centrales hidroeléctricas

Metodología para realizar análisis de Mantenimiento Basado en Confiabilidad en centrales hidroeléctricas

Rogelio Rea Soto, Roberto Calixto Rodríguez, Salvador Sandoval Valenzuela, Rocío Velasco Flores y María del Carmen García Lizárraga

Society for Advanced Mobility Land, Sea and Space in the SAE-JA1012 standard. With the purpose of answering the first five ques-tions, that are set out in that standard, the use of standard ISO14224 is strongly recom-mended. This approach standardizes failure mechanisms and homogenizes RCM studies with the process of collecting failure and main-tenance data. The use of risk matrixes to rank the importance of each failure based on a risk criteria is also proposed.

Introducción

El Mantenimiento Basado en Confiabi-lidad, RCM (Reliability Centered Mainte-nance) es una herramienta metodológica que permite la gestión del mantenimiento bajo nuevos paradigmas. Considera que el mantenimiento debe estar enfocado en preservar altos valores de confiabilidad para el cumplimiento de las funciones de los sistemas, equipos o procesos, en lugar de orientarse a preservar equipos, independientemente de la función que cumplen y de su contexto operativo.

El desarrollo y la aplicación del RCM se deriva de los estudios de Nowlan y Heap (Moubray, 1997) en la aeronáutica comer-cial, publicados en 1978. Los resultados de sus trabajos permitieron aumentar la confiabilidad de las aeronaves, debido a que presentaban un número de fallas que la industria aeronáutica juzgó elevada. Actualmente, el RCM se ha extendido a la

Resumen

Se presenta una metodología para realizar estudios de Manteni-miento Basado en Confiabilidad

(RCM) aplicados a la industria hidroeléc-trica. La metodología es una implanta-ción/extensión realizada por los autores de este trabajo, de los lineamientos propuestos por la Engineering Society for Advanced Mobility Land, Sea and Space en el estándar SAE-JA1012. Para contestar las primeras cinco preguntas del estándar se propone tomar como base los modos y mecanismos de fallas de componentes documentados en la guía para recopilar datos de falla en el estándar ISO-14224. Este enfoque permite estandarizar la descripción de mecanismos de fallas de los equipos, tanto en el estudio RCM como en el proceso de recopilación de datos de falla y de mantenimiento, lo que permite retroalimentar el ciclo de mejora continua de los procesos RCM. También se propone el uso de matrices de riesgo para jerarquizar la importancia de los mecanismos de falla con base en el nivel de riesgo.

Abstract

A methodology to carry out Reliability Centered Maintenance (RCM) studies for hydroelectric power plants is presented. The methodology is an implantation/extension of the guidelines proposed by the Engineering

El RCM requiere que para cada mecanismo de falla identificado se enuncien los efectos y las conse-cuencias asociadas con éste.

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industria militar, nuclear, automotriz, eléc-trica y petrolera, entre otras. En la aplica-ción del RCM se pueden identificar tres etapas (figura 1): análisis RCM, implan-tación de estrategias y mejora continua. A lo largo del tiempo han existido propuestas en las que la etapa de análisis de la metodología de aplicación del RCM se ha modificado, tratando de disminuir el esfuerzo necesario para llevarlo a cabo. Cabe mencionar que la aplicación parcial del método podría llevar a resultados incompletos. Para asegurar que la meto-dología se utilice de manera apropiada, la industria automotriz desarrolló los están-dares SAE-JA1011 (SAE-JA1011, 1999) y SAE-JA1012 (SAE-JA1012, 2002).

El estándar SAE-JA1011 (SAE-JA1011, 1999) establece los criterios que debe cumplir un proceso RCM y el SAE-JA1012 (SAE-JA1012, 2002) es la guía para la aplicación del RCM. Ambos estándares y bibliografía clásica en el tema (Moubray, 1997) establecen que cualquier proceso RCM debe asegurar que se contesten, satisfactoriamente y en un orden deter-minado, siete preguntas sobre los equipos analizados. Las primeras cinco preguntas se refieren a las funciones que cumplen

los equipos, las formas en las que pueden fallar, los motivos físicos de las fallas, así como los efectos y las consecuencias de las mismas. Las últimas dos preguntas del estándar se refieren a la determinación de las estrategias de mantenimiento con base en la importancia de dichas fallas.

Debido a que especificar a detalle cómo responder las siete preguntas está fuera del alcance del estándar SAE-JA1012, los autores proponen un método deta-llado de responderlas para su aplicación en centrales hidroeléctricas. El método se apega a los estándares SAE-JA1011 y SAE-JA1012 y a otros estándares inter-nacionales, de tal forma que se logra conciliar la etapa de análisis RCM con el proceso de recopilación de datos de falla y de mantenimiento. Esas activi-dades son importantes para lograr, por una parte, la mejora continua del RCM y, por otra, estimar índices con los que se puede medir la efectividad del mante-nimiento. También resuelve de manera muy concreta el requisito que se esta-blece en el SAE-JA1011, para consi-derar el riesgo como un parámetro en el proceso de selección de estrategias de mantenimiento.

Proceso RCM apegado al estándar ISO-14224

El seguimiento puntual de los linea-mientos de los SAE-JA1011 y SAE-JA1012 permite realizar un análisis RCM al contestar las siguientes siete preguntas:

1. ¿Cuáles son las funciones y están-dares de desempeño en el contexto operativo actual? (funciones y están-dares de desempeño).

2. ¿De qué forma pueden fallar para que dejen de cumplir con sus funciones? (modos de falla).

3. ¿Cuáles son las causas de cada falla funcional? (mecanismos de falla).

4. ¿Qué sucede cuando se presenta cada mecanismo de falla? (efectos de la falla).

5. ¿Qué puede ocurrir si se presenta cada mecanismo de falla? (consecuen-cias de la falla).

6. ¿Qué se puede hacer para predecir o prevenir cada mecanismo de falla? (estrategias de mantenimiento proactivas).

7. ¿Qué se debe hacer si no se puede encontrar una acción de manteni-miento proactiva adecuada? (acciones requeridas cuando no se puede prevenir la falla o cuando la confiabi-lidad inherente es baja).

En la figura 2 se presenta el esquema de desarrollo propuesto para llevar a cabo un estudio RCM, el cual inicia con la integración de un grupo multidisciplinario de análisis RCM que estará integrado por personal de la instalación que será objeto de estudio y personal con experiencia en la aplicación de la metodología en cuestión. Posteriormente se seleccionan los sistemas que serán anali-Figura 1. Etapas y ciclo de mejora continua de RCM.

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Tendencia tecnológicaMetodología para realizar análisis de Mantenimiento Basado en Confiabilidad en centrales hidroeléctricas

zados en el estudio RCM. Una vez formado el equipo multidisciplinario y seleccionados los sistemas a analizar, se contestan las siete preguntas, identificadas con un recuadro de color amarillo en la figura 2 y cuyos detalles se abordan a continuación.

Funciones, modos y mecanismos de falla

Una vez definidos los sistemas que serán incluidos en el análisis RCM, se identifican los equipos que constituyen al sistema y cada equipo podría ser desglosado en sus componentes. Para cada componente deben enunciarse todas las funciones que cumple y sus criterios de desem-peño (requisitos mínimos para considerar que cumple con su función). Cuando un componente no puede cumplir con alguna de sus funciones se dice que ha ocurrido una falla funcional. En este trabajo, las fallas funcionales se expresan a través de

la redacción de modos de falla, que es la forma como los componentes dejan de cumplir con su función. Los mecanismos de falla son las causas físicas por las cuales se puede presentar un modo de falla parti-cular y son la base de los estudios RCM.

De acuerdo con la bibliografía especiali-zada (Moubray, 1997; SAE-JA1011, 1999; SAE-JA1012, 2002), se sugiere contestar las primeras cinco preguntas del RCM empleando el Análisis de los Modos de Falla y sus Efectos (FMEA). El FMEA requiere que se consideren tanto las fallas que han ocurrido, como aquéllas que pueden ocurrir.

Con el propósito de desarrollar los FMEA de una manera estandarizada, el método propuesto en este trabajo plantea el uso del estándar ISO-14224 (ISO-14224, 2004), que aunque fue desarrollado para facilitar el intercambio de información

entre diferentes propietarios de instala-ciones, fabricantes de equipos y contra-tistas pertenecientes a la industria petro-lera, se considera que es la propuesta bibliográfica más completa en el tema y los lineamientos de recopilación son apli-cables a la industria hidroeléctrica. Lo anterior se debe a que el ISO-14224 tiene un enfoque dirigido a equipos, muchos de los cuales se emplean en diferentes tipos de industrias. Algunas de las ventajas del uso del ISO-14224 son las siguientes:

• El uso de una taxonomía estandari-zada para dividir los equipos en sus componentes, permite compatibilidad total del estudio RCM con la recopila-ción de datos de falla y mantenimiento apegada a un estándar. La recopilación de datos sirve para afinar tanto las estrategias de mantenimiento, como la frecuencia de aplicación de las mismas (permite completar el ciclo de mejora continua del RCM).

• Redacciones de modos y mecanismos de falla homogeneizados dentro del mismo estudio aunque éste haya sido realizado por diferentes analistas.

Los beneficios de una taxonomía estan-darizada se ilustran en la figura 3 y en la tabla 1. Ahí se establecen claramente y de manera única, los componentes que deben ser incluidos como parte del equipo y la manera de nombrarlos.

De la misma manera es conveniente estandarizar los modos y los mecanismos de falla, (tablas 2 y 3). En este punto es necesario aclarar que el no contar con un estándar como referencia para enun-ciar modos y mecanismos de falla, podría conducir a confusiones y generar un estudio con información inconsistente. Figura 2. Esquema de desarrollo de estudios RCM.

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Adicionalmente podría haber omisiones en el estudio.

Efectos y consecuencias de la falla

El RCM requiere que para cada mecanismo de falla identificado se enuncien los efectos y las consecuencias asociadas con éste (preguntas cuatro y cinco del RCM).

Los efectos describen los eventos físicos que se presentan debido a la ocurrencia del mecanismo de falla. Dentro de esta información se describen las formas en que se manifiesta la ocurrencia de dicho mecanismo, como lo pueden ser la actua-ción de alarmas, los cambios de velocidad, los ruidos, el humo, los escapes de vapor, los olores, los derrames y las acciones correctivas requeridas después de que ha

ocurrido tal mecanismo. En la descripción de los efectos también se incluyen todas las protecciones con que se cuenta para enfrentar la ocurrencia del mecanismo de falla, aquellas dispuestas tanto para reducir la probabilidad de ocurrencia, como para minimizar las consecuencias. Los efectos de las fallas dependen en gran medida del proceso analizado y son muy variables, por lo que no es posible la estandarización.

La identificación de los efectos de las fallas permite:

• Identificar aquello que puede pasar si no se cuenta con ninguna actividad específica o dispositivo para anticipar, prevenir o detectar el mecanismo de falla.

• Disponer de la información nece-saria para hacer la evaluación de las consecuencias.

Por su parte, las consecuencias son las pérdidas que se pueden tener debido a la ocurrencia de la falla. Por ejemplo, la falla a contener un material inflamable, por parte de una tubería, da como resul-tado la fuga del material. Esa fuga puede originar un incendio o una explosión. Las consecuencias son las lesiones o daños a personas, al medio ambiento o las pérdidas económicas, por ejemplo, las pérdidas de producción por el paro operativo.

A diferencia de los efectos, las conse-cuencias de las fallas pueden ser “estan-darizadas” y hacerlo es ampliamente recomendable. Esto permite simplificar el proceso de comparación de pérdidas debido a la ocurrencia de las diferentes fallas. Por ejemplo, para fallas de distintos equipos que impactan la producción como bombas, compresores, válvulas, entre otras, las pérdidas pueden enunciarse en términos de producción diferida. Con esta estandarización se tiene una base de evaluación común para todos los equipos de la instalación. En el caso de daños sobre el personal, la estandarización de redacción de consecuencias puede ser más general. Por ejemplo, daños leves que se atienden con primeros auxilios, daños que provocan incapacidad temporal, daños que provocan incapacidad permanente, daños que provocan hasta tres fatalidades, entre otras.

En general, los análisis RCM son minu-ciosos y requieren de un gran esfuerzo por parte de los participantes. El resul-tado de ese esfuerzo es la generación de una cantidad de información considerable que refleja la experiencia del personal de la instalación analizada sobre la operación y el mantenimiento de equipos y procesos, de tal forma que su utilidad depende en gran medida de la forma en que se redacte dicha información. Así, la estandarización en la redacción de conceptos e ideas tales como equipo, componente, modo de falla, mecanismo de falla e incluso consecuen-cias es de vital importancia para aprove-char esa información. La aplicación de estándares no solo es conveniente en estu-dios de una instalación de una empresa, sino también en instalaciones con activi-dades similares en otras organizaciones. Con lo anterior se pueden ganar muchos

Válvula Actuador Monitoreo y control• Cuerpo• Bonete• Bridas de unión• Anillos del asiento• Empaque del vástago• Sellos• Obturador• Vástago

• Diafragma• Resorte• Cubierta• Pistón• Sellos• Motor eléctrico• Engranaje• Cojinete

• Cableado y caja de conexión• Instrumentación de posición• Válvula solenoide/ piloto/vaciado

Otros• Acumulador• Otros

Figura 3. Taxonomía de una válvula.

Tabla 1. Componentes estandarizados de una válvula.

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Tendencia tecnológicaMetodología para realizar análisis de Mantenimiento Basado en Confiabilidad en centrales hidroeléctricas

Tabla 2: Ejemplos de modos de falla estandarizados para varios equipos.

años de experiência, simplemente compar-tiendo información.

Determinación de la importancia de las fallas a través de matrices de riesgo

Partiendo de que el riesgo es una medida de la combinación de la probabilidad o frecuencia de ocurrencia de un evento con sus consecuencias, el nivel de riesgo puede usarse para medir la importancia de los mecanismos de falla. En este trabajo se propone el empleo de matrices de riesgo para determinar la impor-tancia de las fallas y su uso constituye un método estandarizado para valorar todos los mecanismos de falla, porque puede representar el patrón de referencia para todos los procesos e instalaciones de una organización. Se sugiere el uso de matrices específicas para los siguientes tipos de riesgos: daños a las personas, daño ambiental, pérdidas de producción y daños a equipos. Un protocolo de desa-rrollo de matrices de riesgos se puede encontrar en Calixto et al, 2009.

Brevemente se establecen escalas de frecuencia y consecuencia que al combi-narse generan matrices. A esas matrices se les definen áreas que representan distintos niveles de riesgo para la orga-nización. Un esquema común es emplear tres áreas: rojo, para fallas cuyo riesgo es inaceptable; amarillo, para fallas donde el riesgo se quiere mantener tan bajo como razonablemente sea práctico, y verde, para las fallas cuyo riesgo es tolerable (figura 4).

Para poder valorar la importancia de cada mecanismo con matrices de riesgo es necesario documentar en el FMEA, la frecuencia de ocurrencia de cada meca-nismo de falla y sus consecuencias. Con esos datos se puede calcular el riesgo. Ese nivel de riesgo equivale a la impor-tancia de la falla. Para el caso particular de las fallas que involucran pérdidas por la interrupción de la producción, también se debe capturar el tiempo de reparación, pues sirve para estimar la magnitud de la consecuencia de la falla.

Cualquier esquema de calificación de riesgo debe ser establecido por el personal de la empresa responsable del desempeño en materia de seguridad, ambiente y producción, y debe reflejar las políticas de la organización en estas áreas.

En particular, para las centrales hidro-eléctricas de la Comisión Federal de Elec-tricidad (CFE) que han sido analizadas, se elaboraron tres matrices de riesgo que corresponden a daños al personal, riesgo para impacto ambiental y riesgo para daño a la instalación/pérdida de producción.

Determinación de estrategias de mantenimiento

La bibliografía especializada en RCM (Moubray, 1997; SAE-JA1011, 1999; SAE-JA1012, 2002) establece el uso del diagrama de decisión de estrategias de mantenimiento para seleccionar la mejor estrategia para tal efecto, de acuerdo con las características de cada falla. Las estra-

Clave DescripciónELP Fuga externa de procesoERO Descarga erráticaFOF Falla en frecuencia de salidaFOV Falla en voltaje de salidaFTC Falla a cerrar a la demandaFTO Falla a abrir a la demandaFTS Falla a iniciar a la demandaHIO Descarga altaIHT Transferencia de calor insuficienteLOO Descarga bajaPLU TapadoVIB Vibración

Falla Mecánica Falla de Materiales Falla de Instrumentos

FugaVibraciónFalla en alineación DeformaciónFalta de fijaciónAtascado

CavitaciónCorrosiónErosiónDesgasteRupturaFatigaSobrecalentamientoReventado

Falla de controlSin señal, alarma o indicaciónFalla en señal, alarma o indicaciónFuera de ajusteFalla de softwareCausa común

Falla Eléctrica Factores ExternosCorto circuitoCircuito abiertoSin voltajeFalla de voltajeFalla de tierra o aislamiento

BloqueoContaminación

Tabla 3: Ejemplos de mecanismos de falla estandarizados para varios equipos.

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Boletín IIEoctubre-diciembre-2012Tendencia tecnológica

tegias del diagrama de decisión son las siguientes:

• Programar mantenimiento con base en condición

• Rehabilitación programada• Remplazo programado• Programar búsqueda de fallas• Combinar actividades• Rediseño• No programar mantenimiento

Debido a la complejidad y cantidad de los equipos incluidos típicamente en estu-dios RCM se puede encontrar una gran cantidad de mecanismos de falla y cada uno tendrá asociada una estrategia de mantenimiento. Cada estrategia tendrá por objetivo reducir el nivel de riesgo, tomando en cuenta el balance costo-bene-ficio al implantar una estrategia de mante-nimiento en particular. Para instalaciones grandes, este proceso podría demandar una gran cantidad de recursos humanos y económicos durante el proceso de asignación e implantación de estrate-gias de mantenimiento. En este trabajo se propone realizar dicho proceso en al menos dos etapas. En una primera etapa se determinan e implantan estrategias de mantenimiento para aquellos mecanismos

de falla que impliquen riesgos en las áreas roja y amarilla de las matrices de riesgo (acciones para enfrentar los mayores riesgos en la instalación). Esto permite operar una instalación con mejor desem-peño en las áreas de seguridad, ambiente y producción. En etapas posteriores se determinan e implantan estrategias de mantenimiento para aquellos mecanismos de falla cuyo riesgo es tolerable, por ejemplo, el área verde en las matrices de riesgo. Esto puede conducir a optimizar el mantenimiento de los equipos incluidos en el estudio RCM y puede verse reflejado en menores costos de mantenimiento.

Resultados obtenidos en el proceso de generación hidroeléctrica de la CFE

Desde 2009, el grupo de análisis de confiabilidad de la Gerencia de Energía Nuclear del IIE ha aplicado la meto-dología descrita en este trabajo, en el análisis de centrales hidroeléctricas de la Comisión Federal de Electricidad, para permitir la implantación de Manteni-miento Basado en Confiabilidad. A la fecha ha analizado las centrales hidro-eléctricas más importantes del país, cubriendo una buena proporción del total de la capacidad hidroeléctrica nacional instalada (aproximadamente el 92%). Las centrales hidroeléctricas hasta ahora analizadas son: Chicoasén (2009), Malpaso (2009), Infiernillo (2010), Angostura (2010), Peñitas (2010), Agua-milpa (2010), El Cajón (2011), Huites (2011), Caracol (2011) y Temascal (2011).

La CFE se encuentra en el proceso de implantación de las estrategias de mante-nimiento determinadas en los estudios desarrollados.

Conclusiones

La aplicación del método propuesto en este trabajo arroja las siguientes conclusiones:

El método permite generar estudios RCM homogéneos, aun siendo realizados por diferentes analistas. Eso se debe a que se logra estandarizar la división de equipos y componentes, los modos de falla, los mecanismos de falla y las consecuencias de las mismas.

Genera estudios RCM compatibles con el proceso de recolección de datos que faci-lita la retroalimentación para la etapa de mejora continua.

Permite transparencia en la asignación de la categoría de riesgo a las fallas, debido a que se utilizan los criterios de riesgo acep-tados por la organización.

Referencias

Moubray J. Reliability-Centered Maintenance, Industrial Press Inc, Second Edition, 1997.

SAE-JA1011. Evaluation Criteria for Reliability-Centered Maintenance (RCM) Processes, surface vehicle / aerospace standard, 1999.

SAE-JA1012. A Guide to the Reliability-Centered Main-tenance (RCM) Standard, surface vehicle / aerospace recommended practice, 2002.

ISO-14224. Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Collection and exchange of reliability and maintenance data for equipment, ISO TC 67/SC /WG 4, ISO Standards Norway. 2004-10-20.

Calixto R. , Sandoval V. y Rea S. Uso de Matrices de Riesgo en un Proceso de Mantenimiento Basado en Confia-bilidad (RCM), VII Congreso Internacional en Inno-vación y Desarrollo Tecnológico CIINDET 2009.

Figura 4. Ejemplo de una matriz de riesgo.

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Tendencia tecnológicaMetodología para realizar análisis de Mantenimiento Basado en Confiabilidad en centrales hidroeléctricas

ROGELIO REA SOTO

[rrea@iie.org.mx]

Maestro en Ciencias en Ingeniería de Confiabilidad y Análisis de Riesgos por la Heriot-Watt University, Edimburgo, Escocia. Ingeniero Eléctrico por el Instituto Tecnológico de Tepic. Ingresó al Grupo de Análisis Probabilístico de Seguridad de la Gerencia de Energía Nuclear (GEN) del IIE en 1993. Ha desarrollado trabajos para la industria nuclear, hidroeléctrica y transmisión de energía eléctrica de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), así como producción, transporte y distri-bución de hidrocarburos de Petróleos Mexicanos (PEMEX). Cuenta con veinte años de experiencia en materia de análisis de riesgos, análisis de vulnerabilidades de sistemas y mantenimiento basado en confiabilidad (RCM). Desde 1999 forma parte del grupo de instructores que imparte capacitación en técnicas de análisis de riesgos e investigación de accidentes en Pemex Exploración y Producción y la CFE. Actualmente es Jefe de Proyecto del Grupo de Análisis de Riesgos de la GEN.

ROBERTO CALIXTO RODRÍGUEZ

[rcalixto@iie.org.mx]

Maestro en Ciencias en Ingeniería Mecánica por el Centro Nacional de Investi-gación y Desarrollo Tecnológico (CENIDET) en 1998. Ingeniero Químico por la Universidad Autónoma de Zacatecas en 1989. En 1990 ingresó a la Gerencia de Energía Nuclear (GEN) del IIE. Ha colaborado en trabajos relacionados con tecnología de la seguridad, análisis de seguridad en la industria nuclear y análisis de riesgos en instalaciones convencionales. En la industria petrolera ha participado como analista de riesgos en diferentes proyectos de análisis de riesgos de instala-ciones petroleras, tanto en tierra como costa fuera. También ha participado como Jefe de Proyecto y analista de estudios de mantenimiento basado en confiabilidad (RCM) en instalaciones petroleras, y de generación y transmisión de energía eléc-trica. Desde 1999 participa como instructor y Jefe de Proyecto en los programas de capacitación en análisis de riesgos, análisis causa raíz y RCM que ofrece el IIE tanto a la CFE, como a PEMEX.

De izquierda a derecha: Rocío Velasco Flores, María del Carmen García Lizárraga, Rogelio Rea Soto, Roberto Calixto Rodríguez y Salvador Sandoval Valenzuela.

SALVADOR SANDOVAL VALENZUELA

[sandoval@iie.org.mx]

Maestro en Ciencias en Integración de Procesos por la University of Manchester Insti-tute of Science and Technology, Inglaterra en 1995. Ingeniero Químico por la Univer-sidad Autónoma de Zacatecas en 1990. Ingresó a la Gerencia de Energía Nuclear (GEN) del IIE en 1991. Ha dirigido y participado en proyectos relacionados con el análisis de seguridad en la industria nuclear. En la industria petrolera ha dirigido y participado en varios proyectos de análisis de riesgos y Mantenimiento Basado en Confiabilidad (RCM) de instalaciones, tanto en tierra como costa afuera. En la industria eléctrica ha participado en varios proyectos de RCM de instalaciones de generación y transmisión. Desde 1999 forma parte del grupo de instructores que imparte capacitación en RCM, técnicas de análisis de riesgos, análisis de accidentes y análisis causa raíz, tanto en la industria petrolera como en la eléctrica.

ROCÍO VELASCO FLORES

[rvf@iie.org.mx]

Maestra en Ciencias en Ingeniería Química por el Instituto Tecnológico de Celaya en 1998. Ingeniera Química por la Universidad Autónoma del Estado de Morelos (UAEM) en 1994. Ingresó al grupo de Análisis de Riesgos de la Gerencia de Energía Nuclear del IIE en 2001. En la industria petrolera ha participado en diferentes proyectos de análisis de riesgos, estudios de vulnerabilidades de sistemas y Mante-nimiento Basado en Confiabilidad (RCM) de instalaciones petroleras, tanto en tierra como costa fuera. Ha participado en diferentes proyectos de RCM de instalaciones de la CFE. Ha participado como instructora en programas de capacitación en análisis de riesgos para la CFE y PEMEX. De 1998 a 2001 prestó sus servicios a diversas compañías, colaborando en la realización de análisis de riesgos para instalaciones de Pemex Refinación y Pemex Exploración y Producción (PEP) Región Marina Suroeste (RMSO), Región Marina Noreste (RMNE) y Región Norte.

MARÍA DEL CARMEN GARCÍA LIZÁRRAGA

[maria.del.carmen.garcia@iie.org.mx]

Ingeniera Eléctrica por el Instituto Tecnológico de Tepic en 2008. Participó en el programa de Adiestramiento en Investigación Tecnológica (AIT), que ofrece el IIE a egresados con excelencia académica. Ingresó a la Gerencia de Energía Nuclear en 2008, año desde el que ha analizado sistemas y equipos eléctricos para la implantación de Mantenimiento Basado en Confiabilidad (RCM) en centrales hidroeléctricas y equipos de transmisión para la CFE. Tiene experiencia en el manejo de técnicas de análisis de riesgos, como el Análisis de los Modos de Falla y sus Efectos (FMEA) y uso de Matrices de Riesgos.

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Boletín IIEoctubre-diciembre-2012Artículo técnico

Confiabilidad de las unidades

de generación eléctrica

mediante la evaluación

de la pérdida de potencia y

eficiencia de las turbinas

Confiabilidad de las unidades de generación eléctrica mediante la evaluación de la pérdida de potencia y eficiencia de las turbinas

José Antonio Ramírez Solís y Víctor Manuel Cristalinas Navarro

El servicio técnico especializado para evaluar la pérdida de potencia y eficiencia de una turbina de vapor abierta contempla tres etapas de trabajo.

Resumen

El objetivo del servicio técnico especializado para evaluar la pérdida de potencia y eficiencia

de una turbina de vapor abierta es cuanti-ficar dichas pérdidas a causa del deterioro de los sellos internos, del deterioro de la geometría de referencia de los compo-nentes del canal de vapor (álabes fijos y álabes móviles) y del aumento de la rugosidad de la superficie de los álabes a causa de la erosión (marcas de vapor, de humedad y de impactos) y de la deposi-ción de sales. Asimismo, establecer una serie de recomendaciones en orden prio-ritario para la atención de la central, con el fin de recuperar la mayor parte de la potencia y eficiencia perdidas por la turbina y asegurando, mediante la supervi-sión técnica de las actividades resultantes de las recomendaciones y conforme a la normativa de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), a la internacional y a la experiencia propia del personal del IIE, una calidad aceptable tanto en la rehabi-litación de los componentes mecánicos como del mantenimiento mismo de la turbina.

Mediante un ejemplo de aplicación, en este artículo se describe la metodología de ejecución de dicho servicio técnico y se cuantifica la calidad, tanto del mante-nimiento como de la rehabilitación de los componentes de la turbina.

Abstract

The aim of the specialized technical service to evaluate the loss of power and efficiency of an open steam turbine is to quantify these losses caused by the deterioration of internal seals, deterioration of the steam path geometry components (nozzles and blades) and increased roughness of the blades and nozzle surface duo to erosion (steam, humidity and impacts) and, also, due to salts deposition. In the same way, to establish a set of recommenda-tions, in order of importance by the attention of the Power Plant with the purpose of recovering the major quantity of power and efficiency lost by the steam turbine and assurance, by means of technical supervision of the activities set in the recommendations, and in accordance with CFE rules, international standards and the personal experience of IIE staff , an acceptable quality in rehabilitation of mechanical compo-nents such as the maintenance of the steam turbine itself.

Using an application example, this paper describes, the methodology of execution of this kind of services. Also, the quality of the main-tenance and the rehabilitation of the steam turbine components are quantified.

Introducción

El servicio técnico especializado para evaluar la pérdida de potencia y eficiencia de una turbina de vapor abierta contempla tres etapas de trabajo:

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Artículo técnicoConfiabilidad de las unidades de generación eléctrica

mediante la evaluación de la pérdida de potencia

1. La evaluación de la pérdida de potencia y eficiencia de la turbina desarmada antes de iniciar las activi-dades de limpieza y mantenimiento.

2. La supervisión de las actividades resultantes de las recomendaciones emitidas en la primera etapa.

3. La evaluación de la recuperación de potencia y eficiencia de la turbina desarmada después de finalizadas las actividades de mantenimiento.

Las etapas de trabajo 1 y 3 contemplan la realización de las siguientes actividades en cada etapa de la turbina:

1. Solicitar a la central el balance térmico de diseño al 100% de carga, el esquema con el corte longitudinal y los claros de sellos de referencia de la turbina.

2. Medir la geometría de los álabes fijos y móviles de la turbina de vapor (garganta, paso, cuerda, altura, ángulo de los bordes de entrada y salida, espesor del borde de salida y diámetros).

3. Cuantificar el número de álabes tanto fijos como móviles.

4. Estimar la rugosidad presente sobre la superficie de los álabes tanto fijos como móviles.

5. Obtener de la central los valores medidos de los claros de sellos de carcasa, de diafragma y de rotor.

6. Con base en la información obtenida en los incisos 1 a 4, efectuar la esti-mación de la potencia y eficiencia de cada grupo de trabajo de la turbina, utilizando un programa de cómputo comercial que efectúe el análisis bidi-mensional del sistema de álabes.

7. Realizar la inspección visual de todos los componentes del canal de vapor

(álabes fijos, álabes móviles, sellos, bandas, tetones, alambres de amorti-guamiento y muñones del rotor).

8. Con base en los resultados de los incisos 5, 6 y 7, emitir las recomen-daciones en orden prioritario para la atención de la central, con el fin de recuperar la mayor parte de la potencia y eficiencia perdidas por la turbina.

Se asume que se cuenta con los datos de referencia o diseño antes indicados, para poder establecer una condición de refe-rencia y con ello determinar las desvia-ciones de potencia y eficiencia reales de la turbina. De no contar con geometría de referencia es necesario medir una turbina en condiciones aceptables.

En el caso de la evaluación de la recupe-ración de potencia y eficiencia correspon-diente a la etapa de trabajo 3 del servicio técnico especializado, ésta se efectúa comparando las desviaciones de potencia y eficiencia de cada grupo de trabajo de la turbina de las dos condiciones evaluadas (antes de iniciar y después de terminar las actividades de limpieza y mantenimiento).

La etapa de trabajo 2 del servicio técnico especializado contempla realizar la super-visión de la rehabilitación de los compo-nentes mecánicos de la turbina, conside-rando realizar las siguientes actividades:

• Medir la garganta de los álabes rehabilitados.

• Medir el paso de los álabes rehabilitados.

• Evaluar conforme a criterios estable-cidos por normativa internacional y por el “Manual de Especificaciones para el Mantenimiento y Rehabilita-

ción de Componentes Principales de Turbomaquinaria” de la Comisión Federal de Electricidad, que todos los álabes cumplan y de esta manera asegurar una calidad aceptable.

• En caso de encontrar anomalías en los componentes rehabilitados, soli-citar a la CFE la corrección de éstas.

• Solicitar se realicen, donde aplique, pruebas no destructivas (volumétricas y superficiales) a los componentes críticos.

• Revisar los resultados de dichas pruebas para asegurar la integridad estructural de estos componentes.

Con todos estos resultados y una vez estimada la recuperación de potencia y eficiencia de la turbina, se efectúa la esti-mación de la calificación tanto del mante-nimiento de la turbina como de la calidad de la rehabilitación de los componentes mecánicos.

Ejemplo de aplicación

En este capítulo se describe, mediante un ejemplo de aplicación, la metodología de la evaluación de la pérdida de potencia y eficiencia de la sección de presión baja de la turbina de una unidad de 300 MW.

Etapa de trabajo 1: La evaluación de la pérdida de potencia y eficiencia de la turbina desarmada antes de iniciar las actividades de limpieza y mantenimiento.

Antes que nada es necesario establecer una comunicación adecuada con el super-visor de la turbina, para ello, se construyen los esquemas de configuración de las etapas de ésta. En la figura 1 se indica el esquema utilizado para dicho fin.

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Boletín IIEoctubre-diciembre-2012Artículo técnico

Una vez medidos y obtenidos los valores de la geometría del canal de vapor, los valores de los claros de sellos (diafragma, carcasa y rotor) y los valores de la rugosidad presente en la superficie de los álabes (erosión, impactos y depósitos de sales) se ejecuta el programa de cómputo y se obtienen los resultados que se presentan en las figuras 2 y 3.

Aunando los resultados anteriores con los de la inspección visual, se identifican en orden prioritario, las causas de las pérdidas de potencia y eficiencia de la turbina, las anomalías resultantes y los grupos de trabajo y etapas afectadas. Esta informa-ción se indica en la tabla 1.

Con base en los resultados de la evalua-ción de la pérdida de potencia y eficiencia, y los de la inspección visual de las etapas y grupos de trabajo de la turbina, se emiten las siguientes recomendaciones en orden prioritario para la atención de la central.

1. Limpiar los componentes del canal de vapor de la turbina (álabes fijos y móviles, bandas, tetones y anillos externos e internos de montaje de los álabes) con chorro de arena de óxido de aluminio (malla 80 a 120 y ésta no debe ser utilizada en más de dos ocasiones). Posteriormente, la superficie de dichos componentes debe ser lijada en las áreas donde no limpia el chorro de arena.

2. Rehabilitar el borde de salida y la super-ficie de los álabes fijos de los diafragmas de las etapas 20, 21, 26 y 27.

3. Aplicar un recubrimiento resistente a la erosión por partículas sólidas a los álabes fijos de los diafragmas de las etapas 20, 21, 26 y 27.

4. Sustituir las cintas de sello de las etapas 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30 y 31.

Figura 1. Esquema de la configuración de las etapas y de los grupos de trabajo de la sección de presión baja de la turbina de una unidad de 300 MW.

*.- La numeración de las extracciones en la Figura 1 corresponde a la de los calentadores.

Figura 2. Pérdida de potencia de la turbina de presión baja en su estado actual (desar-mada y antes de iniciar las actividades de su mantenimiento).

5. Rehabilitar el escalón de sello del difusor de las etapas 25 y 31, y aplicar un recubrimiento resistente a la humedad.

6. Realizar la limpieza de las tuberías de conducción de vapor de la sección de presión intermedia 2 a la sección de presión baja (cross over), considerando tanto la superficie interior de éstas como la de sus guías de flujo.

153

Artículo técnicoConfiabilidad de las unidades de generación eléctrica

mediante la evaluación de la pérdida de potencia

Etapa de trabajo 2: La supervisión de las actividades resultantes de las recomen-daciones emitidas en la primera etapa

Se efectúa la supervisión, tanto de la reha-bilitación de los componentes diagnos-ticados con problemas en su integridad geométrica y estructural, como de todas las actividades resultantes de las recomen-daciones emitidas por el IIE.

Con el fin de asegurar una calidad acep-table en la rehabilitación de los compo-nentes de la turbina se establecen las acti-vidades y los criterios de aceptación, tanto con la central como con la empresa o empresas asignadas a la rehabilitación, que en este caso son las siguientes:

a) La medición de la longitud de la garganta y del paso de los álabes de los diafragmas rehabilitados.

Nota: Esta actividad sólo es realizada para calificar la calidad de la reha-bilitación de las partes, antes de ser recubiertas.

b) La inspección visual de los diafragmas rehabilitados. Consiste en revisar el terminado superficial final de los álabes, la continuidad de las superficies (cóncava y convexa) de los álabes, la alineación de los bordes de salida de los álabes, y la verificación de la susti-tución de las cintas de sello.

c) La inspección visual del recubrimiento aplicado al canal de vapor de los diafragmas rehabilitados. Consiste en revisar el terminado superficial final del recubrimiento, la continuidad de las superficies (cóncava y convexa) de los álabes, la alineación de los bordes de salida de los álabes, y en conjunto con el rehabilitador, verificar el espesor del recubrimiento aplicado en

Figura 3. Pérdida de eficiencia de la turbina de presión baja en su estado actual (desar-mada y antes de iniciar las actividades de su mantenimiento).

Orden CausasGrupos

de trabajoEtapas Anomalías

1 Rugosidad

11 31 Erosión por humedad en los bordes de entrada y salida (principalmente de los álabes móviles de las etapas 25 y 31) y depósitos de sales sobre la superficie de los álabes, tanto fijos como móviles.

7 256 2410 308 26 y 27 Erosión en el borde de salida y marcas de impacto en

la superficie de los álabes (principalmente los fijos).4 20 y 21

2 Sellos

826, 27 y 28

Desgaste, fractura y deformación de las cintas de sello.

4 20 y 21 6 24 5 22 y 23 10 30

3 Geometría8 26 y 27 Los bordes de salida de los álabes fijos presentan

deformación.4 20 y 21

Tabla 1. Orden de participación de las causas en la pérdida de potencia y eficiencia de la turbina de presión baja de una unidad de 300 MW.

7. Efectuar pruebas no destructivas en todos los tetones de los álabes móviles de las ruedas de las etapas 24 y 30, para asegurar la no existencia de fisuras y reparar o sustituir las placas de amortiguamiento de unión entre grupos de álabes móviles de estas dos ruedas.

8. Efectuar pruebas no destructivas en todos los alambres de amortiguamiento de los álabes móviles de las ruedas de las etapas 25 y 31, para asegurar la no existencia de fisuras.

9. Realizar pruebas no destructivas a los dos muñones del rotor de la turbina de presión baja, para asegurar la no existencia de fisuras.

154

Boletín IIEoctubre-diciembre-2012Artículo técnico

Figura 4. Desviación de la longitud de la garganta de los álabes de la mitad superior del diafragma 20.

álabes aleatorios para constatar que dicho espesor está dentro del especifi-cado por la normativa.

Nota: En el caso del recubrimiento, su aplicación sólo es permitida en una ocasión, para evitar mayores daños al material base de los álabes y deteriorar aún más su geometría. Por esta razón, si la calidad del recubrimiento de las partes es calificada como no aceptable, también es no aceptable la calidad de su rehabilitación.

d) La aplicación de lo indicado por el “Manual de Especificaciones para Mantenimiento y Rehabilitación de Componentes Principales de Turbo-maquinaria” de la Subdirección de Generación de la CFE, en lo referente

a que la desviación porcentual permi-sible de la garganta y del paso debe ser ± 5.0%; mientras que la desviación porcentual permisible entre la garganta y el paso debe ser ± 2.5%.

e) Son permitidas desviaciones de orden menor fuera de los límites establecidos para cada etapa, siempre y cuando no describan una tendencia de problemas de mala calidad, tanto de la rehabili-tación como del recubrimiento. Un ejemplo de lo antes indicado se da cuando no haya aporte de soldadura para recuperar el perfil de los álabes, en particular el borde de salida, sin embargo, el parámetro de la relación garganta-paso debe ser tomado en cuenta por el rehabilitador, para esta-

blecer el alcance de los trabajos de reha-bilitación de álabes a efectuar por él.

Después de realizada la rehabilitación y las actividades indicadas anteriormente, los resultados que acreditan la calidad de la misma de los componentes de la turbina se presentan en las figuras 4, 5 y 6 que corres-ponden a la garganta, al paso y a la relación garganta-paso respectivamente de uno de los diafragmas rehabilitados, mientras que en la tabla 2 se presenta el resultado de la inspec-ción visual del mismo diafragma.

El resultado de la inspección visual del diafragma después de haber aplicado el recubrimiento se muestra en la tabla 3.

Figura 5. Desviación de la longitud del paso de los álabes de la mitad superior del diafragma 20.

Elementos Anomalías Recomendaciones u observaciones

Borde de entrada Ninguna Reparación aceptableBorde de salida Ninguna Reparación aceptableSuperficie cóncava Ninguna Reparación aceptableSuperficie convexa Ninguna Reparación aceptableCintas de sello (2) después de borde de salida

Ninguna Sustitución de las dos cintas de sello por nuevas

Elementos Anomalías Recomendaciones u observaciones

Borde de entrada Ninguna Recubrimiento aceptableBorde de salida Ninguna Recubrimiento aceptableSuperficie cóncava Ninguna Recubrimiento aceptableSuperficie convexa Ninguna Recubrimiento aceptable

Tabla 2. Inspección visual de los álabes del diafragma 20 mitad superior.

Tabla 3. Inspección visual de los álabes del diafragma 20 mitad superior.

155

Artículo técnicoConfiabilidad de las unidades de generación eléctrica

mediante la evaluación de la pérdida de potencia

Como parte de esta actividad también se incluye el registro fotográfico de algunos de los componentes rehabilitados de la turbina, figuras 7 y 8, lo cual atestigua lo indicado en las tablas de inspección.

La actividad de la supervisión técnica de los componentes reha-bilitados ya descrita, representa la parte fundamental de esta segunda etapa de trabajo, sin embargo, el mismo énfasis debe ser aplicado en todas las demás actividades recomendadas como son: la limpieza de todos los componentes de las etapas, la revisión de los resultados de las pruebas no destructivas y la revisión de los valores residuales de los claros de sellos, con el fin de asegurar la integridad estructural de los componentes y una calidad aceptable del mantenimiento de la turbina, y con esto aumentar la confiabi-lidad de la unidad.

Etapa de trabajo 3: La evaluación de la recuperación de potencia y eficiencia de la turbina desarmada después de finalizadas las actividades de mantenimiento

Después de terminadas las actividades de mantenimiento, nueva-mente se efectúa la evaluación de la pérdida y recuperación de potencia y eficiencia de la sección de presión baja de la turbina de la unidad de 300 MW.

Conforme a lo anterior se realiza medición y se registran los valores de la geometría residual de los álabes, los valores de los claros de sellos tal como van a entrar a operación y los valores de la rugo-sidad residual presente en la superficie de los álabes.

Con esta información nuevamente se ejecuta el programa de cómputo y se estima la pérdida residual, tanto de potencia como de eficiencia de la sección de presión baja de la turbina de la unidad de 300 MW, y se obtienen los resultados que se presentan en las figuras 9 y 10.

A continuación los resultados de las etapas de trabajo 1 y 3 del servicio técnico son evaluados, con lo cual se estima la recupera-ción de la potencia y eficiencia de la sección de presión baja, tal como se indica en las figuras 11 y 12 respectivamente.

Con los resultados de los porcentajes de recuperación de potencia y eficiencia de la sección de presión baja de la unidad, así como los de la calidad de la rehabilitación de los componentes, se otorga una

Figura 6. Desviación de la relación garganta-paso de los álabes de la mitad superior del diafragma 20.

Figura 7. Borde de entrada de los álabes del diafragma, mitad inferior, de la etapa 20.

Figura 8. Borde de salida de los álabes del diafragma, mitad inferior, de la etapa 20.

156

Boletín IIEoctubre-diciembre-2012Artículo técnico

Figura 9. Pérdida de potencia de la turbina de presión baja en su estado actual (desarmada y finalizado su mantenimiento).

Figura 10. Pérdida de eficiencia de la turbina de presión baja en su estado actual (desarmada y finalizado su mantenimiento).

Figura 12. Recuperación de eficiencia de la turbina de presión baja.

Figura 11. Recuperación de potencia de la turbina de presión baja.

ParámetroCondición evaluada

Recuperación Pérdida residualReferencia

Antes de mantenimiento

Actual

Potencia [kW] 130,576.02 122,898.17 130,092.28 7,194.11 483.74Eficiencia [%] 82.90 73.57 82.30 8.73 0.60

Tabla 4. Evaluación de la recuperación de potencia y eficiencia de la sección de presión baja de la turbina de una unidad de 300 MW.

157

Artículo técnicoConfiabilidad de las unidades de generación eléctrica

mediante la evaluación de la pérdida de potencia

calificación al mantenimiento, con el fin de ir progresando tanto en la capacitación del personal técnico de la central, como en la confiabilidad de las turbinas de las unidades de generación eléctrica. La forma en que se presenta esta información se indica en la tabla 4.

Lo anterior indica que la calidad de las actividades correctivas efectuadas en el canal de vapor de la sección de presión baja de la turbina, durante su manteni-miento, es efectiva.

De izquierda a derecha: José Antonio Ramírez Solís y Víctor Manuel Cristalinas Navarro.

JOSÉ ANTONIO RAMÍREZ SOLÍS

[jarsolis@iie.org.mx]

Ingeniero Mecánico Electricista por la Universidad Veracruzana. Ingresó como investigador al IIE en 1987. Ha colaborado y dirigido proyectos en las siguientes disciplinas: diagnóstico de fallas en equipo rotatorio mediante análisis de vibraciones, balanceo dinámico, análisis de potencia y eficiencia de turbinas de vapor, tanto en operación como a turbina abierta, con el fin de diagnosticar el canal de vapor y deter-minar qué etapas o grupos de trabajo deben ser programados para recibir mantenimiento, pruebas de telemetría en álabes de turbinas de vapor para evaluar su diseño, realización y adecuación de bases de licita-ción para la adquisición de turbinas de gas y de vapor de unidades de generación eléctrica. Participó en el desarrollo de una norma de referencia para tubería de uso geotérmico que actualmente ya está vigente. Es autor de artículos nacionales, derechos de autor, secretos industriales y de patente en trámite.

VÍCTOR MANUEL CRISTALINAS NAVARRO

[vmcn@iie.org.mx]

Ingeniero Mecánico por el Instituto Politécnico Nacional. Ingresó como investigador a la División de Sistemas Mecánicos del IIE en 1982. Sus trabajos iniciales están relacionados con el desarrollo de procesos numéricos de optimización de sistemas de tuberías para plantas de potencia, lo cual incluye el diseño. Su actividad estuvo relacionada con los prin-cipales aspectos de la transferencia de tecnología para el diseño y fabricación de turbinas de vapor geotérmico. También ha desarrollado y aplicado tecnologías para rehabilitar y extender la vida útil de componentes de turbinas y de otros equipos. Actual-mente trabaja en el diagnóstico de comportamiento de turbomaquinaria. Es autor de varios artículos nacionales e internacionales y de patentes otorgadas y en trámite.

Asimismo se dan observaciones impor-tantes a considerar para el próximo mante-nimiento de la unidad, como la siguiente para este caso en particular:

Para el mantenimiento mayor de la turbina se recomienda la nivelación, la alineación y el centrado de sus componentes (carcasas, diafragmas y rotores).

Conclusiones

El servicio técnico especializado de evaluación de la disminución de potencia y eficiencia de turbinas durante su mante-

nimiento, al igual que el de evaluación en línea de turbinas de vapor son pilares fundamentales en la recuperación de la potencia y eficiencia de las turbinas de vapor y por ende en el aumento de la confiabilidad de las unidades de genera-ción eléctrica convencionales.

En un futuro se prevé incluir en este servicio técnico, la medición de la plani-cidad de las bridas de las carcasas para determinar la deformación de éstas, con el fin de considerar todas las causas que influyen en la pérdida de potencia y eficiencia de una turbina de vapor.

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Boletín IIEoctubre-diciembre-2012Comunidad IIE

Comitiva del IIE visita la CNLV

Durante el tercer trimestre de 2012, Julián Adame Miranda, Director Ejecutivo del Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE), junto con una comitiva, visitó la Central Nucleoeléctrica de Laguna Verde (CNLV), de la Comisión Federal de Elec-tricidad (CFE) donde fue recibido por Rafael Fernández de la Garza, Gerente de Centrales Nucleoeléctricas y quien reco-noció la participación que el IIE ha tenido en la Central. Dijo estar enterado del segui-

miento que se le ha dado a los servicios contratados y planteó el establecimiento de una alianza entre el IIE y el Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares (ININ), para atender temas específicos como la creación de nuevas plantas y la realización de los estudios correspondientes relacionados con el medio ambiente, meteo-rología y el análisis de sitio, entre otros.

De igual forma comentó que la participación del IIE en proyectos con la CNLV se podría ver incrementada, en rubros relacionados con la inspección de servicios del reactor por parte de la Gerencia de Turbomaquinaria, así como la actualización del simulador.

Por su parte Jorge Retana Ramírez, Jefe de Infraestructura y Roberto Parissi Crivelli, Jefe de Garantía de Calidad afirmaron que continuarán dándole todo el apoyo nece-sario al IIE para así mantener el vínculo de colaboración IIE-CNLV.

El Grupo de Hidrógeno y Celdas de Combustible de la Gerencia de Energías No Convencionales (GENC) del IIE concluyó este proyecto, lo que le permite extender los alcances de la tecnología de celdas de combustible de baja temperatura que ya había desarrollado.

IIE concluye proyecto de upgrade tecnológico de celdas de combustible

Esta tecnología sigue siendo la forma más eficiente de generación eléctrica, ya que la conversión de energía química del hidrógeno a electricidad se lleva a cabo a eficiencias de entre 45% y 55% según diseño y aplicación. Además de ser muy compacta, esta tecnología permite gene-ración de electricidad con cero emisiones usando hidrógeno como combustible, el cual se puede producir utilizando ener-gías renovables, haciéndolo un sistema sustentable.

La tecnología y conocimientos generados en este proyecto son parte del desarrollo avanzado que realiza el Instituto, con el objetivo de crear tecnología local que contribuya a la reducción de emisiones de gases con efecto invernadero a la atmós-fera, así como a la paulatina liberación de la dependencia en combustibles fósiles.

159

Comunidad IIEoctubre-diciembre-2012

Boletín IIE

Transformador verdeEl interés por el estudio y desarrollo de los aceites dieléctricos de origen vegetal como alternativa a los aceites minerales convencionales se ha incrementado a nivel mundial, debido principalmente a rubros como la disponibilidad en el futuro de los aceites producidos con fuentes no reno-vables, su seguridad y de manera impor-tante el cumplimiento de las regulaciones ambientales.

En México, la Comisión Federal de Elec-tricidad (CFE), en conjunto con el IIE dio inicio en 2009, al primer desarrollo para evaluar la funcionalidad de un transfor-mador de potencia de 230 kV, rellenado con aceite vegetal, el cual originalmente contenía fluido dieléctrico de origen mineral.

El objetivo de dicho proyecto, el primero en su tipo en América Latina, consistió en evaluar el desempeño de un aceite

aislante biodegradable en un transfor-mador de potencia tipo acorazado de 230/115/13.8 kV, 33.3 MVA en servicio mediante la sustitución del aceite mineral, con la finalidad de incrementar la vida útil y la seguridad en estos equipos, además de contri-buir a la protección del medio ambiente y al desarrollo sustentable de la CFE.

El IIE establece contacto con Electropaz

El IIE recibió a Orlando Pérez, Jefe de Ingeniería en Electropaz, empresa boli-viana que tiene poco más de 440 mil clientes y la segunda compañía de distri-bución de electricidad más grande del país. Durante su visita se le dio un reco-rrido por las Gerencias de Control, Elec-trónica y Comunicaciones (GCEC), Equipos Eléctricos (GEE), Tecnologías de la Información (GTI), y el Centro de Posgrado, donde manifestó interés para llevar a cabo proyectos conjuntos a futuro.

Por su parte, Luis Iván Ruiz, investigador de la GEE visitó las instalaciones de Elec-tricidad de la Paz S. A., en Bolivia, donde Raúl Saavedra dijo estar interesado en esta-blecer un convenio de colaboración con el Instituto, específicamente en tres áreas: desarrollo de sistemas ANGEL para Elec-tropaz, entrenamiento de operadores con los sistemas de realidad virtual, y entrena-miento y certificación de pruebas realizadas

a subestaciones eléctricas con la transmisión de conocimientos a partir del manual de transformadores desarrollado en la GEE.

De esta forma, el IIE trasciende las fronteras y contribuye en logros que en México se están desarrollando para la CFE y se replicarán para empresas simi-lares que requieren cimentar un futuro tecnológico a nivel operativo.

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Boletín IIEoctubre-diciembre-2012Comunidad IIE

Reunión de trabajo con la División Centro-Sur de la CFE

El pasado 30 de octubre de 2012, una comitiva de la División Centro-Sur de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), integrada por Javier Valencia Barajas, Gerente Divisional Centro Sur; Carlos Mata Segura, Subgerente de Distribución, y Miguel Alonso Esteban, Subgerente de

Planeación, visitó las instalaciones del IIE para sostener una reunión de trabajo.

Por parte del Instituto fueron recibidos por Julián Adame Miranda, Director Ejecutivo, acompañado por Directores y Gerentes de las Divisiones de Tecnolo-gías Habilitadoras y Sistemas Eléctricos, quienes presentaron las capacidades tecnológicas de sus respectivas áreas.

Ambas entidades acordaron revisar cada uno de los puntos tratados en la reunión, de tal forma que en el corto plazo se puedan plantear proyectos nuevos y revisar los que ya están en marcha, de tal forma que el IIE siga apoyando a la CFE como el brazo tecnológico que ha sido durante más de 35 años.

Bajo la dirección de Marino Sánchez Parra, investigador de la Gerencia de Control, Electrónica y Comunicaciones (GCEC) del IIE, Ángel Flores Abad realizó su tesis de Maestría en Ciencias en Ingeniería Mecatrónica durante su estancia como becario.

Nuevas técnicas para el diagnóstico de fallas en turbogeneradores de centrales de ciclo combinado

La información para elaborar dicha tesis se recabó durante el desarrollo del trabajo de investigación relacionado con “nuevas técnicas para el diagnóstico de fallas en turbo-generadores de centrales de ciclo combi-nado”. El proyecto se hizo al mismo tiempo que el trabajo de investigación doctoral reali-zado por Marino Sánchez, quien diseñó el proyecto y fungió como jefe del mismo.

La publicación titulada: “Diagnóstico de Fallas en el Turbogenerador a Vapor: de una Central de Generación de Ciclo Combinado”, se ubica dentro de la línea de desarrollo tecnológico automatización de procesos y está dirigida a quienes estén interesados en el tema del diagnóstico de fallas en turbogeneradores.

Ángel Flores se hizo acreedor al primer lugar a nivel Maestría en el certamen de Informá-tica y Control, en los XXIV Certámenes Nacionales de Tesis 2007–2008, promovidos por la CFE, el Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica (FIDE) y el IIE.

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Breves técnicas

Seguridad informática para redes inteligentes (smart grid)

Isaí Rojas González, Israel Galván Bobadilla y Salvador Camacho Pérez[irojas@iie.org.mx, igalvan@iie.org.mx y salvador.camacho@iie.org.mx]

La interconexión de sistemas informáticos empresariales con sistemas de control in-dustrial, implica que las fallas de seguridad de los sistemas informáticos tradicionales (Windows, Linux, Unix, protocolos TCP/IP, etc.) impactarán los sistemas de con-trol que hasta la fecha se encontraban cen-tralizados y aislados.

Los antiguos dispositivos de control e ins-trumentación industrial ( SCADA, EMS) no fueron diseñados para soportar medidas de seguridad tales como antivirus, detecto-res de intrusos, mecanismos de autentifi-cación y de control de acceso. En 2010 se descubrió un gusano informático, conocido como Stuxnet, que es capaz de reprogramar Controladores Lógicos Programables (PLC por sus siglas en inglés) y ocultar los cam-bios realizados. Stuxnet demuestra que un programa malicioso puede ocasionar daño físico a algunos elementos del mundo real (sobrecargas, manipulación maliciosa de elementos robóticos o electromecánicos, alteración o falsificación de señales digita-les, etc.). Es importante mencionar que en la actualidad, los sistemas SCADA suelen controlar filtros de agua, mezclas químicas, energía eléctrica, rutas de trenes, etc.

Existen informes documentados que seña-lan la posibilidad de reprogramar un smart meter, para que reporte consumos inferio-res a los reales, esto sin alterar físicamente el dispositivo. Un ciberataque contra los smart meters puede ocasionar manipulación masiva de información de los usuarios, fraude y denegación del servicio.

La tecnología smart grid permitirá utilizar electrodomésticos inteligentes que pro-vean información referente a su uso y ade-más tengan la capacidad de encenderse o apagarse “inteligentemente”, conforme a la situación de la red eléctrica en un mo-mento determinado. La misma tecnología permitirá que los sistemas de control in-dustriales sean controlados automática-mente por la propia red inteligente. Un ciberataque podría conseguir el control remoto de los electrodomésticos de uno o varios hogares de los usuarios. Por ejem-plo, controlar el regulador de temperatura del aire acondicionado o controlar toda la iluminación de una casa.

Otro aspecto a considerar es que en el smart grid se incorpora la participación de terceros (proveedores de servicios, productores inde-pendientes, clientes, etc.), lo cual implica aspectos de privacidad que deben ser consi-derados. Aunado a esto, el número de dispo-sitivos interconectados a la red aumentará exponencialmente y con ello existirán más puntos propensos de sufrir acceso no auto-rizado. Además, la transmisión de datos, tanto en medios cableados e inalámbricos, es propensa a ser interceptada, alterada o interrumpida. El acceso no autorizado a los datos de la red inteligente puede revelar los hábitos de consumo de los usuarios. Esta información puede ser utilizada para inferir cuestiones como el número de personas que habitan en la casa, la hora en la que salen, la hora en la que regresan, la hora en que se duermen e incluso podrían obtener la lista de electrodomésticos del domicilio.

En la smart grid existen dispositivos cono-cidos como PMU (Phasor Measurement Unit) que ofrecen nuevas posibilidades para la supervisión, protección, análisis y control de los sistemas de distribución de energía. Su exactitud depende de una señal de tiempo extremadamente precisa propor-cionada por satélites GPS, por lo que una vulneración de seguridad en dicho sistema podría afectar severamente el funciona-miento adecuado de estos dispositivos.

Las amenazas de ciberseguridad referentes a la red inteligente son un problema muy importante, ya que un ciberataque podría afectar físicamente plantas de generación de energía, incluyendo las plantas nuclea-res. En noviembre de 2011, un grupo de hackers destruyó el sistema de bombeo de agua potable en una ciudad de Illinois, en Estados Unidos.

Retos de seguridad informática en la smart grid

Algunos de los retos más importantes de ciberseguridad para la red inteligente o smart grid incluyen el establecer una arquitectura de seguridad para proteger la información contenida en todos los dispo-sitivos de ésta; blindar los diversos canales de comunicación de datos; establecer medidas de protección para los antiguos sistemas de control e instrumentación industrial; crear un sistema integral de gestión de la ciberseguridad de la red inte-ligente que contemple técnicas de planea-ción, control, medición y mejoras cons-

162

Boletín IIEoctubre-diciembre-2012Breves técnicas

tantes de la seguridad informática. Todo esto se debe realizar para disminuir los riesgos de un ciberataque que podría comprometer severamente el funcionamiento de la red eléc-trica; incluso un ataque de esta naturaleza podría provocar daños físicos a dispositivos, instalaciones y a personas.

Panorama actual y futuro

En Estados Unidos y Europa es en donde la tecnología smart grid está a la vanguardia y donde se realizan esfuerzos en materia de seguridad informática, como las Guide-lines for Smart Grid Cyber Security del NIST (National Institute of Standards and Techno-logy) o el trabajo del TCIPG (Trustworthy Cyber Infraestructure for the Power Grid) en Estados Unidos. Un ejemplo europeo es España, en donde trabajos conjuntos reali-zados por el CNPIC (Centro Nacional para la Protección de las Infraestruc-turas Críticas), el CCN-CERT (Equipo de Respuesta a Incidentes de Seguridad de la Información del Centro Criptológico Nacional) y empresas como Isdefe, han derivado en las guías de aseguramiento de SCADA. Además se realizan campañas como las denominadas “Jornadas Técnicas de Protección de Sistemas de Control en Infraestructuras Críticas”.

Respecto a la ciberseguridad en la smart grid, existen líneas de investigación que se enfocan, por ejemplo, en los procesadores de los smart meters para que tengan la capacidad de cifrar la información que manipulan. Otros pretenden desarrollar algoritmos para resumir la información de consumo de los usuarios, de tal forma que se elimine aquella información que revela el comportamiento de los habitantes de un domicilio. En general, las áreas de oportunidad de investigación y desarrollo se relacionan con resolver los retos de seguridad de la red inteligente y con ello mitigar los riesgos asociados.

Norma Título Aplicación

IEEE 1711Estándar de prueba de un protocolo crip-tográfico para la seguridad cibernética de subestaciones de enlaces seriales

Subestaciones eléctricas

IEEE 1686Seguridad para dispositivos electrónicos inteligentes

Subestaciones de dispositivos eléctricos inteligentes

NERC CIP 002-009Seguridad cibernética identificación de activos críticos

Sistema eléctrico

IEC PAC 62559Metodología intelligrid para el desarrollo de requerimientos de sistemas eléctricos

Sistemas eléctricos

OPC-UA Industrial OPC Unified Architecture Sistemas de automatización

Security Profile for Advanced Metering Infrastructure v 1.0

Perfil de seguridad de la infraestructura de medición avanzada

Sistemas de adquisición de datos

DHS Cyber Security Procurement Language for Control Systems

Lenguaje de adquisición DHS de seguridad cibernética para sistemas de control

Sistemas de control

NIST SP 800-82Guía para sistemas de control industrial de seguridad (ICS)

Sistemas de control y de adqui-sición de datos

ISA SP100 Estándar industrial de redes inalámbricasSistemas de control inalámbrico

ISA SP 99Automatización industrial y seguridad de sistemas de control

Automatización y sistemas de control

IEC 62351 Partes 1-8Sistemas de gestión de energía e inter-cambio de información asociada

Sistemas de información y de comunicaciones (dispositivos)

NISTIR 7628 vol. 1,2 y3Directrices de seguridad cibernética para el smart grid

Red eléctrica inteligente (smart grid)

NIST SP 800-53Guía para la evaluación de controles de seguridad en los sistemas de información federal y organizaciones

Organizaciones y sistemas de información federal

ISO 27000Sistema de gestión de la seguridad de la información

Sistemas de información de organizaciones públicas o privadas

NIST FIPS 140-2Requerimientos de seguridad para módulos criptográficos

Sistemas de información

OASIS WS Estándares de seguridad OASIS Servicios web

Tabla 1. Estándares de seguridad cibernética para el smart grid recomendados por el NIST.

163

Breves técnicas

La tecnología robótica ha empezado a surgir en el mundo en diversos sectores y actualmente tiene presencia en las princi-pales áreas de nuestra vida.

Dichas soluciones robotizadas se utilizan principalmente para sustituir a humanos en áreas peligrosas o sensibles, donde pueden ocurrir accidentes que pueden poner en peligro la vida de las personas, sin embargo, estas soluciones aún son proyectos piloto y no existen de forma comercial.

En la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y Petróleos Mexicanos (PEMEX), todos los días hay que realizar operaciones sobre línea viva, trabajar en subterrá-neos estrechos, en cables aéreos, inspec-cionar equipo de potencia en operación, inspeccionar tuberías, dar mantenimiento a plantas, realizar diagnóstico en zonas extremas, etc.

Actualmente, la telepresencia ha probado ser una solución que permite colocar a especialistas en zonas remotas instantánea-mente (telemedicina, exploración subma-rina, exploración arqueológica, inspección urbana de subterráneos, exploración de minas terrestres, incursiones militares, etc.), sin embargo, esta tecnología aún no es lo suficientemente madura para ofrecer soluciones en ambientes electrificados o de alta interferencia electromagnética, ni tampoco es adecuada económicamente.

Los resultados que hoy existen en otros sectores (negocios, líneas de producción,

Plataforma genérica de telepresencia para maniobras de inspección

Martín Santos Domínguez[msantos@iie.org.mx]

minería, aeronáutica, oceanografía, etc.) ponen de manifiesto la factibilidad de empezar a desarrollar estas soluciones específicas para el sector energético, con costos asociados que permitan su implan-tación generalizada.

En el mundo existen diversas soluciones desarrolladas para telepresencia de tipo comercial, no obstante, no son adecuadas para ser utilizadas dentro de ambientes en plantas, complejos e instalaciones, debido a que no están pensadas para trabajar en ambientes que tienen que cumplir con normas de seguridad, tales como zonas electrificadas, zonas calientes, zonas nucleares, etc.

El sistema de inspección remota inte-ligente del IIE tiene las siguientes características:

• Su interfaz mecánica puede ser adap-tada a cualquier necesidad específica de aplicación: terrestre, aérea, acuática, etc.

• No requiere de conocimientos en programación, ya que cuenta con una interfaz amigable para ajustar sus maniobras.

• Es escalable y modular.

• Se pueden integrar diversos sensores tales como: cámaras térmicas, sensores de detección de gases, temperatura, humedad, etc.

• Se pueden integrar algoritmos de inte-ligencia artificial complejos.

La plataforma genérica de telepresencia del IIE permitirá ofrecer soluciones a los clientes, adaptadas a las condiciones de trabajo, con la posibilidad de realizar diag-nósticos automatizados mediante el uso de tecnologías de visión robótica.

Con esta medida se apoyará la reducción de riesgos laborales donde aplique.

164

Boletín IIEoctubre-diciembre-2012Artículo de investigación

Abstract

With the increasing emphasis that regulators and nuclear industry are giving to corrective and preventive actions, it is of great importance to have methods and tools to adequately perform Root Cause Analysis (RCA) of relevant events. In this context, it is often proposed in the literature the use of fault trees as a tool to carry out RCA for relevant events; however, it is not clearly shown how fault trees can be effectively applied to systematically identify root causes of a specific event. Broadly speaking, fault trees are developed, and are very helpful, while answering questions related to what happened? and how did it happen?, but the question why did it happen? requires some more detailed questioning for which the structure of the fault tree is not necessarily the best choice. Applying only fault trees, for RCA, not necessarily systematizes the process of identifying true root causes of a specific relevant event. This paper proposes and describes a methodology to use fault trees to effectively perform RCA; in particular, the methodology proposes to link Fault Trees, Root Cause Taxonomies and Level Diagrams. Thus, to analyze an event using the proposed methodology, the following tasks shall be performed: (a) Develop one or more fault trees to respond the questions “what happened?” and “how did it happen?”; (b) Analyze the fault tree basic events that mostly contribute to the occurrence of the relevant event by using a Root Cause Taxonomy in order to identify root causes (why the event occurred?) and (c) Use the levels diagram technique to refine the root causes obtained and identify the hierarchical levels of the organization that need to be involved to correct them. The methodology also establishes and clarifies the concept of causal factor, which allows the analyst to perform a very formal and systematic RCA. Finally, the use of the proposed methodology is illustrated by its application to a case study.

Integración de árboles de falla, taxonomías y diagramas de niveles para realizar Análisis de Causa Raíz

Juan Arellano Gómez, Rogelio Rea Soto y Roberto Calixto Rodríguez

Artículo presentado en la 34 Reunión Anual de la Sociedad Nuclear Española, Murcia, España, del 29 al 31 de octubre de 2008.

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Artículo de investigaciónIntegración de árboles de falla, taxonomías y diagramas

de niveles para realizar Análisis de Causa Raíz

Resumen

En el contexto de los Análisis de Causa Raíz (ACR), frecuentemente se menciona y propone en la literatura el uso de los Árboles de Falla cómo una herramienta para realizar ACR de eventos relevantes, sin embargo, no se aclara ni muestra cómo esta técnica puede aplicarse para identificar de manera efectiva las causas raíz (CR) del evento. Generalmente, los Árboles de Falla se desarrollan, y son muy útiles, para responder a las preguntas ¿qué ocurrió? y ¿cómo ocurrió?; sin embargo, la pregunta ¿por qué ocurrió? requiere de un cuestionamiento de mayor profundidad para lo cual la estruc-tura del árbol no es necesariamente la mejor opción. Aplicar únicamente la técnica de Árboles de Falla para realizar el ACR de un evento no sistematiza verdaderamente la forma de identificar las CR. En este trabajo se propone y describe una meto-dología que permite utilizar los Árboles de Falla para efectivamente realizar ACR; en particular, la metodología plantea ligar los Árboles de Falla con Taxonomías de Causas Raíz y con la técnica de Diagrama de Niveles. De esta forma, para analizar un evento usando la metodología propuesta en este trabajo, se deben realizar las siguientes tareas: (a) Desarrollar uno o varios árboles de fallas para responder al ¿qué ocurrió? y ¿cómo ocurrió?, (b) Analizar los eventos básicos del árbol que mayormente contri-buyen a la ocurrencia del evento mediante una Taxonomía de Causa Raíz, para de esta forma identificar las CR (¿por qué ocurrió el evento?) y (c) Utilizar la técnica de Diagrama de Niveles para refinar las CR obtenidas e identificar los niveles jerárquicos de la orga-nización que deben corregirlas. La metodo-logía propuesta también establece y aclara el concepto de factor causal para permitir al analista realizar el ACR dentro de un

contexto formal y sistemático. Finalmente, se ilustra la utilidad de la metodología mediante su aplicación a un caso de estudio.

Introducción

Con el énfasis cada vez mayor que los organismos reguladores y empresas de la industria nuclear están dando a las acciones correctivas y preventivas, resulta de gran importancia contar con métodos y herra-mientas que permitan realizar adecuada-mente los Análisis de Causa Raíz (ACR) de eventos relevantes (Institute of Nuclear Power Operations, 1990). El ACR es un proceso diseñado para identificar y cate-gorizar las “causas raíz” de “eventos rele-vantes” que impactan la seguridad, salud, medio ambiente, calidad, confiabilidad y/o producción. El término “evento relevante” se utiliza de manera genérica para identificar las ocurrencias (eventos) que producen, o tienen el potencial de producir, los mencio-nados impactos (Rooney and Vanden-Heuvel, 2004). Cuando un evento relevante se presenta, el ACR ayuda a responder no únicamente las preguntas ¿qué ocurrió? y ¿cómo ocurrió?, sino también ¿por qué ocurrió? Solamente cuando se ha determinado ¿por qué? un evento ocurrió (a nivel de causas raíz), se podrán establecer acciones correc-tivas que prevengan la recurrencia de este evento y también de eventos similares.

Aunque existe gran diversidad (y también cierta confusión) en torno a la definición de causa raíz, en general puede estable-cerse que las causas raíz tienen las siguientes características:

• Son causas específicas fundamen-tales que, si se corrigen, prevendrán la ocurrencia del mismo evento y de eventos similares.

• Son causas de alto nivel que agrupan y etiquetan a ciertos “tipos de deficiencias”.

• Son causas que el sistema de gestión en cuestión (seguridad, calidad, etc.) tiene el control para corregir.

• Son causas para las cuales pueden gene-rarse recomendaciones con el fin de evitar su recurrencia.

Aunque no necesariamente agrupadas como se muestra a continuación, típica-mente se desarrollan las siguientes activi-dades para realizar el ACR de un evento relevante (Institute of Nuclear Power Operations, 1990; Rooney and Vanden-Heuvel, 2004; EQE International, 1999):

Etapa 1. Recolección de datos.

Etapa 2. Análisis de los datos (determina-ción y validación de las causas raíz).

Etapa 3. Generación e implantación de recomendaciones.

Etapa 4. Difusión de los resultados interna y externamente a interesados directos y potenciales.

Etapa 5. Revisión de la efectividad de las acciones implantadas.

Para realizar la Etapa 2, se han propuesto una gran variedad de metodologías (Insti-tute of Nuclear Power Operations, 1990; U.S. Department of Energy, 1999), entre las que destacan: Diagrama/Análisis de Eventos y Factores Causales, Análisis de Barreras, Análisis de Cambios, Diagrama de Niveles, etc.

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En este contexto, frecuentemente se menciona y propone en la literatura el uso de los Árboles de Falla (Vesely and Goldberg, 1981) como una herramienta para realizar ACR (Institute of Nuclear Power Opera-tions, 1990; U.S. Department of Energy, 1999; Ericson, 2000); sin embargo, no se aclara ni muestra como esta técnica (típica-mente usada como una herramienta proac-tiva para predecir las causas potenciales de eventos indeseados) puede aplicarse para identificar de manera efectiva las causas raíz de un evento. Generalmente, los árboles de falla se desarrollan, y son muy útiles, para responder a las preguntas ¿qué ocurrió? y ¿cómo ocurrió?; sin embargo, la pregunta ¿por qué ocurrió? requiere de un cuestiona-miento de mayor profundidad para lo cual la estructura del árbol no es necesariamente la mejor opción. Aplicar únicamente la técnica de Árboles de Falla para realizar el ACR de un evento no sistematiza verdaderamente la forma de identificar las causas raíz.

En este trabajo se propone y describe una metodología que permite utilizar la técnica de Árboles de Falla para efectivamente realizar ACR; en particular, la metodología plantea ligar los Árboles de Falla con Taxonomías de Causas Raíz (Institute of Nuclear Power Operations, 1990; EQE International, 1999) y con la técnica de Diagrama de Niveles (U.S. Department of Energy, 1999). De esta forma, para analizar un evento con la meto-dología propuesta en este trabajo se deben realizar las siguientes tareas:

• Desarrollar uno o varios árboles de fallas para responder a las preguntas ¿qué ocurrió? y ¿cómo ocurrió?

• Mediante una Taxonomía de Causa Raíz (Institute of Nuclear Power Opera-tions, 1990; EQE International, 1999)

se analizan los eventos básicos del árbol que mayormente contribuyen a la ocurrencia del evento, para de esta forma identificar las causas raíz (¿por qué ocurrió el evento?).

• Finalmente, la técnica de Diagrama de Niveles (U.S. Department of Energy, 1999) se utiliza para refinar las causas raíz obtenidas e identificar los niveles jerárquicos en la organización responsa-bles de corregirlas.

La metodología propuesta también extiende y establece algunos conceptos (factores causales, causa directa, factores contribu-yentes, etc.) para permitir al analista realizar el ACR dentro de un contexto más sistemá-tico y formal.

Finalmente, la utilidad de la metodología se ilustra mediante su aplicación a un caso de estudio.

Descripción de la metodología

La Figura 1 muestra el proceso global para realizar ACR; la metodología que propone este trabajo se encuentra ubicada dentro de

la etapa de análisis de datos. La recolección de datos debe iniciarse tan pronto como sea posible después de ocurrir el evento relevante. Sin un adecuado proceso de recolección de datos que permita entender el evento, los factores causales difícilmente podrán ser identificados; los datos incluyen evidencia humana, física y documental.

El análisis de datos consiste en deter-minar, a partir de la información recolec-tada, los factores causales del evento (ver sección “factores causales”). En esta etapa, el esfuerzo debe enfocarse a determinar y validar sistemáticamente los factores causales básicos (las causas raíz) del evento.

La siguiente actividad es generar recomen-daciones que eviten la recurrencia de las causas raíz del evento; al evitar que estas causas vuelvan a ocurrir, se estará también minimizando la posibilidad de recurrencia del evento relevante y de eventos similares.

La difusión tanto interna como externa del evento, de los resultados del ACR y de las lecciones aprendidas es de funda-mental importancia para el aprendizaje en las organizaciones; una adecuada difusión contribuye a que otras áreas y organiza-

Figura 1. El proceso de análisis de causa raíz.

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de niveles para realizar Análisis de Causa Raíz

ciones no cometan los mismos errores que provocaron el evento.

Finalmente, un adecuado seguimiento de la efectividad de las acciones correctivas es necesario para asegurar que las causas raíz identificadas no vuelvan a presentarse.

Metodología para determinar y validar causas raíz

Como se ha mencionado, este trabajo propone una metodología para realizar de manera efectiva el análisis de datos (determinación y validación de las causas raíz) en estudios de ACR. En particular la metodología plantea ligar los Árboles de Falla (Vesely and Goldberg, 1981) con Taxonomías de Causas Raíz (Insti-tute of Nuclear Power Operations, 1990; Rooney and Vanden-Heuvel, 2004; EQE International, 1999) y con la técnica de Diagrama de Niveles (U.S. Department of Energy, 1999). La figura 2 muestra el proceso propuesto para determinar y validar las causas raíz de un evento relevante.

La idea de la metodología es utilizar el árbol de fallas para modelar cómo ocurrió el evento relevante y obtener así los factores causales contribuyentes (ver sección “factores causales”); estos últimos podrían alimentarse para obtener los factores causales básicos (causas raíz, ver sección “factores causales”) ya sea mediante una técnica basada en taxo-nomías o bien empleando la técnica de Diagrama de Niveles. Sin importar cual técnica se usó para determinar las causas raíz, el Diagrama de Niveles identificará los niveles jerárquicos en la organización que tienen la posibilidad de corregirlas. A

continuación se describe cada una de las etapas de la metodología en detalle.

Factores causales

Al realizar el ACR de un evento rele-vante se buscan los eventos y condiciones que lo produjeron o contribuyeron a su ocurrencia; a estos eventos y condi-ciones se les denomina factores causales del evento relevante. Es muy importante tomar en cuenta que el análisis detallado de un evento relevante (por ejemplo un acci-dente), normalmente revelará tres niveles de factores causales: directos, contribu-yentes (o indirectos) y raíz (básicos).

Los factores causales directos (o causas directas, FCD) son los eventos o condi-ciones inmediatas que causaron el evento relevante; por ejemplo en el caso de un accidente la causa directa es la liberación

no planeada de energía y/o material peli-groso que ha entrado en contacto con uno de los blancos potenciales (personas, instalaciones, medio ambiente, etc.). Normalmente los FCD pueden descri-birse mediante una oración, por ejemplo:

“La causa directa del accidente fue la activación inadvertida de los circuitos

eléctricos que iniciaron la liberación de CO2 en un espacio ocupado”

Aunque importantes para entender el evento relevante, el análisis no debe dete-nerse cuando se han identificado única-mente los FCD, ya que estos no propor-cionan suficiente información para proponer recomendaciones que eviten la recurrencia del evento.

Los factores causales contribuyentes (FCC) son los eventos y condiciones que colecti-

Figura 2. Método propuesto para determinar y validar causas raíz.

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evidencia que se ha recopilado acerca del evento relevante (i.e. ramas que por la evidencia se sabe no pueden haber ocurrido, no requieren ser desarro-lladas). En contraste, cuando se desa-rrollan para un análisis de riesgos, el analista debe asegurarse de desarrollar todas las ramas del árbol que tienen el potencial de ocurrir.

• Dado que el evento relevante con toda certeza ha ocurrido, la evaluación cuan-titativa de los árboles de falla no es de gran interés cuando se aplican al ACR; contrariamente, la evaluación cualitativa (obtención de los Conjuntos Mínimos de Corte, CMC) (Vesely and Goldberg, 1981) es de gran relevancia, porque el análisis de los CMC obtenidos a partir de las ramas soportadas con evidencia, permitirá identificar la secuencia de eventos que produjo el evento relevante.

• La experiencia de los autores de este trabajo indica que, para árboles apli-cados al ACR, el nivel de detalle al que se deben desarrollar las ramas para las que existe evidencia es generalmente mayor que el requerido en aplicaciones de análisis de riesgos.

La Figura 3 muestra el proceso recursivo para desarrollar un árbol de fallas aplicado al ACR. El primer paso consiste en esta-blecer al evento relevante a analizar como el evento tope (Vesely and Goldberg, 1981) del árbol; hecho esto, se deberá desarrollar el siguiente nivel del árbol determinando las combinaciones de eventos y condiciones que pueden ocasionar que el mencionado evento ocurra. Si dos o más eventos deben necesariamente ocurrir para ocasionarlo, se utilizará una compuerta AND (Y) para relacionar este nivel con el superior; por

vamente (conjuntamente) incrementaron la posibilidad de ocurrencia del accidente; individualmente no causaron el evento relevante, pero fueron necesarios para que ocurriera. Típicamente, los FCC están pre-sentes desde tiempo antes de la ocurrencia del evento relevante y/o se han manifestado previamente. Los FCC pueden considerarse como los eventos o condiciones que con-formaron “el escenario o ambiente propi-cio” para que ocurriera el evento relevante; si se permite que persistan o vuelvan a ocu-rrir es muy probable que el evento se repita. Al utilizar la metodología propuesta en este trabajo, los árboles de falla proporcionan una excelente herramienta para identificar los FCC del evento relevante (ver sección “desarrollo del árbol de fallas del evento relevante”).

Los factores causales raíz (o causas raíz, CR), son aquellos que al corregirse preven-drán la recurrencia del evento relevante y de eventos similares. Las CR podrían deri-varse de agrupar varios FCC. En general las CR son causas de alto nivel que agrupan y etiquetan a ciertos “tipos de deficiencias”; para las CR deben generarse recomenda-ciones con el fin de evitar su recurrencia. Los métodos de Taxonomías y el Diagrama de Niveles buscan identificar las CR a partir de los FCC (ver secciones “uso de taxono-mías para obtener las causas raíz y “aplica-ción del diagrama de niveles”).

Desarrollo del árbol de fallas del evento relevante

El Análisis de Árboles de Falla surgió como una técnica proactiva para predecir las causas potenciales de eventos indeseados y en ese contexto ha sido señalada como una pode-rosa herramienta para realizar análisis de riesgos. Posteriormente, se propuso también

como una técnica reactiva para realizar ACR de eventos relevantes (accidentes, defectos de producción, etc.); sin embargo, el marco conceptual de esta última aplica-ción no se encuentra totalmente formali-zado y típicamente no se aclara ni muestra cómo esta técnica puede usarse para iden-tificar de manera efectiva las causas raíz de un evento. Generalmente, cuando se aplican para analizar eventos relevantes, los árboles de falla se desarrollan, y son muy útiles, para responder a las preguntas ¿qué ocurrió? y ¿cómo ocurrió?; sin embargo, la pregunta ¿por qué ocurrió? (i.e. las causas raíz), requiere de un cuestionamiento de mayor profundidad para lo cual la estructura del árbol no es necesariamente la mejor opción. Aplicar únicamente la técnica de Árboles de Falla para realizar el ACR de un evento no sistematiza verdaderamente la forma de identificar las causas raíz. En este trabajo se propone utilizar los Árboles de Falla para obtener los FCC del evento relevante (ver sección “factores causales”) y alimentar estos FCC a técnicas más adecuadas para identificar las causas raíz (figura 2).

Aunque muy similares en concepto, existen importantes diferencias en alcance y proce-dimiento entre la forma de desarrollar árboles de fallas1 con aplicación proactiva (ej. análisis de riesgos) versus el desarrollo de árboles de falla reactivos (ej. para analizar un accidente). Algunas de las principales dife-rencias son:

• Cuando se aplican al ACR, los árboles de falla se desarrollan con base en la

1 El lector no familiarizado con los elementos de construcción de árboles de falla encontrará en la referencia Vesely and Goldberg, 1981 un excelente soporte.

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ejemplo, las condiciones necesarias para que exista un incendio son una cantidad adecuada de combustible y oxígeno y una fuente de ignición. De otra forma, si existen varias formas en que un evento pueda ocurrir, se deberá utilizar una compuerta OR (O); por ejemplo, el combustible de un incendio podría ser gasolina o papel.

Para cada nivel desarrollado del árbol, deberán generarse preguntas para discernir si cada rama en el nivel ha o no contribuido al evento relevante (i.e. ¿qué evidencia existiría si esta rama fuera verda-dera?). La existencia o no de evidencia

INICIO

Evento_en_Turno = Evento_Relevante

PROCEDIMIENTO ÁRBOL (Evento_en_Turno) DESARROLLE las causas inmediatas (siguiente nivel) del Evento_en_Turno

DO WHILE existan causas inmediatas del Evento_en_Turno por analizar

IF (Causa_Inmediata_en_Turno) pudo haber ocurrido de acuerdo con la evidencia

THEN

IF se desea desarrollar la causalidad de Causa_Inmediata_en_Turno

THEN

PROCEDIMIENTO ÁRBOL (Causa_Inmediata_en_Turno)

ELSE

FIN PROCEDIMIENTO ÁRBOL

END_IF

ELSE no desarrolle la causalidad de Causa_Inmediata_en_Turno

END_IF

END_DO

FIN PROCEDIMIENTO ÁRBOL

FIN

Figura 3. Proceso recursivo para desarrollar árboles de falla para ACR.

para soportar la credibilidad de cada rama permitirá decidir entre continuar o no desarrollando más cada uno de ellas (i.e. ¿la evidencia encontrada soporta o refuta la ocurrencia de esta rama?). Cuando una rama esté completamente desarrollada (de acuerdo con el criterio del analista) se continuará con otra, y así sucesivamente hasta tener un modelo suficientemente detallado. Como criterio práctico, podría considerarse que una rama está suficien-temente desarrollada cuando su detalle permite entender claramente cómo los eventos básicos en ella contribuyen al evento relevante.

El modelo se considera suficientemente desarrollado cuando permite entender claramente cómo ocurrió el accidente; en este momento los eventos básicos del árbol se considerarán los FCC. Cuando el árbol muestre más de una manera en que el evento relevante pudiese haber ocurrido y no exista evidencia que permita discernir entre ellas, se deberá continuar el análisis considerando a todas ellas como las causas potenciales responsables del evento rele-vante (incluso generar recomendaciones tendientes a evitarlas).

Uso de taxonomías para obtener las causas raíz

Una vez desarrollado el árbol de fallas, se reconocerá como FCC a los eventos básicos del árbol que la evidencia indica que ocurrieron. Normalmente, los FCC (eventos y condiciones) se presentan agrupados en uno o varios CMC. La metodología propuesta establece (figura 2) que los FCC se alimenten a alguna taxonomía de causa raíz para obtener las CR del evento relevante; otra posibi-lidad es utilizar directamente la técnica de Diagrama de Niveles para lograr este objetivo. Cuál método utilizar dependerá del criterio y recursos del analista.

En la literatura se han propuesto muchas taxonomías de causa raíz (Institute of Nuclear Power Operations, 1990; Rooney and Vanden-Heuvel, 2004; EQE International, 1999; Dew, 2003); una taxonomía es un método para orga-nizar y clasificar información acerca de por qué ocurren eventos relevantes. Un beneficio inmediato de contar con una taxonomía de causa raíz es que ayuda a identificar el punto final en el proceso de búsqueda y permite identificar los

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diversos problemas que se agrupan en una determinada causa raíz. En general, las taxonomías surgen de la experiencia ganada al analizar eventos relevantes y de aprender cómo los humanos, materiales, equipos, instalaciones, factores ambien-tales, factores administrativos, etc. contri-buyeron a su ocurrencia.

Generalmente, la manera en que se aplican las taxonomías es mediante un diagrama genérico (del tipo diagrama de decisión) al que se alimenta cada FCC; el diagrama guía el proceso de razona-miento de los analistas proponiendo preguntas que, al responderse, explican el por qué un FCC ocurrió o existió; de esta forma los problemas alrededor de la ocurrencia de un FCC pueden ser tratados y corregidos. Una ventaja del uso de alguna taxonomía es que se cuenta con un grupo predeterminado de causas raíz; una desventaja es que este grupo predeterminado no necesariamente representa la estructura, prácticas y polí-ticas de la organización.

Aplicación del diagrama de niveles

El Diagrama de Niveles es una técnica que se utiliza para, a partir de los FCC, identificar las CR del evento relevante y también los niveles jerárquicos de la organización que tienen la responsabi-lidad y autoridad para corregirlas. Dentro del contexto de este trabajo la técnica de Diagrama de Niveles puede utilizarse de dos formas:

• Modo 1: Alimentando directamente al Diagrama de Niveles los FCC obtenidos del árbol de fallas para identificar las CR y los niveles jerár-

forma, ¿puede este factor causal ser atri-buido a los trabajadores involucrados en el evento relevante? 2.

P5- Evalúe el segundo nivel: Si el FCC o CR puede atribuirse al trabajador, pregúntese ahora si el FCC o CR es únicamente atribuible al nivel acciones del trabajador. ¿Tuvo el nivel supervisión responsabilidad en este FCC o CR? 2. Si la respuesta es “no”, deje el factor causal en el nivel 1; si la respuesta es “sí”, suba el FCC o CR al nivel 2.

P6- Desarrolle los siguientes niveles: Utilizando el proceso descrito, continúe evaluando el FCC o CR en turno en los siguientes niveles superiores y súbalo hasta que quede colocado en el nivel más alto que satisfaga el cuestionamiento antes descrito. La figura 4 describe el proceso aplicado a un FCC hipotético denominado “A”.

P7- Repita el proceso para cada FCC o CR: Repita el proceso de P4 a P6 para todos los FCC o las CR (previamente colocados en el nivel 1).

2 Para responder a esta pregunta es necesario que el analista conozca las responsabilidades de cada nivel jerárquico, en relación con el sistema de gestión en cuestión (ej. seguridad, calidad, etc.).

quicos dentro de la organización que deben corregirlos, o

• Modo 2: Alimentando al Diagrama de Niveles las CR obtenidas de una taxonomía para (si es posible) refi-narlas y reconocer los niveles jerár-quicos que deben corregirlas.

Encualquiercaso,elprocesodeaplica-cióndeestatécnicaeselsiguiente:

P1- Desarrolle el diagrama de niveles: Utilizando el modelo de la tabla I, desarrolle un diagrama con los niveles jerárquicos representativos de la organización.

P2- Identifique los FCC o CR: Asigne un identificador único (por ejemplo una letra) a cada FCC (Modo 1) o bien a las CR (Modo 2).

P3- Desarrolle el Nivel 0: Establezca en el nivel 0 la causa directa del evento rele-vante. Coloque todos los FCC o CR en el Nivel 1 (acciones del trabajador).

P4- Evalúe el primer nivel: Considerando únicamente el primer FCC o la primera CR, pregúntese si el nivel 1 (acciones de los trabajadores) es el nivel responsable del FCC o de la CR; o dicho de otra

Nivel FCC Causa Raíz (Opcional)

Nivel 5: Alta Dirección

Nivel 4: Mandos Gerenciales

Nivel 3: Mandos Medios

Nivel 2: Supervisión

Nivel 1: Acciones de los Trabajadores

Nivel 0: Causa Directa

Tabla 1. Modelo ejemplo de diagrama de niveles.

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Artículo de investigaciónIntegración de árboles de falla, taxonomías y diagramas

de niveles para realizar Análisis de Causa Raíz

P8- Identifique ligas: Una vez que todos los FCC o CR han sido colocados en el nivel que les corresponde, los analistas deben exami-narlos para identificar si existe liga entre dos o más de ellos. Por ejemplo, ¿existen dos, tres o más FCC lo suficientemente similares para determinar que la gestión del entrenamiento es deficiente? Si existe alguna liga, agrupe los FCC involucrados en el nivel más alto de todos los FCC (figura 5).

A continuación, si el enunciado de alguno de los FCC o CR incluidos en el grupo representa adecuadamente la liga entre ellos, este enunciado podría represen-tarlos; si no, escriba un nuevo enunciado que capture el tema común entre ellos; el enunciado resultante se convierte en una potencial CR (figura 5) o un refina-miento (cuando se alimentan CR). Por ejemplo, si existen varios factores causales relacionados a deficiencias en destreza, habilidades o conocimiento, esto podría indicar que “la alta dirección ha fallado a asegurar que la competencia del trabajador corresponde a sus responsabilidades”; este último enunciado podría entonces postularse como la CR que agrupa a los diversos FCC.

P9- Refine las CR: Una vez que se han agru-pado los FCC en CR, los analistas deberán revisar la correspondencia entre cada FCC y la CR a la que han sido asignados. También, se deberá verificar que el enunciado asignado a cada CR sea adecuado para representar la deficiencia que se desea corregir.

Ejemplo de aplicación de la metodología

Como ejemplo de aplicación de la meto-dología, suponga que el siguiente evento relevante ha ocurrido:

Figura 4. Proceso de análisis de un FCC o CR.

Figura 5. Agrupamiento de los FCC en CR.

“Con el objeto de controlar la temperatura del proceso, se solicitó a un miembro de la cuadrilla de operación de un cierto sistema presentarse al área donde se encuentra ubicada la válvula manual A y cerrarla; desafortunadamente, en vez de cerrar la válvula A, la mencionada persona cerró la válvula manual B (la cual se encuentra ubicada muy cerca de la otra), causando con esto un transitorio de presión en el sistema”.

La figura 6 muestra el árbol de fallas desa-rrollado de acuerdo con la evidencia que se logró recolectar; obviamente el evento rele-

vante es transitorio de alta presión en el sistema.

En el árbol se desarrolla la causalidad por la que pudo haber ocurrido el evento relevante; los eventos marcados con el símbolo “no hay evidencia de que haya ocurrido” no fueron desarrollados más; obviamente porque pudo demostrarse que estos eventos no contribuyeron a la ocurrencia del evento tope. Los eventos básicos del árbol (FCC) que se encontró contribuyeron a la ocurrencia del transi-torio de alta presión son: Señalización en

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mal estado y Focos fundidos en el área de la válvula. Es muy importante reconocer que cada uno de estos eventos representa por sí solo un conjunto mínimo de corte del árbol (Vesely and Goldberg, 1981), y que hay evidencia de que ambos eventos han ocurrido y contribuyeron a que el operador cerrara la válvula equivocada.

Siguiendo la metodología propuesta, estos FCC se alimentaron a una taxonomía de causa raíz, específicamente a la que se presenta en las referencias Rooney and Vanden-Heuvel, 2004; EQE International, 1999. La tabla II muestra el proceso de categorización de los mencionados FCC de acuerdo con esta taxonomía.

En esta tabla se observa que el recorrido “arriba-abajo” a través del Mapa de Causa Raíz lleva de categorías muy amplias y de poco detalle (ej. Dificultad con el Equipo) a categorías de mayor detalle (ej. Equipo no incluido en el programa de confiabilidad); en el nivel más bajo de este esquema se encuentran las CR (resaltadas y sombreadas en la tabla). Por ejemplo, para el caso de la Señalización en mal estado, se encontró al nivel más general, que se trata de una dificultad con el equipo; al siguiente nivel de detalle se determinó que se trata de un problema con el programa de confiabilidad del equipo; el siguiente nivel se refiere a que el diseño del programa de confiabilidad del equipo no es adecuado ya que, se observa que este equipo (la señalización) no se encuentra incluido en los programas de confiabilidad; esta última descripción se refiere como la CR identificada. Las recomendaciones propuestas para evitar la recurrencia de la CR se muestran en la última columna de la tabla.

Descripción del evento: Transitorio de alta presiónFCC No. 1 Trayectorias a través del Mapa de Causa

Raíz (Rooney, 2004 y EQE, 1999)Recomendaciones

Descripción:

Señalización en mal estado (lo cual contri-buyó a que el operador no identificara adecua-damente la válvula a actuar).

Dificultad con el equipo

Problemas con el programa de confiabilidad del equipo.

Diseño del programa de confiabi-lidad del equipo LTA.

Equipo no incluido en el programa de confiabilidad.

Determinar el nivel apropiado de mantenimiento requerido por todos los equipos de la instalación importantes para la seguridad.

Incluir las señalizaciones de equipos, rutas, etc. en el programa de confiabilidad.

FCC No. 2 Trayectorias a través del Mapa de Causa Raíz [2], [3]

Recomendaciones

Descripción:

Focos fundidos en al área de la válvula (lo cual contribuyó a que el operador no identifi-cara adecuadamente la válvula a actuar).

Dificultad con el equipo.

Problemas con el programa de confiabilidad del equipo.

Implantación del programa de confiabilidad del equipo.

Rondas rutinarias de chequeo LTA.

Realización de las rondas LTA.

Asegurar que los recorridos de revisión de equipos se realizan de acuerdo con lo requerido.

Asegurar que todos los equipos importantes se incluyen en el programa de recorridos.

Implantar un mecanismo efectivo para corregir los problemas detec-tados en los recorridos.

LTA = Less Than Adequate

Tabla 2. Aplicación de la taxonomía de las referencias Rooney, 2004 y EQE, 1999 al caso ejemplo.

Figura 6. Árbol de fallas del caso ejemplo.

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Artículo de investigaciónIntegración de árboles de falla, taxonomías y diagramas

de niveles para realizar Análisis de Causa Raíz

La aplicación del Diagrama de Niveles a partir de los FCC se muestra en la figura 7. Como se observa, se identificó que el nivel de mandos gerenciales es el responsable de ambos FCC; también, al referirse al mismo tema, los FCC fueron agrupados en una CR que se describió como “No se asegura que todos los equipos importantes reciben el mantenimiento adecuado”. Es impor-tante notar que si se aplica el Diagrama de Niveles a las CR obtenidas usando la taxo-nomía, también éstas podrían ser agrupadas y descritas con la misma frase; adicional-mente, también se habría identificado a los mandos gerenciales como el nivel respon-sable de corregir la CR.

Conclusiones

Realizar estudios de ACR es un proceso que tiene todavía mucho de artesanal; por esta razón, se requiere desarrollar esquemas conceptuales y metodológicos que permitan sistematizar aún más esta tarea. En este trabajo se ha presentado una metodología para realizar ACR que plantea combinar árboles de falla, taxono-mías de CR y el Diagrama de Niveles; todo esto dentro de un contexto que forma-liza el concepto de factores causales del evento relevante. La metodología explota las principales bondades de cada una de las técnicas que integra.

Los árboles de falla resultan ser una exce-lente herramienta para describir cómo ocurrió el evento relevante y determinar los factores causales contribuyentes. Desa-rrollar el árbol de fallas con el enfoque “basado en la evidencia” es especialmente conveniente para ahorrar tiempo y poder concentrar el análisis en las ramas que efec-tivamente han contribuido a la ocurrencia del evento relevante. Los FCC obtenidos

del árbol pueden posteriormente ser anali-zados mediante una taxonomía de causa raíz, para conocer por qué éstos han ocurrido (y por tanto por qué el evento relevante ha ocurrido). Si no se cuenta con una taxonomía de causa raíz, otra excelente opción es alimentar los FCC al Diagrama de Niveles de la organización para identi-ficar las causas raíz y los niveles jerárquicos responsables de corregirlos. También, cuando se ha utilizado una taxonomía, resulta beneficioso utilizar el Diagrama de Niveles para refinar las causas raíz e identi-ficar los niveles responsables de corregirlas.

La ventaja de utilizar taxonomías es que ayudan a identificar el punto final en el proceso de cuestionamiento, además de que se puede saber el número de veces que los FCC caen en la misma causa raíz. Por otro lado presentan la desventaja de que la estructura podría no engranar con la cultura organizacional y los sistemas de gestión de la organización. También, al usar una taxonomía, el número de las poten-ciales CR a identificar se reduce únicamente a las en ella incluidas. Es muy importante

aclarar que, aunque parezca lo contrario, el uso de taxonomías requiere de experiencia, habilidad y conocimiento por parte del analista.

Los Diagramas de Nivel son una herra-mienta flexible y poderosa para identificar CR, sin embargo su uso, al igual que las taxonomías, requiere también de conoci-miento y destreza por parte de los analistas. Estos diagramas tienen la gran ventaja de que la definición de las CR va incremental-mente reflejando el comportamiento de la organización, la cual eventualmente podría generar su propia taxonomía.

Es importante recalcar que el ACR es un proceso esencial para cualquier organi-zación que desea continuar mejorando y que quiere entrar seriamente en un análisis introspectivo. Al realizar el ACR debe profundizarse lo suficiente para poder descubrir y considerar las creen-cias y comportamientos que moldean los sistemas de gestión de la organización; la metodología presentada en este trabajo tiene esto como fin principal.

Figura 7. Diagrama de Nivel para los FCC del caso ejemplo.

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Boletín IIEoctubre-diciembre-2012Artículo de investigación

Referencias

Institute of Nuclear Power Operations, Root Cause Analysis, INPO 90-004, Good Practice OE-907, 1990.

Rooney J. J. y Vanden-Heuvel L. N. Root Cause Analysis for Beginners, Quality Progress, Vol. 37, No. 7, p. 45-53, 2004.

JUAN ARELLANO GÓMEZ

[jag@iie.org.mx]

Maestro en Ciencias Computacionales por el Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey. Ingeniero en Energía con Especialidad en Energía Nuclear por la Universidad Autónoma Metropo-litana. Desde hace 34 años colabora en el área de Energía Nuclear del IIE, donde ha sido coordinador de la especialidad de Análisis Probabilístico de Riesgo (APR) e iniciador y coordinador de la especialidad de Métodos Avanzados de Computación aplicados a la industria nuclear. Ha realizado investigación tecnoló-gica en APR, inteligencia artificial, elementos combus-tibles de reactores nucleares y simulación de sistemas continuos. Es autor de un buen número de publica-ciones nacionales e internacionales en estas disciplinas. Se ha desempeñado como asesor en métodos de APR en Atomic Energy of Canada Limited en Canadá y ha colaborado en desarrollo de metodología de APR en Unión Iberoamericana de Tecnología Eléctrica en España (UITESA). En Science Applicantions Interna-tional Corporation (SAIC) en Estados Unidos, participó en la definición de la metodología utilizada en el APR Nivel II de la Central Nuclear Laguna Verde. Ha sido Investigador Nacional Nivel III del Sistema Nacional de Investigadores (SNI) y es Académico Titular de la Academia de Ingeniería. Desde 1998 es Gerente de Energía Nuclear del IIE.

ROBERTO CALIXTO RODRÍGUEZ

[rcalixto@iie.org.mx]

Maestro en Ciencias en Ingeniería Mecánica por el Centro Nacional de Investigación y Desarrollo Tecnológico (CENIDET) en 1998. Ingeniero Químico por la Universidad Autónoma de Zacatecas en 1989. En 1990 ingresó a la Gerencia de Energía Nuclear (GEN) del IIE. Ha colaborado en trabajos relacionados con tecnología de la seguridad, análisis de seguridad en la industria nuclear y análisis de riesgos en instalaciones convencionales. En la indus-tria petrolera ha participado como analista de riesgos en diferentes proyectos de análisis de riesgos de instalaciones petroleras, tanto en tierra como costa fuera. También ha participado como Jefe de Proyecto y analista de estudios de mantenimiento basado en confiabilidad (RCM) en instalaciones petroleras, y de generación y transmisión de energía eléctrica. Desde 1999 participa como instructor y Jefe de Proyecto en los programas de capacitación en análisis de riesgos, análisis causa raíz y RCM que ofrece el IIE tanto a la Comisión Federal de Electricidad (CFE), como a Petróleos Mexicanos (PEMEX).

ROGELIO REA SOTO

[rrea@iie.org.mx]

Maestro en Ciencias en Ingeniería de Confiabilidad y Análisis de Riesgos por la Heriot-Watt University, Edimburgo, Escocia. Ingeniero Eléctrico por el Instituto Tecnológico de Tepic. Ingresó al Grupo de Análisis Probabilístico de Seguridad de la Gerencia de Energía Nuclear (GEN) del IIE en 1993. Ha desarrollado trabajos para la industria nuclear, hidro-eléctrica y transmisión de energía eléctrica de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), así como producción, transporte y distribución de hidrocar-buros de Petróleos Mexicanos (PEMEX). Cuenta con veinte años de experiencia materia de análisis de riesgos, análisis de vulnerabilidades de sistemas y mantenimiento basado en confiabilidad (RCM). Desde 1999 forma parte del grupo de instructores que imparte capacitación en técnicas de análisis de riesgos e investigación de accidentes en Pemex Exploración y Producción y la CFE. Actualmente es Jefe de Proyecto del Grupo de Análisis de Riesgos de la GEN.

EQE International, Inc. Root Cause Analysis Hand-book: A Guide to Effective Incident Investigation, EQE International Inc. an ABS Group Company, Rock-ville, Maryland, USA, 1999.

U.S. Department of Energy. Conducting Accident Investigations, DOE Workbook Rev. 2, USDOE, Washington, D.C., 1999.

Vesely W. E., Goldberg F. F. Fault Tree Handbook, USNRC NUREG-0492, Washington DC 1981.

Ericson C. A. II. Accident Investigation Using EEFTA, Proceedings of the 18th International System Safety Conference, Fort Worth, Texas, USA, September 11-16, 2000.

Dew J. The Seven Deadly Sins of Quality Management, Quality Progress, Vol. 36, No. 9, p. 59-65 2003.

De izquierda a derecha Roberto Calixto Rodríguez, Juan Arellano Gómez y Rogelio Rea Soto.

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Reseña Anual 2012

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Reseña Anual 2012

Índice por tema

Innovación tecnológica para la competitividad

Biocombustibles derivados del maíz/Corn as a feedstock for biofuels production Boletín IIE, año 36, núm. 1, enero-marzo de 2012, pp. 30-37.José Luis Arvizu Fernández.

El SIMPRO, una herramienta práctica para la capacitación y entrenamiento del personal de la CNLV/SIMPRO, a practical tool for training staff personnel at the CNLVBoletín IIE, año 36, núm. 1, enero-marzo de 2012, pp. 9-19.Guillermo Omar Hernández Valdez, Octavio Gómez Camargo, Luis Castelo Cuevas y Jesús Vázquez Bustos.

Reseña de la evolución de la gestión de calidad, la protección ambiental, seguridad y salud ocupacional hacia la gestión de la competitividad y de la tecnología en el IIE/Overview of the evolution of quality management, the envi-ronmental protection, occupational health and safety to management of the competiti-veness and technology at the IIEBoletín IIE, año 36, núm. 1, enero-marzo de 2012, pp. 3-8.Comité Operativo de Calidad.

Sistema computacional para admi-nistrar la información de plataformas petroleras mediante modelos electró-nicos 3D/Computer system to manage the information of oil platforms by electronic 3D models Boletín IIE, año 36, núm. 1, enero-marzo de 2012, pp. 38-44.Jesús Vázquez Bustos y Víctor Octavio Segura Ozuna.

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Reseña Anual 2012

Confiabilidad en los sectores eléctrico y energético

Confiabilidad de las unidades de generación eléctrica mediante la evaluación de la pérdida de potencia y eficiencia de las turbinas/Reliability of power plants by assessing the loss of power and efficiency of the turbinesBoletín IIE, año 36, núm. 4, octubre-diciembre de 2012, pp. 150-157.José Antonio Ramírez Solís y Víctor Manuel Cristalinas Navarro.

Implantación gradual de estrategias de mantenimiento dentro de un proceso RCM/Gradual implementation of maintenance strategies within an RCM processBoletín IIE, año 36, núm. 4, octubre-diciembre de 2012, pp. 135-142.Roberto Calixto Rodríguez, Salvador Sandoval Valenzuela y Rogelio Rea Soto.

Integración de árboles de falla, taxo-nomías y diagramas de niveles para realizar Análisis de Causa Raíz/ Inte-gration of fault trees, root cause taxono-mies and level diagrams to perform root cause analysisBoletín IIE, año 36, núm. 4, octubre-diciembre de 2012, pp. 164-174.Juan Arellano Gómez, Rogelio Rea Soto y Roberto Calixto Rodríguez.

Metodología para realizar análisis de Mantenimiento Basado en Confiabi-lidad en Centrales Hidroeléctricas/Methodology to apply the Reliability Centered Maintenance process in hydro-electric power plantsBoletín IIE, año 36, núm. 4, octubre-diciembre de 2012, pp. 143-149.Rogelio Rea Soto, Roberto Calixto Rodríguez, Salvador Sandoval Valenzuela, Rocío Velasco Flores y María del Carmen García Lizárraga.

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Reseña Anual 2012

Sistemas de alarmas en unidades de generación eléctrica

Evaluación y planificación de los sistemas eléctricos en refinerías mexicanas para 2014/Assessment and planning of the electrical systems in Mexican refineries by 2014Boletín IIE, año 36, núm. 3, julio-septiembre de 2012, pp. 122-132.Luis Iván Ruiz Flores, José Hugo Rodríguez Martínez, Guillermo Darío Taboada y Javier Pano Jiménez.

Filosofía de alarmas en la gestión de los sistemas de alarmas en unidades de gene-ración de energía eléctrica/Alarms philosophy in the alarms system management in electric power generation unitsBoletín IIE, año 36, núm. 3, julio-septiembre de 2012, pp. 96-103.Rafael Román Cuevas, Mayolo Salinas Camacho, Eric Zabre Borgaro y Víctor Manuel Jiménez Sánchez.

Herramienta de diagnóstico y evaluación de los sistemas de alarmas en unidades generadoras de energía eléctrica/Diag-nosis and evaluation tool of the alarm systems in generating electric power unitsBoletín IIE, año 36, núm. 3, julio-septiembre de 2012, pp. 104-112.Mayolo Salinas Camacho, Rafael Román Cuevas, Víctor Manuel Jiménez Sánchez y Eric Zabre Borgaro.

Panorama de la racionalización de sistemas de alarmas en el sector indus-trial y eléctrico/Panorama of the rationali-zation of industrial and electric alarm systemsBoletín IIE, año 36, núm. 3, julio-septiembre de 2012, pp. 91-95.Eric ZabreBorgaro y Octavio Gómez Camargo.

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Reseña Anual 2012

Soluciones tecnológicas para centrales generadoras

Caracterización de los sistemas de control de voltaje y velocidad de una máquina síncrona de alta potencia para pruebas de corto circuito/Characterization of the voltage control and speed systems of a synchronous machine of high-power for short-circuit testsBoletín IIE, año 36, núm. 2, abril-junio de 2012, pp. 63-71.Víctor Octavio Segura Ozuna, Isaura Victoria Hernández Rodríguez, Indira Xochiquetzal Alcaide Godínez, Raúl Garduño Ramírez, Julio César Montero Cervantes, Genaro Ruiz Rodríguez y Ricardo Martínez Torres.

Circuitos no lineales con compensación térmica para mejorar el rango dinámico de entrada analógica en enlaces de fibra óptica/Nonlinear companding circuits with thermal compensation to enhance input dynamic range in analog optical fiber links

Boletín IIE, año 36, núm. 2, abril-junio de 2012, pp. 82-88.Joaquín Héctor Rodríguez Rodríguez y José Conrado Velázquez Hernández.

Investigación, desarrollo e innovación tecnológica de sistemas de control de aerogeneradores/Research, development and technological innovation of wind turbine generator control systemsBoletín IIE, año 36, núm. 2, abril-junio de 2012, pp. 47-55.Raúl Garduño Ramírez, Arnulfo Antelmo Rodríguez Martínez, Marino Sánchez Parra, Miguel Ángel Martínez Morales, María Aurora Hernández Cuéllar, Indira Xochi-quetzal Alcaide Godínez, Víctor Genaro Re López y Roberto Hernández González.

Sistemas para el cálculo de parámetros eléctricos y eficiencia energética para generadores hidroeléctricos de gran capacidad/Systems for calculating elec-trical parameter and energy efficiency for high capacity hydroelectric generatorsBoletín IIE, año 36, núm. 2, abril-junio de 2012, pp. 56-62.Oscar Alfonso Reyes Martínez, Alberth Pascacio de los Santos, Carlos Alberto Pérez Abad y Nicolás León Rivera.

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Reseña Anual 2012

Breves técnicas

Aplicación de análisis RCM en insta-laciones eléctricas y petroleras/RCM analysis at electric and oil installationsBoletín IIE, año 36, núm. 2, abril-junio de 2012, pp. 80-81.Juan Arellano Gómez y Rogelio Rea Soto.

Diagnóstico, desarrollo y migración de maquetas electrónicas en PEMEX y otras instalaciones industriales/Diag-nostic, development and migration of elec-tronic models in PEMEX and other indus-trial facilitiesBoletínIIE,año36,núm.1,enero-marzode2012,pp.26-29.Octavio Gómez Camargo y Jesús Vázquez Bustos.

Medio ambiente de simulación y herramientas avanzadas para el desa-rrollo de simuladores de alcance total para entrenamiento de opera-

dores/MAS-IIE, a simulation platform and advanced tools to develop full scope operator training simulatorsBoletín IIE, año 36, núm. 1, enero-marzo de 2012, pp. 24-25.Guillermo Romero Jiménez.

Modernizando el Sistema Nacional de Refinación/Modernizing National Refi-ning SystemBoletín IIE, año 36, núm. 2, abril-junio de 2012, pp. 78-79.Luis Iván Ruiz Flores.

Plataforma genérica de telepresencia para maniobras de inspección/Generic telepresence platform for inspection operationsBoletín IIE, año 36, núm. 4, octubre-diciembre de 2012, pp. 163.Martín Santos Domínguez.

Seguridad informática para redes inte-ligentes/Computer security for smart gridsBoletín IIE, año 36, núm. 4, octubre-diciembre de 2012, pp. 161-162.Isaí Rojas González, Israel Galván Bobadilla y Salvador Camacho Pérez.

Servicios de vanguardia en el IIE: Laboratorio de Turbomaquinaria/Cutting-edgeservices at IIE: Turbomachi-nery LaboratoryBoletín IIE, año 36, núm. 2, abril-junio de 2012, pp. 76-77.Alberto Amancio Santiago Jiménez.

Transferencia de datos de Sistemas SCADA a servicios web/Data transfer from SCADA systems to web servicesBoletín IIE, año 36, núm. 1, enero-marzo de 2012, pp. 28-29.José Alfredo Sánchez López.

EntrevistasExperiencia acumulada de un pionero y experto en la incursión de sistemas de alarmas/Accumulated experience of a pioneer and expert in the incursion of alarm systems Boletín IIE, año 36, núm. 3, julio-septiembre de 2012, pp. 118-121.Entrevista al Ing. Bill Hollifield, Director Consultor en proyectos de Administración de Alarmas, en PAS (Process Automation System), Estados Unidos. Coautor de Recomended Practice for Alarm Management de EPRI y miembro del Comité ANSI/ISA 18.2.

Una visión de la CFE: valor agregado a las unidades de las centrales generadoras/A CFE vision: value added to the plants unitsBoletín IIE, año 36, núm. 3, julio-septiembre de 2012, pp. 116-117.Entrevista al Ing. Carlos Fernández Fiol, Subgerente de Instrumentación y Control de la Subdirección de Generación en la Comisión Federal de Electricidad.

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Reseña Anual 2012

AArellano Gómez JuanGerencia de Energía NuclearIntegración de árboles de falla, taxo-nomías y diagramas de niveles para realizar Análisis de Causa Raíz/Inte-gration of fault trees, root cause taxono-mies and level diagrams to perform root cause analysisBoletín IIE, año 36, núm. 4, octubre-diciembre de 2012, pp. 164-174.

Arvizu Fernández José LuisGerencia de Energías No ConvencionalesBiocombustibles derivados del maíz/Corn as a feedstock for biofuels productionBoletín IIE, año 36, núm. 1, enero-marzo de 2012, pp.30-37.

CCalixto Rodríguez RobertoGerencia de Energía NuclearImplantación gradual de estrategias de mantenimiento dentro de un proceso RCM/Gradual implementation of mainte-nance strategies within an RCM processBoletín IIE, año 36, núm. 4, octubre-diciembre de 2012, pp. 135-142.

Integración de árboles de falla, taxo-nomías y diagramas de niveles para realizar Análisis de Causa Raíz/Inte-gration of fault trees, root cause taxono-mies and level diagrams to perform root cause analysisBoletín IIE, año 36, núm. 4, octubre-diciembre de 2012, pp. 164-174.

Metodología para realizar análisis de Mantenimiento Basado en Confiabi-lidad en Centrales Hidroeléctricas/Methodology to apply the Reliability Centered Maintenance process in hydro-electric power plantsBoletín IIE, año 36, núm. 4, octubre-diciembre de 2012, pp. 143-149.

Castelo Cuevas LuisGerencia de Control, Electrónica y ComunicacionesEl SIMPRO, una herramienta práctica para la capacitación y entrenamiento del personal de la CNLV/SIMPRO, a practical tool for training staff personnel at the CNLVBoletín IIE, año 36, núm. 1, enero-marzo de 2012, pp. 9-19.

Comité Operativo de CalidadReseña de la evolución de la gestión de calidad, la protección ambiental, seguridad y salud ocupacional hacia la gestión de la competitividad y de la tecnología en el IIE/Overview of the evolution of quality management, the envi-ronmental protection, occupational health and safety to management of the competiti-veness and technology at the IIEBoletín IIE, año 36, núm. 1, enero-marzo de 2012, pp. 3-8.

Cristalinas Navarro Víctor ManuelGerencia de TurbomaquinariaConfiabilidad de las unidades de gene-ración eléctrica mediante la evaluación de la pérdida de potencia y eficiencia de las turbinas/Reliability of power plants by assessing the loss of power and efficiency of the turbinesBoletín IIE, año 36, núm. 4, octubre-diciembre de 2012, pp. 150-157.

GGarcía Lizárraga María del CarmenGerencia de Energía NuclearMetodología para realizar análisis de Mantenimiento Basado en Confiabi-lidad en Centrales Hidroeléctricas/Methodology to apply the Reliability Centered Maintenance process in hydro-electric power plantsBoletín IIE, año 36, núm. 4, octubre-diciembre de 2012, pp. 143-149.

Garduño Ramírez RaúlGerencia de Control, Electrónica y ComunicacionesCaracterización de los sistemas de control de voltaje y velocidad de una máquina síncrona de alta potencia para pruebas de corto circuito/Charac-terization of the voltage control and speed systems of a synchronous machine of high-power for short-circuit testsBoletín IIE, año 36, núm. 2, abril-junio de 2012, pp. 63-71.

Investigación, desarrollo e innovación tecnológica de sistemas de control de aerogeneradores/Research, development and technological innovation of wind turbi-ne generator control systemsBoletín IIE, año 36, núm. 2, abril-junio de 2012, pp. 47-55.

Gómez Camargo OctavioGerencia de Control, Electrónica y ComunicacionesEl SIMPRO, una herramienta práctica para la capacitación y entrenamiento del personal de la CNLV/SIMPRO, a practical tool for training staff personnel at the CNLVBoletín IIE, año 36, núm. 1, enero-marzo de 2012, pp. 9-19.

Panorama de la racionalización de sistemas de alarmas en el sector indus-trial y eléctrico/Panorama of the ratio-nalization of industrial and electric alarm systemsBoletín IIE, año 36, núm. 3, julio-septiembre de 2012, pp. 91-95.

Índice por autor

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Reseña Anual 2012

HHernández Cuéllar María AuroraGerencia de Control, Electrónica y ComunicacionesInvestigación, desarrollo e innovación tecnológica de sistemas de control de aerogeneradores/Research, development and technological innovation of wind turbi-ne generator control systemsBoletín IIE, año 36, núm. 2, abril-junio de 2012, pp. 47-55.

Hernández González RobertoGerencia de Control, Electrónica y ComunicacionesInvestigación, desarrollo e innovación tecnológica de sistemas de control de aerogeneradores/Research, development and technological innovation of wind tur-bine generator control systemsBoletín IIE, año 36, núm. 2, abril-junio de 2012, pp. 47-55.

Hernández Valdez Guillermo OmarGerencia de Control, Electrónica y ComunicacionesEl SIMPRO, una herramienta práctica para la capacitación y entrenamiento del personal de la CNLV/SIMPRO, a practical tool for training staff personnel at the CNLVBoletín IIE, año 36, núm. 1, enero-marzo de 2012, pp. 9-19.

JJiménez Sánchez Víctor ManuelGerencia de Sistemas Avanzados de Capa-citación y SimulaciónFilosofía de alarmas en la gestión de los sistemas de alarmas en unidades de generación de energía eléctrica/Alarms philosophy in the alarms system management in electric power generation unitsBoletín IIE, año 36, núm. 3, julio-septiembre de 2012, pp. 96-103.

Herramienta de diagnóstico y evalua-ción de los sistemas de alarmas en unidades generadoras de energía eléc-trica/Diagnosis and evaluation tool of the alarm systems in generating electric power unitsBoletín IIE, año 36, núm. 3, julio-septiembre de 2012, pp. 104-112

MMartínez Morales Miguel ÁngelGerencia de Control, Electrónica y ComunicacionesInvestigación, desarrollo e innovación tecnológica de sistemas de control de aerogeneradores/Research, development and technological innovation of wind tur-bine generator control systemsBoletín IIE, año 36, núm. 2, abril-junio de 2012, pp. 47-55.

Montero Cervantes Julio CésarGerencia de Control, Electrónica y ComunicacionesCaracterización de los sistemas de control de voltaje y velocidad de una máquina síncrona de alta potencia para pruebas de corto circuito/Charac-terization of the voltage control and speed-systems of a synchronous machine of high-powerfor short-circuit testsBoletín IIE, año 36, núm. 2, abril-junio de 2012, pp. 63-71.

PPascacio de los Santos AlberthGerencia de Equipos EléctricosSistemas para el cálculo de parámetros eléctricos y eficiencia energética para generadores hidroeléctricos de gran capacidad/Systems for calculating elec-trical parameter and energy efficiency for high capacity hydroelectric generatorsBoletín IIE, año 36, núm. 2, abril-junio de 2012, pp. 56-62.

Pérez Abad Carlos AlbertoGerencia de Control, Electrónica y ComunicacionesSistemas para el cálculo de parámetros eléctricos y eficiencia energética para generadores hidroeléctricos de gran capacidad/Systems for calculating elec-trical parameter and energy efficiency for high capacity hydroelectric generatorsBoletín IIE, año 36, núm. 2, abril-junio de 2012, pp. 56-62.

RRamírez Solís José AntonioGerencia de TurbomaquinariaConfiabilidad de las unidades de gene-ración eléctrica mediante la evaluación de la pérdida de potencia y eficiencia de las turbinas/Reliability of power plants by assessing the loss of power and efficiency of the turbinesBoletín IIE, año 36, núm. 4, octubre-diciembre de 2012, pp. 150-157.

Re López Víctor GenaroGerencia de Control, Electrónica y ComunicacionesInvestigación, desarrollo e innovación tecnológica de sistemas de control de aerogeneradores/Research, development and technological innovation of wind tur-bine generator control systemsBoletín IIE, año 36, núm. 2, abril-junio de 2012, pp. 47-55.

Rea Soto RogelioGerencia de Energía NuclearImplantación gradual de estrategias de mantenimiento dentro de un proceso RCM/Gradual implementation of mainte-nance strategies within an RCM processBoletín IIE, año 36, núm. 4, octubre-diciembre de 2012, pp. 135-142.

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Reseña Anual 2012

Integración de árboles de falla, taxono-mías y diagramas de niveles para realizar Análisis de Causa Raíz/Integration of fault trees, root cause taxonomies and level diagrams to perform root cause analysisBoletín IIE, año 36, núm. 4, octubre-diciembre de 2012, pp. 164-174.

Metodología para realizar análisis de Mantenimiento Basado en Confiabi-lidad en Centrales Hidroeléctricas/Methodology to apply the Reliability Centered Maintenance process in hydro-electric power plantsBoletín IIE, año 36, núm. 4, octubre-diciembre de 2012, pp. 143-149.

Reyes Martínez Oscar AlfonsoGerencia de Equipos EléctricosSistemas para el cálculo de parámetros eléctricos y eficiencia energética para generadores hidroeléctricos de gran capacidad/Systems for calculating elec-trical parameter and energy efficiency for high capacity hydroelectric generatorsBoletín IIE, año 36, núm. 2, abril-junio de 2012, pp. 56-62.

Rodríguez Martínez Arnulfo AntelmoGerencia de Control, Electrónica y ComunicacionesInvestigación, desarrollo e innovación tecnológica de sistemas de control de aerogeneradores/Research, development and technological innovation of wind tur-bine generator control systemsBoletín IIE, año 36, núm. 2, abril-junio de 2012, pp. 47-55.

Rodríguez Martínez José HugoGerencia de TurbomaquinariaEvaluación y planificación de los sistemas eléctricos en refinerías mexi-canas para 2014/Assessment and plan-ning of the electrical systems in Mexican refineries by 2014Boletín IIE, año 36, núm. 3, julio-septiembre de 2012, pp. 122-132.

Rodríguez Rodríguez Joaquín HéctorGerencia de Control, Electrónica y ComunicacionesCircuitos no lineales con compensa-ción térmica para mejorar el rango dinámico de entrada analógica en enlaces de fibra óptica/Non linear companding circuits with thermal compen-sation to enhance input dynamic range in analog optical fiber linksBoletín IIE, año 36, núm. 2, abril-junio de 2012, pp. 82-88.

Román Cuevas RafaelGerencia de Sistemas Avanzados de Capa-citación y SimulaciónFilosofía de alarmas en la gestión de los sistemas de alarmas en unidades de generación de energía eléctrica/Alarms philosophy in the alarms system management in electric power generation unitsBoletín IIE, año 36, núm. 3, julio-septiembrede2012,pp.96-103.

Herramienta de diagnóstico y evalua-ción de los sistemas de alarmas en unidades generadoras de energía eléc-trica/Diagnosis and evaluation tool of the alarm systems in generating electric power unitsBoletín IIE, año 36, núm. 3, julio-septiembre de 2012, pp. 104-112.

Ruiz Flores Luis IvánGerencia de Equipos EléctricosEvaluación y planificación de los sistemas eléctricos en refinerías mexi-canas para 2014/Assessment and plan-ning of the electrical systems in Mexican refineries by 2014Boletín IIE, año 36, núm. 3, julio-septiembrede2012,pp.122-132.

SSalinas Camacho MayoloGerencia de Sistemas Avanzados de Capa-citación y SimulaciónFilosofía de alarmas en la gestión de los sistemas de alarmas en unidades de generación de energía eléctrica/Alarms philosophy in the alarms system management in electric power generation unitsBoletín IIE, año 36, núm. 3, julio-septiembrede2012,pp.96-103.

Sánchez Parra MarinoGerencia de Control, Electrónica y ComunicacionesInvestigación, desarrollo e innovación tecnológica de sistemas de control de aerogeneradores/Research, development and technological innovation of wind tur-bine generator control systemsBoletín IIE, año 36, núm. 2, abril-junio de 2012, pp. 47-55.

Sandoval Valenzuela SalvadorGerencia de Energía NuclearImplantación gradual de estrategias de mantenimiento dentro de un proceso RCM/Gradual implementation of mainte-nance strategies within an RCM processBoletín IIE, año 36, núm. 4, octubre-diciembre de 2012, pp. 135-142.

Metodología para realizar análisis de Mantenimiento Basado en Confiabi-lidad en Centrales Hidroeléctricas/Methodology to apply the Reliability Centered Maintenance process in hydro-electric power plantsBoletín IIE, año 36, núm. 4, octubre-diciembre de 2012, pp. 143-149.

Segura Ozuna Víctor OctavioGerencia de Control, Electrónica y ComunicacionesCaracterización de los sistemas de control de voltaje y velocidad de una máquina síncrona de alta potencia para pruebas de corto circuito/Charac-terization of the voltage control and speed-systems of a synchronous machine of high-powerfor short-circuit testsBoletín IIE, año 36, núm. 2, abril-junio de 2012, pp. 63-71.

Sistema computacional para admi-nistrar la información de plataformas petroleras mediante modelos electró-nicos 3D/Computer system to manage the information of oil platforms by electronic 3D modelsBoletín IIE, año 36, núm. 1, enero-marzo de 2012, pp. 38-44.

VVázquez Bustos JesúsGerencia de Control, Electrónica y ComunicacionesDiagnóstico, desarrollo y migración de maquetas electrónicas en PEMEX y otras instalaciones industriales/Diag-nostic, development and migration of elec-tronic models in PEMEX and other indus-trial facilitiesBoletín IIE, año 36, núm. 1, enero-marzo de 2012, pp. 26-29.

El SIMPRO, una herramienta práctica para la capacitación y entrenamiento del personal de la CNLV/SIMPRO, a practical tool for training staff personnel at the CNLVBoletín IIE, año 36, núm. 1, enero-marzo de 2012, pp. 9-19.

Sistema computacional para admi-nistrar la información de plataformas petroleras mediante modelos electró-nicos 3D/Computer system to manage the information of oil platforms by electronic 3D modelsBoletín IIE, año 36, núm. 1, enero-marzo de 2012, pp. 38-44.

Velasco Flores RocíoGerencia de Energía NuclearMetodología para realizar análisis de Mantenimiento Basado en Confiabi-lidad en Centrales Hidroeléctricas/Methodology to apply the Reliability Centered Maintenance process in hydro-electric power plantsBoletín IIE, año 36, núm. 4, octubre-diciembre de 2012, pp. 143-149.

Velázquez Hernández José ConradoGerencia de Control, Electrónica y ComunicacionesNon linear companding circuits with thermal compensation to enhance input dynamic range in analog optical fiber links/Circuitos no lineales con compensación térmica para mejorar el rango dinámico de entrada analógica en enlaces de fibra ópticaBoletín IIE, año 36, núm. 2, abril-junio de 2012, pp. 82-88

ZZabre Borgaro EricGerencia de Sistemas Avanzados de Capa-citación y SimulaciónFilosofía de alarmas en la gestión de los sistemas de alarmas en unidades de generación de energía eléctrica/Alarms philosophy in the alarms system management in electric power generation unitsBoletín IIE, año 36, núm. 3, julio-septiembre de 2012, pp. 96-103.

Herramienta de diagnóstico y evaluación de los sistemas de alarmas en unidades generadoras de energía eléctrica/Diag-nosis and evaluation tool of the alarm systems in generating electric power unitsBoletín IIE, año 36, núm. 3, julio-septiembre de 2012, pp. 104-112.

Panorama de la racionalización de sistemas de alarmas en el sector indus-trial y eléctrico/Panorama of the rationali-zation of industrial and electric alarm systemsBoletín IIE, año 36, núm. 3, julio-septiembre de 2012, pp. 91-95.