herramientas-analisis-de-confiabilidad

Herramientas
de Análisis
de Confiabilidad
Enrique J. González Henríquez
•
Ingeniero mecánico / especialista en equipos rotativos.
•
36 años de experiencia en ingeniería, mantenimiento, confiabilidad y gestión
de activos en la industria petrolera y energética.
•
Experiencia en diferentes técnicas de confiabilidad (RAM, AC, AMEF, MCC,
LCC etc.), con particular énfasis en máquina rotativa (compresores, turbinas,
bombas, etc.).
•
Autor de varios artículos en el área de confiabilidad, optimización de activos,
gestión energética y turbomaquinaria.
2003
2007
2007
2013
Ingeniería de Confiabilidad – Interrelación
COSTO
(HERRAMIENTAS)
METODOGÍAS DE
CONFIABILIDAD
HERRAMIENTAS
METODOLOGÍAS DE CONFIABILIDAD
TAXONOMÍA
Taxonomía Activos (ISO-14224)
Divide los equipos de mayor a menor jerarquía o grado de detalle:
Nivel
6
7
8
9
Fuente: ISO-14224
Taxonomía Activos (ISO-14224)
Divide los equipos de mayor a menor jerarquía o grado de detalle:
Fuente: ISO-14224
HERRAMIENTAS
METODOLOGÍAS DE CONFIABILIDAD
CRITICIDAD
Análisis de Criticidad
Es una metodología que permite jerarquizar sistemas, instalaciones y equipos, en función de su
impacto global con el fin de facilitar la toma de decisiones
El análisis de criticidad es una técnica semicuantitativa de valoración del riesgo, sustentada
primordialmente en la “opinión de expertos”; que permite “jerarquizar” componentes o equipos de un
sistema, con base en un indicador llamado “criticidad” que es proporcional al riesgo.
Rangos de la Criticidad
CRITIC.
RANGO
ALTA
(A)
50 ≤ CRITICIDAD ≤ 125
MEDIA
(M)
25 ≤ CRITICIDAD < 50
BAJA
(B)
5 ≤ CRITICIDAD < 25
COLOR
Evaluación
Resultados
Análisis de Criticidad
Pasos para determinar los rangos de la Criticidad
Estimación de
la Frecuencia
FRECUENCIA
Basada en la Historia
(Estadística del
Proceso/Sistema)
Basada en Referencias
(Normas/Estandares/Equip
os Similares)
Basado en el conocimiento
empírico y/o Opinión de
Expertos
Estimación de
Consecuencias
Cuantificación
De la Criticidad
Impacto
Ambiental (IA)
Impacto al
personal (IPE)
Costos de reparación
(CR)
Impacto en la
Población (IPO)
Pérdidas de
Producción (PP)
CRITICIDAD = FREC x (IA+ CR + PP + IPE+ IPO)
Análisis de Criticidad
Matriz de definición para estimación de Frecuencia y Consecuencias
Estimación de
la Frecuencia
Cuantificación
De la Criticidad
Estimación de
Consecuencias
Antecedentes
Frecuencia
de Fallas
•
•
•
•
(No. Fallas /
Tiempo)
Alta frecuencia / “baja” consecuencia
Típico de equipos rotativos
Estudios basados en “confiabilidad”
Falla = perdida de la función
ALTA
•
•
•
•
Media frecuencia y consecuencia
Típico de Instrumentación y Control
Estudios basados en SIL-SIS
Falla = perdida de la función
MEDI
A
•
•
•
•
Baja frecuencia /alta consecuencia
Típico de equipos estáticos
Estudios basados en riesgo
Falla = perdida integridad mecánica - contención
BAJA
BAJA
MEDI
A
ALTA
Consecuencias
(USD/ Falla)
HERRAMIENTAS
METODOLOGÍAS DE CONFIABILIDAD
RCM
MANT. CENTRADO
EM CONFIABILIDAD
Mantenimiento Centrado en Confiabilidad (RCM)
Desarrollo acorde con los estándares SAE JA1011 y SAE JA1012 y mejores prácticas
Todo proceso de RCM debe responder de una manera sistemática y estructurada las siguientes 7 preguntas:
1. ¿Cuáles son las funciones y los estándares deseados de desempeño del activo en su contexto operativo actual? (Funciones)
2. ¿De que maneras el activo puede dejar de cumplir sus funciones? (Fallas funcionales)
3. ¿Qué causa cada falla funcional? (Modos de falla)
4. ¿Qué pasa cuando ocurre cada falla funcional? (Efectos de falla)
5. ¿En que formas afecta cada falla funcional? (Tipo de Consecuencia)
6. ¿Qué debe hacerse para predecir o prevenir
cada falla funcional?
proactivas)
Mantenimiento
Centrado (Tareas
en Confiabilidad
(MCC)
7. ¿Qué debería hacerse si no se pueden hallar tareas proactivas aplicables? (Tareas a falta de…)
Unid. de Producción:
Distrito Sur
Sub-Sistema:
Accionador
Planta:
Compresora de gas del sistema de interconexión
Equipo:
Turbina de Gas (Sistema de Lubricación)
N0 Docum.:
Revisión:
Sistema:
Compresion de Gas
Modo Operación:
Continuo
Fecha:
Recopilado por:
Predictiva21
Revisado por:
l
l
l
2 Bomba principal no opera u
opera deficiente.
2 No levanta la presión requerida por
el sistema.
2 Se activa alarma por baja presión de
aceite, se para la turbina.
3 Bomba de pre/post no opera u
opera deficientemente.
3 No da permisivo de arranque por
baja presión de aceite.
3 No arranca la turbina.
4 Motor eléctrico bomba pre/post
lubricación dañado u opera
5 deficientemente.
Presión alta en el tanque de
4 No da permisivo de arranque por
baja presión de aceite.
4 No arranca la turbina.
5 No da permisivo de arranque por alta 5 No arranca la turbina.
l
l
l
l
l
Rediseño
Búsqueda de Falla
Operar Hasta Falla (RTF)
Cíclica Detectiva (PM)
Sustitución Cíclica (PM)
No Operacional
Basada en Condic. (PdM)
Ambiente
Operacional
Seguridad
Severidad
1 Se activa protección por alto
diferencial de presión de aceite, se
para la turbina.
Descripción de las Tareas
Propuestas
Horas Hombre
1 Alta presión diferencial del filtro
aceite lubricante.
Efecto Final de la Falla o
Consecuencia (Que ocurre cuando
Falla)
Ejecutor
1 Taponamiento de los filtros.
Efecto Inicial de la Falla (Que
ocurre cuando Falla)
Tipo de Tareas
Frecuencia
1 Sistema de Aceite
A No suministra el
Lubricante:
aceite lubricante a la
Suministrar el aceite
presión requerida.
lubricante con la
presión y temperatura
de operación a los
cojinetes, accesorios,
medios de control y
arranque de la turbina;
sin contaminantes y
sin permitir fugas al
exterior.
Modo de Falla
(Causa de la Falla)
Oculta
Falla Funcional
Patrón
Función
Frecuen.
Tipo de
consecuencia
Monitorear presión diferencial del
sistema de lubricación.
7D
Oper.
1x1
Reemplazar aceite y filtros
lubricantes
2A
Mec.
2x4
Monitorear tendencia de la presión
de aceite lubricante.
7D
Pred.
1x1
Revisar y/o realizar pruebas
funcionales.
1A
Mec.
4x2
Megar y/o probar aislamiento del
motor.
1A
Elec.
4x2
Revisar nivel y presión en tanque
Nivel de Mantenimiento
Tareas de Mantenimiento (2 Últimas Pregntas del MCC)
Análisis de Modos y Efectos de Falla AMEF (5 Primeras Pregutas del MCC)
¿A que nivel podemos aplicar el RCM?
SISTEMAS / SUBSISTEMAS
EQUIPOS
Flujograma de decisión de tareas
A condición
Programada o restauración
Tarea búsqueda de falla
Rediseño obligatorio
Rediseño deseable
Combinación
Fuente: SAE JA1012
Ejemplo de Hoja RCM
Mantenimiento Centrado en Confiabilidad (MCC)
Unid. de Producción:
Distrito Sur
Sub-Sistema:
Accionador
Planta:
Compresora de gas del sistema de interconexión
Equipo:
Turbina de Gas (Sistema de Lubricación)
N0 Docum.:
Revisión:
Sistema:
Compresion de Gas
Modo Operación:
Continuo
Fecha:
Recopilado por:
Predictiva21
Revisado por:
1 Alta presión diferencial del filtro
aceite lubricante.
l
l
l
2 Bomba principal no opera u
opera deficiente.
2 No levanta la presión requerida por
el sistema.
2 Se activa alarma por baja presión de
aceite, se para la turbina.
3 Bomba de pre/post no opera u
opera deficientemente.
3 No da permisivo de arranque por
baja presión de aceite.
3 No arranca la turbina.
4 Motor eléctrico bomba pre/post
lubricación dañado u opera
5 deficientemente.
Presión alta en el tanque de
4 No da permisivo de arranque por
baja presión de aceite.
4 No arranca la turbina.
5 No da permisivo de arranque por alta
presión en tanque de
almacenamiento de aceite.
5 No arranca la turbina.
6 Transmisor de presión
diferencial no opera.
6 Cesa la comunicación entre el UPC
y el sensor.
7 Transmisor de nivel de aceite
en tanque de almacenamiento
no opera.
8 Transmisor de presión de
aceite lubricante no opera.
almacenamiento de aceite
lubricante.
9 Válvula de control de presión
de aceite lubricante dañada.
l
l
Oper.
1x1
2A
Mec.
2x4
Monitorear tendencia de la presión
de aceite lubricante.
7D
Pred.
1x1
Revisar y/o realizar pruebas
funcionales.
1A
Mec.
4x2
Megar y/o probar aislamiento del
motor.
1A
Elec.
4x2
l
l
Revisar nivel y presión en tanque
de almacenamiento aceite
lubricante.
1D
Oper.
1x1
6 Se para la turbina por activarse las
protecciones en el sistema de control.
l
Revisar, calibrar y/o reemplazar el
transmisor.
1A
Inst.
2x2
8 Cesa la comunicación entre el UPC
y el sensor.
8 Se para la turbina por activarse las
protecciones en el sistema de control.
l
Revisar, calibrar y/o reemplazar el
transmisor.
1A
Inst.
2x2
9 Cesa la comunicación entre el UPC
y el sensor.
9 Se para la turbina por activarse las
protecciones en el sistema de control.
l
Revisar, calibrar y/o reemplazar el
transmisor.
1A
Inst.
2x2
l
Revisar, recalibrar y/o realizar
pruebas funcionales.
3M
Inst.
2x2
10 Aumenta o disminuye presión del
aceite lubricante.
10 Se activa paro por alta o baja presión
de aceite lubricante, se para la
turbina.
11 Indicador de nivel de aceite
lubricante en el tanque de
almacenamiento no opera o
esta descalibrado.
12 Se activa alarma por baja presión de
aceite, se para la turbina.
12 No da lectura o da lectura errónea
del nivel de aceite; de bajar
demasiado el nivel de aceite, la
bomba trabajaria en vacio.
12 Lazo del sistema de lubricación 14 No hay comunicación con el panel
esta abierto o en corto circuito.
de control, no da el permisivo de
arranque.
l
l
l
l
Revisar, recalibrar y/o realizar
pruebas funcionales.
3M
Inst.
2x2
l
l
Revisar, recalibrar y/o realizar
pruebas funcionales.
3M
Inst.
2x2
l
Verificar continuidad en lazo de
control.
6M
Inst.
2x2
Realizar analisis de aceite.
1M
Pred.
1x1
Reemplazar aceite y filtros
lubricantes
2A
Mec.
2x4
Monitorear presión diferencial del
sistema de lubricación.
7D
Oper.
1x1
Reemplazar aceite y filtros
lubricantes
2A
Mec.
2x4
--
Mec.
3x2
14 No arranca la turbina.
l
15 Mayor o menor viscosidad afectando 15 Posibilidad de activar paro por alta
la presión o temperatura del aceite.
temperatura y/o baja presión en el
aceite lubricante, se para la turbina.
l
l
l
16 Alta presión diferencial en los filtros
de aceite.
16 Se activa protección por alto
diferencial de presión de aceite, se
para la turbina.
l
l
l
15 Fuga de aceite en el sistema.
7D
Reemplazar aceite y filtros
lubricantes
l
11 Se activa alarma por baja presión de
aceite, se para la turbina.
14 Filtros fuera de
especificaciones.
Monitorear presión diferencial del
sistema de lubricación.
Descripción de las Tareas
Propuestas
l
10 Indicador de presión
11 No da lectura o da lectura errónea
diferencial del aceite lubricante
de la presión diferencial del aceite
no opera o esta descalibrado.
lubricante. Al incrementarse el delta
la presión diferencial, se baja la
presión de aceite aguas abajo.
13 Aceite lubricante fuera de
especificaciones.
l
Rediseño
Búsqueda de Falla
Operar Hasta Falla (RTF)
Cíclica Detectiva (PM)
Sustitución Cíclica (PM)
Basada en Condic. (PdM)
Operacional
Ambiente
1 Se activa protección por alto
diferencial de presión de aceite, se
para la turbina.
No Operacional
Seguridad
Severidad
Oculta
Efecto Final de la Falla o
Consecuencia (Que ocurre cuando
Falla)
Horas Hombre
1 Taponamiento de los filtros.
Efecto Inicial de la Falla (Que
ocurre cuando Falla)
Ejecutor
Sistema de Aceite
A No suministra el
Lubricante:
aceite lubricante a la
Suministrar el aceite
presión requerida.
lubricante con la
presión y temperatura
de operación a los
cojinetes, accesorios,
medios de control y
arranque de la turbina;
sin contaminantes y
sin permitir fugas al
exterior.
Modo de Falla
(Causa de la Falla)
Tipo de Tareas
Frecuencia
1
Falla Funcional
Patrón
Función
Frecuen.
Tipo de
consecuencia
17 La excesiva fuga de aceite
disminuye la presión de aceite en el
sistema. Se contamina el entorno.
17 Se activa alarma por baja presión de
aceite lubricante, se para la turbina.
l
l
l
Parar de inmediato para corregir
fuga y hacer limpieza.
Nivel de Mantenimiento
Tareas de Mantenimiento (2 Últimas Pregntas del MCC)
Análisis de Modos y Efectos de Falla AMEF (5 Primeras Pregutas del MCC)
Ejemplo plan de Mantenimiento Resultante de RCM
HERRAMIENTAS
METODOLOGÍAS DE CONFIABILIDAD
IBR
Inspección
basada en
Riesgo
Inspección Basada en Riesgo (IBR)
La inspección basada en riesgo se soporta en la aplicación de las normas API-RP-580 y API-RP-581, para
mitigar el riesgo de los equipos estáticos mediante la optimización de las inspecciones, al establecer las
frecuencias y el alcance de las inspecciones.
Con base en:
•
•
•
•
•
•
•
Tomando en
cuenta:
• Espesor remanente / Velocidad de corrosión
• La calidad y efectividad de las inspecciones
• Consecuencias asociadas a las potenciales fallas
Proporciona:
Ubicación del nivel de riesgo de un componente en matriz de riesgo 5 x 5, diferenciada
en su nivel de impacto en cuatro niveles que van desde el riesgo más bajo hasta el más
critico o alto, pasando por un nivel medio y otro medio alto.
Valoración del comportamiento histórico,
Mecanismos y factores de daño,
Características de diseño,
Condiciones de operación,
Mantenimiento,
Inspección y
Políticas gerenciales
Adicionalmente, permite optimizar los programas de inspección en marcha a través de la determinación de los
puntos de inspección requeridos por cada equipo, de acuerdo a los mecanismos de deterioro, los niveles de
riesgos y sus velocidades de corrosión.
Inspección Basada en Riesgo (IBR)
Metodología de IBR
Lazos de corrosión
Procedimiento
HERRAMIENTAS
METODOLOGÍAS DE CONFIABILIDAD
ACR
Análisis Causa
Raíz
Análisis Causa Raíz
Fuente: Metodología Proact ACR, Reliability Center, Inc.
Ejemplo de aplicación en el ACR
Fallas de Bombeo Recurrentes
Bombas Verticales API A/B
Problema
Modo de Falla
Obstrucción de Filtros de Succión
80%
20%
Diseño
Inadecuado del
Filtro.
Exceso de Sólidos en los
Separadores.
70%
30%
Área de Filtrado
Inadecuada
Tipo
Inadecuado
Contami nantes
del Proceso
Personal Deja
Caer Objetos
Objetos del Entorno:
Maleza, Bolsas
Plásticas, Otros
Impulsadas Por el
Viento
Falta de
Limpieza
Separadores
0%
ACCIÓN
Gomas,
Otros
ACCIÓN
100%
CRF
Área de Filtrado
Muy Pequeña
Diámet ro Agujeros
Muy Pequeños
40%
Arra stre s Por
Lluvias
Normales del
Proceso
Presencia
Maleza, Otros
Falta de
Protección
(Malla)
CRF
Falta Limpieza
Entorno
No Prevista
Instalación
CRH
Falta de Plan de
Limpieza
Debilidad
Di seño
CRL
FIN
0%
100%
CRH
Filtro
Recuperado de
Otro Equipo Sin
Verificar Diseño
Falta de
Limpieza
CRL
Sistema de
Manejo de
Cambios No es
Bien Llevado
Falta de Plan
de Limpieza
Canales
Abiertos
60%
Viento
Excesivo
Di seño
FIN
ACCIÓN
Fases de un ACR
Fase 1:
Recolección de
datos
• Condiciones antes, durante
y después de ocurrir el
evento
• Personal involucrado
(incluyendo acciones
tomadas)
• Factores ambientales
• Otra información de
relevancia
Fase 2:
Evaluación
• Identificar el problema
• Determinar la importancia
del problema
• Identificar las causas
(condiciones o acciones)
inmediatamente anteriores
y circundantes al problema
• Identificar las razones por
las que existían las causas
en el paso anterior
Fase 3:
Acciones
correctivas
• Implementar acciones
correctivas efectivas para
cada causa identificada,
con el fin de reducirla
probabilidad de que el
problema se repita y así
mejorando la confiabilidad y
la seguridad.
Fase 4: Informe
• Discutir y explicar los
resultados del análisis,
incluyendo acciones
correctivas, con la gerencia
y el personal involucrado en
la ocurrencia.
• Proporcionar información
de interés para otras
instalaciones.
Fase 5:
Seguimiento
• Determinar si la acción
correctiva ha sido efectiva
en resolver el problema.
DOE-NE-STD-1004-92. Department of Energy-Nuclear Energy Standards
HERRAMIENTAS
METODOLOGÍAS DE CONFIABILIDAD
RAM (RBD)
Análisis
De Confiabilidad,
Mantenibilidad y
Disponiblidad
Análisis RAM
El análisis RAM es una metodología de análisis cuantitativo que permite pronosticar el comportamiento de
un equipo, sistema, instalación o actividad productiva, expresado a través de sus indicadores (KPIs) de
Confiabilidad, Disponibilidad y Mantenibilidad, en un período determinado de tiempo.
Objetivos:
• Predecir los indicadores asociados a la Disponibilidad y Confiabilidad y Mantenibilidad de los sistemas.
• Identificar los malos actores y cuellos de botella dentro del sistema que limitan o modulan la Confiabilidad y
Disponibilidad del mismo.
• Identificar las acciones de mejora posibles que tiendan a incrementar la Confiabilidad y la Disponibilidad del
Sistema: incremento del TPF, reducción del TPR, redundancias, etc.
• Cuantificar el impacto de las acciones propuestas y equilibrarlas con los costos asociados para acometerlas
para garantizar su viabilidad técnico-económica.
• Controlar o minimizar los riesgos de los proyectos nuevos (retorno de Inversiones, Seguridad, Suministro,
etc.).
• Definir/confirmar términos contractuales y de garantía cuantificables (productivos, económicos, seguridad).
Análisis RAM y la Gestión de Activos
Relación entre ambos
KPIs
económicos
Producción
Disponibilidad
Datos RM
Fuente: Figura 2 de ISO 20815 (2018).Production Assurance and reliability
management.
VPN, TIR, EI, etc.
Qefec
TTR
m
Ai, Ao
TTF
l
TTM
Análisis RAM y la Gestión de Activos
Indicadores RAM y su relación con la gestión de los activos – marco normativo
La colección, procesamiento y análisis de datos e indicadores de confiabilidad y mantenibilidad (ISO 14224 “Collection
and exchange of reliability and maintenance data for equipment”) es un insumo fundamental para:
• El análisis de la disponibilidad de equipos y sistemas (ISO/TR 12489 Reliability Model and Calculation of
Safety Systems)
• Producción o capacidad efectiva
(ISO 20815
Production assurance and reliability
management)
• Costos en ciclo de vida
(ISO 15663
Life cycle costing)
Fuente: Figura D2 de ISO 20815 (2018).- Production Assurance and reliability management
Análisis de proyectos
ISO 19008
ISO 15663
Análisis de equipos / sistemas
ISO/TR 12489 (Safety)
ISO 20815
(Producción)
Análisis de datos de equipos
Colección de datos de equipos
Confiabilidad y mantenibilidad
Disponibilidad
Relación de los tipos
de análisis con sus
marcos normativos
Disponibilidad de producción
Costo en ciclo de vida
ISO 14224
Análisis RAM
ISO 12489 - Modelo de Fiabilidad y cálculo de Sistemas de Seguridad
Nota 1.- Las preguntas a la izquierda
son una de guía para seleccionar el
método adecuado.
Nota 2.- No existen sistemas sin
dependencia en el mundo real. La
dependencia puede ser débil (impacto
despreciable) o fuerte (alto impacto) en
la probabilidad de falla. Un ejemplo de
dependencia débil es el de un equipo
que tiene un tiempo de reparación TTR
despreciable en comparación con su
TPF. Un ejemplo de dependencia
fuerte es el de un equipo en stand-by
que arranca cuando otro falla.
Fuente: ISO 12489 Reliability Model and Calculation of Safety Systems
Análisis RAM
Bloques de Confiabilidad
Representación gráfica que define las relaciones de dependencia o independencia de todas las funciones que
integran un sistema. Se puede simular sistemas diversos (series y paralelos simples, redes redundantes, puente
espera, etc.). Se apoya en simulaciones Monte Carlo que permiten generar eventos aleatorios de TPF y TPR,
para cada bloque del sistema, siguiendo distribuciones de frecuencia comunes (Weibull, exponencial, log normal,
normal, uniforme, entre otras.).
MAIN
PRODUCTION
BS209
PL-10
PL-6
PL-2
PL-4
PL-3
PL-1
PL-5
PL-13
PL/7-8
RP-2
S-W PRODUCTION
PL-11
RP-10
EAGLE-II
CL-12
NORTH
PRODUCTION
GASLIFT
BYPASS
PL-9
GASLIFT
BYPASS
BS-14
PL-12
PL-23
BS-16
PL-18
PL-15
BS-22
EAGLE-I
BS-24
EAST
PRODUCTION
RP-7
GP-1
BS238
GASLIFT
BYPASS
GASLIFT
BYPASS
RP-6
RP-5
S498
RP-1
S484
RP-4
S244
RP-3
S248
GASLIFT
PL-17
BYPASS
PL-21
CL-8
CL-6
PL-20
PL-19
SOLDADO
FIELD
Análisis RAM
Sistemas
Sistema Mixto
Grande
Complejo
Fuente: Brall, Aron, et. Al.- Reliability Block Diagram Modeling – A Comparison of Three Software Packages, 2007 RAMS – Brall, Hagen, Tran
Análisis RAM
Ejemplo de Aplicación
• Planta compresora de gas
• Modelo RDB compuesto por 328 equipos (bloques)
en 27 sistemas
• Solicitud del estudio RAM en fase de ingeniería
(básica-detalle), como requisito
HERRAMIENTAS
METODOLOGÍAS DE CONFIABILIDAD
Datos
Bases de datos
Escogencia de la data – un arte al que se le presta poca atención
• Definir que bases de datos de falla y reparación son las más convenientes para usar en las funciones TPF y TPR de
cada bloque de confiabilidad (RB). En opinión de muchos, la parte más delicada y laboriosa de un modelaje RAM:
• Datos propios, experiencia previa: Funciones de distribución de densidad de probabilidad determinadas a través
del mejor ajuste a los datos de campo.
• Datos genéricos, fuentes abiertas: OREDA, IEEE, EXIDA, PARLOC, etc.
• Datos genéricos, fuentes privadas: consultoras, institutos u organizaciones privados, etc.
• Datos del fabricante: por lo general no disponibles, confidenciales.
• Opinión de expertos: basado en la opinión de personal con experiencia en O&M de esos equipos.
• Combinación de fuentes: teorema de Bayes.
• Definición de los planes de mantenimiento que aplican para cada bloque de confiabilidad (recomendados por el
OEM, experiencia del usuario, mejores practicas, etc.), entre otros parámetros.
Bases de datos
Naturaleza de las bases de dato
Tipo de
equipo
Condiciones
Política de
Mant.
Instalaciones similares
(industrias similares)
≈
Literatura
Opinión de experto
(subjetiva, permite hacer
consideraciones especificas).
Periodo de
observación
?
Propia
Genérica
Población
≈
≈
≈
Datos propios (históricos falla y reparación)
Provenientes de eventos históricos de equipos e instalaciones propias. Lo ideal. Se requiere ajustar la data a
alguna función de distribución PDF apropiada.
Fuente: R. S. Moreno et Al.- Confiabilidad y Análisis de Fallas utilizando la Distribución Weibull. 6to Congreso Internacional de Investigación en Ciencias
Básicas y Agronómicas (2017).
Distribuciones para ajustar datos propios
Exponencial (media θ)
Weibull (forma β, escala η)
Normal (media m, desv. est. σ)
Lognormal (media m, desv. est. σ)
Gamma (forma c, escala b)
Multimodal
Fuente: Murphy, K. et al. (2007).- Raptor 7.0 Tutorial Workbook. Third edition. Raptor/Arinc
Distribuciones para ajustar datos propios
Datos propios – funciones f, F, R y h
Función Densidad de
Probabilidad PDF
f(t)
Función riesgo
Probabilidad condicional de falla
Tasa de falla
h(t) o l(t)
ℎ(𝑡) =
𝑓(𝑡)
𝑓(𝑡)
=
𝑅(𝑡)
1 − 𝐹(𝑡)
ℎ 𝑡 = l(t)
Función de
Confiabilidad
R(t)
Función de
Distribución
Acumulada CDF
F(t)
l(t
)
Desarroll
o 1
Hipótesis exponencial
2
obsolescenci
3a
l
ctte
Madurez (fallos aleatorios)
Edad t
Distribuciones para ajustar datos propios
Datos propios – Tasa de falla (probabilidad condicional de falla)
A
•
• PATRÓN A:
“La Curva de Bañera”: Alta
mortalidad infantil seguida de un
“Un rápido incremento en la
B
C
•
D
relación entre la edad de los
desgaste
•
PATRÓN B:
“El Punto de Vista Tradicional”:
Pocas fallas aleatorias, terminando
PATRÓN C:
“Un constante incremento
en la probabilidad de falla”.
PATRÓN E:
“Fallas aleatorias: Ninguna
equipos y la probabilidad de
E
en una zona de desgaste.
•
probabilidad de la falla seguido
de un comportamiento aleatorio.
bajo nivel de fallas aleatorias,
terminando en una zona de
PATRÓN D:
que fallen.
•
F
PATRÓN F:
Alta mortalidad infantil seguida
de un comportamiento aleatorias
de la probabilidad de las fallas.
Distribuciones para ajustar datos propios
Datos propios – Tasa de falla (probabilidad condicional de falla)
[7]
[6]
[8]
[9]
Fuente: BS EN 60300-3-11 Dependability
Management - Application Guide RCM (2009)
6.
NOWLAN, F.S. and HEAP, H.F. (1978). Reliability Centered Maintenance. Report AD/A066-579, National
Technical Information Service, US Department of Commerce, Springfield, Virginia. (UAL-DOD).
7.
Broberg Study under NASA sponsorship (reported in 1973) and cited in Failure Diagnosis & Performance
Monitoring Vol. 11 edited by L.F. Pau, published by Marcel-Dekker, 1981.
8.
MSP Age Reliability Analysis Prototype Study by American Management Systems under contract to U.S.
Naval Sea Systems Command Surface Warship Directorate reported in 1993 but using 1980’s data from the
Maintenance System (Development) Program.
9.
SUBMEPP reported in 2001, using data largely from 1990s, summarized in “U.S. Navy Analysis of
Submarine Maintenance Data and the Development of Age and Reliability Profiles”: 2001, Tim Allen,
Reliability Analyst Leader at Submarine Maintenance Engineering, Planning and Procurement (SUBMEPP) a field
activity of the Naval SeaSystems Command at Portsmouth NH
HERRAMIENTAS
METODOLOGÍAS DE CONFIABILIDAD
Evaluaciones
económicas, Costos
en ciclo de vida
(LCC), costo riesgo
beneficio
Evaluaciones económicas
De qué hablan el personal de
mantenimiento y confiabilidad?
• Análisis predictivo, prognosis, salud del
activo
• Mantenimiento programado, MCC, TPM
• Fallas, Análisis Causa Raíz (ACR)
• CMMS
• Presupuesto (de inversión y de gastos)
• Procura y almacenamiento de repuestos
• Desarrollo de competencias
(conocimientos + habilidades)
De qué hablan los inversionistas
y la alta dirección?
Evaluaciones económicas
Necesidad de conectar el lenguaje técnico con el económico
Corporativo
EVA, Valor
Económico
Agregado
Nivel Estratégico
• Las metas estratégicas del negocio
incluyen aspectos económicos que
requiere, necesariamente, el aporte de
aspectos técnicos relacionados con la
confiabilidad, a nivel operativo, que
reflejen el desempeño de los activos,
los procesos, etc., de acuerdo a una
estructura jerárquica.
Efectividad
de Costos
Efectividad de
Equipos
(MTBF, MTTR,
C, D, M)
Nivel Táctico
Nivel Operativo
Efectividad
de
Inventarios
Efectividad
de Procesos
de Trabajo
Efectividad
de Capital
Efectividad de
Operaciones
(OEE)
Introducción
Evaluaciones económicas y LCC
Programado
Vs. Real
Disponibilidad
& OEE
Inversión
Ingreso
Lucro cesante
Costos
Gastos
Depreciación
Impuesto
Utilidad
Flujo de caja
proyectado
Horizonte
económico
Valor real o
constante
Valor corriente
o nominal
Índices de
Inflación
Flujo de caja
proyectado y
descontado
Tasa de
descuento
Valor de
rescate
Flujo de caja
Evaluación
económica e
Indicadores
VPN o VAN
TIR
Valor futuro
Valor presente
Tiempo recup.
de inversión
EI o IR
LCC
CAE
Costo
Riesgo
Vida
Reman.
Herramientas de análisis de confiabilidad
Evaluaciones económicas
KPIs de evaluaciones
económicas
Valor Presente Neto (VPN)
Es la suma de los flujos de efectivo anuales descontados a valor presente. Equivale a la diferencia del valor presente
de las entradas de flujo de efectivo con las el salidas (egresos) generadas por el proyecto y el importe de la inversión
inicial.
El VPN es positivo cuando la Tasa Interna de Retorno (TIR) es mayor a la tasa de descuento.
𝑆
1
𝑉𝑃𝑁 = (1+𝑘)
+
𝑆2
1+𝑘 2
+
𝑉𝑃𝑁 = σ𝑛𝑡=1
𝑆3
𝑆𝑛
+…+
1+𝑘 3
1+𝑘 𝑛
𝑆𝑡
1+𝑘 𝑡
− 𝐼𝑂
Donde:
S
t
lo
k
n
: flujo de caja neto al termino del año t.
: año para el cual se considera el flujo de caja.
: inversión inicial.
: tasa de descuento: es el retorno requerido mínimo sobre Ia inversión.
: es el tiempo de vida de años (del proyecto).
− 𝐼𝑂
KPIs de evaluaciones
económicas
Tasa Interna de Retorno (TIR)
Es la tasa a la cual el Valor Presente Neto resultante se hace cero. Si el TIR es superior a la Tasa
de Descuento, entonces el proyecto es rentable. Representa la rentabilidad de la inversión.
𝑛
𝑉𝑃𝑁 = −𝐼𝑜 + ෍
𝑡=1
𝑆𝑡
1 + 𝑇𝐼𝑅
𝑡
= −𝐼𝑜 +
𝑆1
𝑆2
+
1 + 𝑇𝐼𝑅
1 + 𝑇𝐼𝑅
+ ⋯+
2
Donde:
S
t
lo
TIR
n
: flujo de caja neto al termino del año t.
: año para el cual se considera el flujo de caja.
: inversión inicial.
: tasa interna de retorno (variable a encontrar por métodos numéricos: tanteo).
: es el tiempo de vida de años (del proyecto).
𝑆𝑛
1 + 𝑇𝐼𝑅
𝑛
=0
KPIs de evaluaciones
económicas
VPN
5000.0
4235.9
3545.2
2919.0
2349.7
1830.8
1356.8
922.5
523.9
157.2
-181.0
-493.4
-782.7
-1050.9
-1300.2
-1532.2
VPN < 0
Tasa Desc
0.0%
2.0%
4.0%
6.0%
8.0%
10.0%
12.0%
14.0%
16.0%
18.0%
20.0%
22.0%
24.0%
26.0%
28.0%
30.0%
VPN > 0
Tasa Interna de Retorno (TIR)
TIR = 18.91%
KPIs de evaluaciones
económicas
Período de recuperación de la
inversión (PRI) - método gráfico
x
Año
0
1
2
3
4
5
6
y
Flujo
Descontado
Acumulado
-7000.0
-5198.2
-3169.1
-1633.6
-447.9
679.6
1588.5
x
Función
FCDA=f(tiempo)
Flujo
Descontado
Acumulado
-7000.0
-5198.2
-3169.1
-1633.6
-447.9
679.6
1588.5
y
Año
0
1
2
3
4
5
6
Función inversa
Tiempo=f(PCDA
)
PRI = 4,38 años
KPIs de evaluaciones
económicas
Resumen de criterios para la
toma de decisiones
A Nivel de
Indicador
Criterio
Cuando utilizarlo
✓
VPN > 0
Proyectos con beneficios diferentes y
vidas iguales
✓
✓
TIR > Costo de Capital
Proyectos con beneficios diferentes,
vidas iguales y con inversión inicial
PRI
✓
✓
PRI menor y < a la vida
económica del proyecto
Proyectos con beneficios diferentes,
vidas iguales y con inversión inicial
IR
✓
✓
IR mayor y > 1
Proyectos con beneficios diferentes,
vidas iguales y con inversión inicial
CAE
✓
✓
CAE menor
Proyectos con beneficios iguales pero
periodos de vida diferentes
CCV
✓
✓
CCV menor
Proyectos con beneficios y ciclos de vida
iguales
Centro de
Trabajo
Instalaciones
y Equipos
VPN
✓
TIR
Evaluación de proyectos
Proceso simplificado de
toma de decisiones en
entre propuestas
Propuesta
“1”
Propuesta
“2”
Planteamiento de
problemas
Propuesta
“3”
Propuesta “n”
Evaluación:
Técnica
y
Económica
Selección de
la(s)
mejor(es)
opción(es)
Herramientas de análisis de confiabilidad
Costos en ciclo de vida
(LCC)
Costos del Ciclo de Vida (CCV)
Que es un Estudio de
Costo de Ciclo de Vida?
El Estudio del Costo del Ciclo de Vida (LCC) es una serie de procedimientos sistemáticos utilizados para compilar y
examinar las entradas y salidas de materiales y energía, así como los impactos ambientales directamente
asociados al funcionamiento del producto o sistema que genera el servicio en su ciclo de vida.
Fuente: ISO 14040.2 Draft: Life Cycle Assessment - Principles and Guidelines
Es una variante de las Evaluaciones Económicas donde se contabilizan todos los Costos ó desembolsos en los que
se incurre, así como las Pérdidas de Oportunidad causadas por los paros programados y no programados durante
la vida de un proyecto, comenzando desde el proceso de investigación (en la etapa de visualización), hasta la
desincorporación física de los activos y la cancelación de cualquier pasivo ambiental, en caso de que exista.
Incluye los costos de desarrollo e inversión, conocidos como CAPEX, así como los costos de operación,
mantenimiento, energía, desarrollo de personal y desincorporación, entre otros, llamados OPEX.
Análisis de Costos de Ciclo de Vida
(CCV)
¿Por qué Costo de Ciclo de Vida (CCV)?
Los nuevos estándares internacionales como el ISO
55000 establecen que las decisiones han de tomarse
con enfoque en la vida total del activo y considerar los
siguientes elementos en términos cuantitativos:
• Confiabilidad y riesgo (a la producción, al
ambiente, a la imagen, a la seguridad,
reparaciones, etc.)
• Costos de operación y mantenimiento.
• Costos de capital
• Eficiencia (costos de producción y/o cantidad
producida)
• Requerimientos legales
• Restricciones de producción (ej. cuellos de botella)
Análisis de Costos de Ciclo de Vida
(CCV)
¿Por qué Costo de Ciclo de Vida (CCV)?
Marcadores (benchmark) típicos de costos en bombas
centrífugas (“Top 10 Global Chemical Manufacturer”, FY 2006)
•
Energía: electricidad, combustibles, vapor, etc.
32 %
•
Mantenimiento: (repuestos, materiales,
consumibles, equipos, talleres internos y externos,
herramientas, personal, overhead, etc.).
20 %
•
Inicial: Procura de equipos principales (pueden ser
desde Ex-work hasta DDP (Incoterms).
10 %
•
Instalación: ingeniería, materiales, equipos
menores y auxiliares (BOP), construcción,
comisionado y pruebas.
9%
•
Operación: personal, materiales, consumibles,
equipos y administrativos operacionales (overhead).
9%
•
Indisponibilidad: impacto en producción o ventas por
paros programados y no programados. Conocido
como lucro cesante o pérdidas de oportunidad.
9%
•
Ambiente: adecuaciones, servicios o
penalizaciones destinadas al cumplimento de
regulaciones ambientales (emisiones, ruidos, etc.)
7%
•
Desincorporación: costos de desinstalación, menos
valor de salvamento (de existir). Incluye, en
algunos casos, los pasivos ambientales.
4%
Fuente Dabbs, Tom.- “Optimizing Total Cost of Ownership (TCO)”, ITT - Plant
Performance Services Group. Fecha de consulta: 10/04/2022. Website:
https://www.gouldspumps.com/ittgp/medialibrary/goulds/website/Literature/White%20Papers/Optimizing_Total_Cost_of_Ownership_final.pdf?ext=.pdf.
Costos del Ciclo de Vida (CCV)
Etapas de la Vida del Activo y la Gestión de Repuestos
Visualización,
conceptual, básica,
Detalle
2%
4%
LCC
Procura,
construcción,
comisionado,
pruebas y arranque
CAPEX
Desarrollo
Desembolsos [$]
33%
36%
Mantenimiento no programado,
lucro cesante (pérdida de
oportunidad) y otros costos
asociados al riesgo de fallas
DESINCORPORACIÓN
Modernización
Operación,
mantenimiento
programado, energía
23%
2%
($) Valor
presente
Obsolescencia,
desincorporación
OPEX
CAPEX
Procura &
construcción
Modernizaciones,
uprates,
sustituciones
Operación y
mantenimiento
Línea de tiempo
Desincorporación
Herramientas de análisis de confiabilidad
Análisis
Costo, Riesgo, Beneficio
(ACRB)
Análisis Costo-Riesgo-Beneficio
Optimización de frecuencia
Fuente: R2M (2021)
Análisis Costo-Riesgo-Beneficio
(ACRB)
de Partes
IMPACTO TOTAL: I(tNúmero
)=C(t)+R(tÓptimo
)
Optimización de Inventario3500
Punto
Óptimo
Punto Optimo
Punto
3000 Optimo
Egresos
1800
1600
Gastos
Egresos
1400
1200
Riesgo
5
Costos
Egresos
200
1200
400
200
0
9
Máximo
95% Certeza
7
8
9
Máximo
95% de Certeza
RIESGO=R(t)
IMPACTO TOTAL: I(t)=C(t)+R(t)
500
1400
600
8
3500
400
800
7
No. Óptimo de Repuestos
5
Punto
Optimo Punto Optimo
3000
1600
0
6
Mínimo
800
1800
Egresos
2000
1000
600
Fuente: R2M
COSTO=C(t)
2500
1500
1000
1000
5
6
Mínimo
2500
COSTO=C(t)
COSTO=C(t)
2000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Riesgo
N o PartesCostos
en Almacen
1500
1000
0
1
2
3
4
500
5
6
7
8
9
10
11
Número
Partes
en Inventario
No de de
Partes
en Almacén
1
2
3
4
5
6
7
8
9
6
7
Mínimo
12
10 11 12
13 14 15
RIESGO=R(t)
16
17 18 19 20
No Partes en Almacen
8
9
Máximo
95% Certeza
Herramientas de análisis de confiabilidad
Estimado de
costo - precisión
Clases y precisión de estimados de costo
Clases y precisión de los estimados de costos
Clasificación basada en la Práctica Recomendada 18R-97 “Sistema de Clasificación de los
Estimados de los Costos de la AACE International (American Association for the Advancement of
Cost Engineering International).
La norma divide los estimados en cinco (5) clases (Clase I a Clase V), correspondientes a distintos
niveles de madurez (o grados de definición) del proyecto. En las fases más tempranas del proyecto
(visualización o conceptual), donde existe poco grado de definición y por tanto mayor incertidumbre,
los estimados se corresponden con los de la Clase V. A medida que el proyecto avanza y se
incrementa su grado de madurez, disminuyendo la incertidumbre, los estimados de costo pasan a
ser progresivamente Clase IV, III, II y finalmente Clase I. Esta última clase, con rangos de precisión,
es característica de procesos en lo que ya se cuenta con precios firmes (contratos otorgados).
Clases y precisión de estimados de costo
Clases y precisión de los estimados
Estimado
Clase
Nivel del
Madurez
(Definición)
del Proyecto
Propósito del
Estimado
Método de Estimación
Rango de Precisión ( %), según
Complejidad del Proyecto [1]
C. Baja
C. Media
C. Alta
V
0% a 2%
Evaluación
Conceptual
Factores por capacidad, modelos
paramétricos, juicio, o analogía
-20 a +30
-35 a +65 -50 a +100
IV
1% a 15%
Estudio o
factibilidad
Factores de equipos o modelos
paramétricos
-15 a +20
-23 a +35
-30 a +50
III
10% a 40%
Autorización de
presupuesto
Costos unitarios semi detallados con
ítems de línea de nivel de ensamblaje
-10 a +10
-15 a +20
-20 a +30
II
30% a 75%
Control u oferta
Costo unitario detallado con metrado
forzado detallado
-5 a +5
-10 a +13
-15 a +20
I
65% a 100%
Estimado para
chequeo u oferta
Costo unitario detallado con metrados
detallados
-3 a +3
-7 a +9
-10 a +15
[1] "Rango de Precisión" (± %) del estimado de costo para un "Nivel de Confianza" del 50%
La Tabla muestra los rangos de precisión de los estimados de costo para cada Clase, dependiendo de la
complejidad del proyecto. Los valores para los proyectos de baja y alta complejidad los establece la Práctica
Recomendada 18R-97, mientras que la categoría de “complejidad media”, con sus valores de precisión, fueron
adicionados por el autor como promedios aritméticos de los valores los extremos.
Clases y precisión de estimados de costo
Clases y precisión de los estimados
La figura, tomada de la Práctica
Recomendada 18R-97, muestra
gráficamente los valores de
precisión señalados en la Tabla
previa, destacando que las
curvas por nivel de complejidad
(alta, media y baja) así como los
rangos de madurez asociados a
cada clase de estimado (Clase I
a Clase V). Se puede observar
cómo, en términos generales, a
medida que incrementa el grado
de definición, disminuye la
incertidumbre y mejora la
precisión de los estimados.
Datos Generales y Entregables del Proyecto
Estatus
Clases y precisión de estimados de costo
Datos Generales del Proyecto
Descripción del Alcance del Proyecto
Producción de la Planta / Capacidad de la Facilidad
Ubicación de la Planta
Suelos e Hidrología
Plan de Proyecto Integrado
Cronograma Maestro del proyecto
Estrategia
de Escalamiento
Datos
Generales y Entregables del Proyecto
Estructura de Descomposición del Trabajo
Estrategia Contractual
Preliminar
(Nivel de Madurez o Grado de Definición), [%]
V
IV
III
II
I
(0 a 2)
(1 a 15)
(10 a 40)
(30 a 75)
(65 a 100)
P
P
D
D
D
D
D
NR
P
D
D
D
NR
P
D
D
D
Estimado de Costo Clase
NR
P
D
D
D
(Nivel
o Grado
de Definición),
[%]
NR de Madurez
P
D
D
D
NR
P
D
D
D
V
IV
III
II
I
(0NR
a 2)
(1 aP15)
(10 D
a 40)
(30 D
a 75) (65 aD100)
Preliminar
P
D
D
Nivel de madurez del proyecto y precisión
delNRP estimado
de costo
Definido
P
D
D
Entregables de Ingeniería
Datos Generales del Proyecto
Diagramas de Flujo en Bloque
Descripción
del Alcance
del Proyecto
Plano
del Terreno
(Plot Plan)
ProduccióndedeFlujo
la Planta
/ Capacidad
de la Facilidad
Diagrama
de Procesos
(PFDs)
Diagrama
de Servicios Públicos (Utilities)
Ubicación de Flujo
la Planta
Diagramas
de tubería e Instrumentación (P&Ids)
Suelos e Hidrología
Balance de Calor y Materiales
Plan de Proyecto Integrado
Lista de Equipos de Procesos
Cronograma
Maestro
del proyecto
Lista
de Equipos
para Servicios
Públicos (Utilities)
Estrategia Eléctricos
de Escalamiento
Unifilares
Especificaciones
de Diseño y Hojas
de Datos
Estructura de Descomposición
del Trabajo
Planos
de Arreglo
general de Equipos
Estrategia
Contractual
Listado de Repuestos
Entregables
Ingeniería
Planos dede
disciplina
Mecánica
Planos
de Disciplina
Eléctrica
Diagramas
de Flujo en
Bloque
Planos
de Terreno
Disciplinas
dePlan)
Sistemas de Instrumentación/Control
Plano del
(Plot
Planos de Disciplina Civil/Estructural/Topografía
Definido
No Iniciado
No Iniciado
NoEstatus
Iniciado
No Iniciado
No Iniciado
Iniciado (I)
Preliminar
Iniciado
(I)
Preliminar
Iniciado
(I)
Iniciado
(I)
Definido
Iniciado
(I)
Definido
Iniciado (I)
No
Iniciado
Iniciado (I)
No
Iniciado
Iniciado
(I)
No
Iniciado
Iniciado
(I)
Iniciado
(I)
No
Iniciado
Iniciado
(I)
No
Iniciado
Iniciado (I)
Iniciado (I)
Iniciado
Iniciado (I)
(I)
Iniciado
Iniciado (I)
(I)
Iniciado (I)
I/P
P
NR
P
NR
NR
NR
NR
NR
NR
NR
NR
NR
NR
NR
NR
NR
NR
NR
NR
NR
I/P
NR
NR
NR
P/C
P
I/P
P
P/C
I/P
P
I/P
P
P/C
P
I/P
P
I/P
P
I/P
I/P
P
PI
NR
NR
NR
P/C
NR
I/P
NR
C
D
C
D
C
C
D
C
D
C
D
C
D
C
D
C
C
D
C
D
P
I/P
I/P
C
I/P
C
I/P
Diagrama de Flujo de Procesos (PFDs)
Iniciado (I)
NR
P/C
C
Diagrama
de
Flujo
de
Servicios
Públicos
(Utilities)
Iniciado
(I)
NR
I/P
C
Nomenclatura de los requerimientos
Diagramas de tubería e Instrumentación (P&Ids)
Iniciado (I)
NR
I/P
C
Datos generales del proyecto
Balance
de
Calor
y
Materiales
Iniciado
(I)
NR
P/C
C
NR
No requerido.
Lista
de Procesos
Iniciado y(I)aprobacion
NR
I/P
C
P de Equipos
Definición
iniciada, con avance intermedio. Al menos una revisión
D de Equipos
Definición
terminada,
revisiones realizadas.Iniciado
Pendiente
Lista
paraavanzada,
Servicios casi
Públicos
(Utilities)
(I) por aprobaciones
NR
I/P finales. C
Unifilares Eléctricos
Iniciado (I)
NR
I/P
C
Entregables
de la Ingeniería
NR
No Requerido:
Entregable
noDatos
requerido.
Especificaciones
de Diseño
y Hojas de
Iniciado (I)
NR
I/P
C
I
ha Iniciado:
en borrador, esquemas básicos Iniciado
o desarrollo
Planos
deSe
Arreglo
generalEntregable
de Equipos
(I) temprano.
NR
I
C
P
Preliminar: Entregable casi terminado con revision multi-funcional, pendiente por rev. y aprob. final.
Listado
de
Repuestos
Iniciado
(I)
NR
NR
P
C
Completo: Entregable aprobado.
Planos de disciplina Mecánica
Iniciado (I)
NR
NR
I/P
C
D
C
D
C
C
D
C
D
C
D
C
D
C
D
C
C
D
C
D
P
P/C
P/C
C
P/C
C
P/C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
P
P/C
C
D
C
D
C
C
D
C
D
C
D
C
D
C
D
C
C
D
C
D
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
Datos Generales y Entregables del Proyecto
Estatus
Estimado de Costo Clase
(Nivel de Madurez o Grado de Definición), [%]
V
IV
III
II
I
(0 a 2)
(1 a 15)
(10 a 40)
(30 a 75)
(65 a 100)
Datos Generales del Proyecto
Descripción del Alcance del Proyecto
Producción de la Planta / Capacidad de la Facilidad
Ubicación de la Planta
Suelos e Hidrología
Plan de Proyecto Integrado
Cronograma Maestro del proyecto
Estrategia de Escalamiento
Estructura de Descomposición del Trabajo
Estrategia Contractual
Preliminar
Preliminar
Definido
Definido
No Iniciado
No Iniciado
No Iniciado
No Iniciado
No Iniciado
P
P
NR
NR
NR
NR
NR
NR
NR
P
P
P
P
P
P
P
P
P
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
Entregables de Ingeniería
Diagramas de Flujo en Bloque
Plano del Terreno (Plot Plan)
Diagrama de Flujo de Procesos (PFDs)
Diagrama de Flujo de Servicios Públicos (Utilities)
Diagramas de tubería e Instrumentación (P&Ids)
Balance de Calor y Materiales
Lista de Equipos de Procesos
Lista de Equipos para Servicios Públicos (Utilities)
Unifilares Eléctricos
Especificaciones de Diseño y Hojas de Datos
Planos de Arreglo general de Equipos
Listado de Repuestos
Planos de disciplina Mecánica
Planos de Disciplina Eléctrica
Planos de Disciplinas de Sistemas de Instrumentación/Control
Planos de Disciplina Civil/Estructural/Topografía
Iniciado (I)
Iniciado (I)
Iniciado (I)
Iniciado (I)
Iniciado (I)
Iniciado (I)
Iniciado (I)
Iniciado (I)
Iniciado (I)
Iniciado (I)
Iniciado (I)
Iniciado (I)
Iniciado (I)
Iniciado (I)
Iniciado (I)
Iniciado (I)
I/P
NR
NR
NR
NR
NR
NR
NR
NR
NR
NR
NR
NR
NR
NR
NR
P/C
I/P
P/C
I/P
I/P
P/C
I/P
I/P
I/P
I/P
I
NR
NR
NR
NR
NR
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
P
I/P
I/P
I/P
I/P
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
P
P/C
P/C
P/C
P/C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
Nomenclatura de los requerimientos
Datos generales del proyecto
NR
No requerido.
P
Definición iniciada, con avance intermedio. Al menos una revisión y aprobacion
D
Definición avanzada, casi terminada, revisiones realizadas. Pendiente por aprobaciones finales.
Entregables de la Ingeniería
NR
No Requerido: Entregable no requerido.
I
Se ha Iniciado: Entregable en borrador, esquemas básicos o desarrollo temprano.
P
Preliminar: Entregable casi terminado con revision multi-funcional, pendiente por rev. y aprob. final.
C
Completo: Entregable aprobado.
Clases y precisión de estimados de costo
Metodologías para estimados Clase V y IV [AACE Int., 2016; Amsterdam, 2018]
AACE International Práctica Recomendada No. 18R-97
Clase Costo
Método
(basados en principios estocásticos)
V
IV
Curvas y factores [costo/capacidad]
Factores de escalación de operaciones
Factores Lang
Factores Chilton
Factores Hand
Factores Peters-Timmerhaus
Factores Guthrie
Otros técnicas de modelado paramétricas
Metodo Miller
Equipment factors
Razón de costos brutos de unidades
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
Tipo Básico de Formulación
"Tipo Williams" "Tipo Lang"
"Tipo Hand"
Ref.
Año
[1]
1947
●
[4[, [5], [6] 1947-1948
[2]
1950
[3]
1958
[7], [8]
1958-1991
[9], [10]
1969-1974
[11]
1965
●
●
●
●
●
Referencias:
[1] R. Williams Jr., "“Six-Tenths Factor” Aids in Approximating Costs," Chemical Engineering,Vol. 54, pp. 124-125, December 1947.
●
●
Factores Hand
●
●
Factores Peters-Timmerhaus
●
●
Factores Guthrie
●
●
Otros técnicas de modelado paramétricas
●
●
Metodologías
para
estimados
Clase
Metodo Miller
●
Equipment factors
●
Razón de costos brutos de unidades
●
[3]
1958
[7], [8]
1958-1991
Clases y precisión de estimados de costo
[9], [10] 1969-1974
●
●
V y [11]
IV [AACE
2018]
1965 Int., 2016; Amsterdam,
●
Referencias:
[1] R. Williams Jr., "“Six-Tenths Factor” Aids in Approximating Costs," Chemical Engineering,Vol. 54, pp. 124-125, December 1947.
[2] C.H. Chilton, "“Six Tenths Factor” Applies to Complete Plant Costs," Chemical Engineering,Vol. 57, pp. 112-114, April 1950.
[3] W.E. Hand, "From Flow Sheet to Cost Estimate," Petroleum Refiner, Vol. 37, pp. 331-334,September 1958.
[4] H.J. Lang, "Engineering Approach to Preliminary Cost Estimates," Chemical Engineering,Vol. 54, pp. 130-133, September 1947.
[5] H.J. Lang, "Cost Relationships in Preliminary Cost Estimates," Chemical Engineering, Vol. 54, pp. 117-121, October 1947.
[6] H.J. Lang, "Simplified Approach to Preliminary Cost Estimates," Chemical Engineering,Vol. 55, pp. 112-113, June 1948.
[7] M.S. Peters, Plant Design and Economics for Chemical Engineers, New York: McGraw-Hill,1958.
[8] M.S. Peters and K.D. Timmerhaus, Plant Design and Economics for Chemical Engineers(4th ed.), New York: McGraw-Hill, 1991.
[9] K.M. Guthrie, "Data and Techniques for Preliminary Capital Cost Estimating," ChemicalEngineering, Vol. 76, pp. 114-142, March 1969.
[10] K.M. Guthrie, Process Plant Estimating, Evaluation and Control, Carlsbad: CraftsmanBook Company of America, 1974.
[11] C.A. Miller, "New Cost Factors give Quick, Accurate Estimates," Chemical Engineering, Vol.72, pp. 226-236, September 1965.
●
HERRAMIENTAS
METODOLOGÍAS DE CONFIABILIDAD
RCS
Optimización de
inventario de
repuestos
Políticas de Inventarios
Criterios de reposición
Min-Max
•
Pedido se genera cuando el
inventario llega a nivel MIN.
•
Cantidad del pedido es la
diferencia para llegar nuevamente
al nivel MAX (pedido variable).
•
Punto y cantidad de pedido
Frecuencia constante de compra
•
Pedido se genera cuando el
inventario llega a nivel MIN, es
decir, el punto de pedido PP.
•
Pedido se genera en base a
tiempo, a una dada frecuencia
determinada.
•
Cantidad (constante) del pedido
CP se calcula para minimizar el
costo total de procura, es decir,
se obtiene como la Cantidad
Económica de Pedido (CEP /
EOQ)
•
Por lo general, la cantidad del
pedido es variable, para reponer
el nivel MAX del inventario, a fin
de evitar acumulación
significativa de inventario por
encima del MAX
•
Inventario nunca supera su nivel
MAX.
Inventario nunca supera su nivel
MAX.
Políticas de Inventarios
Cantidad (lote) económico de pedido (LEP)
Políticas de Inventarios
Modelo integral de gestión
Filosofía Operacional
Unidades
Instaladas
Comparación
Base de datos
Filosofía
Operacional Actual
OPTIMO,
RCS,
SEGURIDA
D, ETC.
Precio Unitario
“Inventario” del
SAP/MM
Número Óptimo
Movimientos
del SAP/MM
Catálogo del
fabricante
Repuestos de
Baja Rotación
Análisis ABC
PP, LEP,
MIN-MAX,
SEGURID.
Máximos y
Mínimos
Repuestos Alta
Rotación
Políticas de Inventarios
Modelo integral de gestión
LEP/NDP
Alta Rotación
Smax Smin
Ítems
Baja Rotación
NOR/OCR/RCS
Políticas de Inventarios
Cantidad (lote) económico de pedido (LEP)
Lote Económico de Pedido (LEP)
Esta es la cantidad de pedido para la cual el costo total es mínimo para compras futuras durante el
periodo para el cual fue planificado el inventario.
LEP =
200 * D * A
I * Cu
Donde;
LEP:
D:
A:
I:
Cu:
Lote económico de pedido cantidad a comprar. (Unidades)
Demanda anual del repuesto. (Unidades/Und Tiempo)
Costo de realizar el pedido. (Unidad monetaria)
Costo de almacenamiento del repuesto expresado en porcentaje de su costo unitario. (%)
Costo unitario del artículo. (Unidad monetaria)
Políticas de Inventarios
Número de pedidos
Número de Pedidos (NDP)
•
Es la cantidad de pedidos que se realiza en un periodo, basándose en el número de unidades calculadas
previamente en el lote económico de pedido, es decir la cantidad de veces que se debe comprar el lote económico
en un periodo especifico.
𝐍𝐃𝐏 =
𝐈 ∗ 𝐃 ∗ 𝐂𝐮
𝟐𝟎𝟎 ∗ 𝐀
Donde;
NDP :
Número de pedidos. (veces/ und. tiempo)
D:
Demanda anual del repuesto. (unidades/und. tiempo)
A:
Costo de realizar el pedido. (unidad monetaria)
I:
Costo de almacenamiento del repuesto expresado en porcentaje de su costo unitario. (%)
Cu:
Costo unitario del artículo. (unidad monetaria)
Políticas de Inventarios
Nivel Mínimo (Smin)
Nivel Mínimo (Smin)
•
Representa el nivel de referencia inferior en una gestión de inventarios planificada, también se define como la
mínima cantidad que se debe tener en las instalaciones de la empresa para la gestión de inventario.
S min =
TE *TUP
365dias
Donde;
TE :
Tiempo de entrega o reabastecimiento (*)
TUP :
Tasa de utilización promedio (media de las demandas Di anuales)
Di:
Demandas individuales en el año
n:
Número de demandas en el año
(*) Para los casos en que varía la tendencia del TE, se recomienda usar una media móvil en lugar de un
promedio aritmético
Políticas de Inventarios
Inventario de seguridad
Inventario de Seguridad (SS)
•
Es el inventario adicional que se mantiene para protegerse contra los cambios y desviaciones
en la demanda o demoras en el reaprovisionamiento durante el periodo para el cual fue
planificado
𝑆𝑆 = 𝑆𝑚𝑖𝑛 ∗ 𝐹𝑆 ∗
• Donde;
SS:
SMin:
DAP:
TUP:
𝐷𝐴𝑃
𝑇𝑈𝑃
Nivel de inventario de seguridad. (Und)
Nivel de inventario mínimo. (Und)
Desviación absoluta promedio. (Und/intervalo tiempo)
Tasa de utilización promedio mensual. (Und/intervalo tiempo)
Políticas de Inventarios
Cantidad Inventario de
Seguridad para nivel de
confianza (Poisson)
l
t N
[h]
Respuesta:
[fallas/hr]
Sp = 6 items
8000 hrs
4
N
: 110 items
l
: 2,0 x 10-6
t
: 8,000 hrs
P
: 0.95
Calcular el número de repuestos sp
5
3
Respuesta (del nomograma):
1
2
3
4
5
Ubicamos el valor 2,0x10-6 sobre la línea “l” del nomograma.
Marcamos el punto.
Ubicamos el valor 110 sobre la línea “N”. Marcamos el punto.
Trazamos línea recta entre los dos puntos de los pasos
, marcamos el punto de corte de esta con la línea “I”.
1
y
2
Ubicamos el valor 8,000 sobre la línea “t”. Marcamos el punto.
3
4
Trazamos línea recta entre los dos puntos de los pasos y
, marcamos el punto de corte de esta con la línea “sp”. Leemos
el valor del número de repuestos (sp) sobre la escala p=0.95
ubicada en el lado derecho de la línea “sp”.
110 items
2
2,0x10-6
1
Políticas de Inventarios
Cantidad Inventario de Seguridad para nivel de confianza
Cantidad de componentes Sp que se requieren para garantizar
(nivel de confianza), con una probabilidad p(s,t) la disponibilidad
de repuestos en un tiempo misión t, de un sistema compuesto
por N componentes, con tasa de falla l, viene determinada por
la siguiente ecuación (distribución de Poisson):
p 𝑠𝑝 , 𝑡 = 𝑒 −𝑁𝜆𝑡
(𝑁𝜆𝑡)0
0!
+
(𝑁𝜆𝑡)1
1!
+
(𝑁𝜆𝑡)2
2!
+ ..+
(𝑁𝜆𝑡) 𝑠𝑝
𝑠𝑝 !
Donde:
N
l
t
: número de componentes, conectados en serie
(falla de uno causa la falla del sistema completo)
: tasa de falla (constante). El componente opera
dentro de la zona de fallas aleatorias
: tiempo misión
Fuente: Tomasek, K.S. (1970).- Calculation of the required number of spare parts.
Technical notes. Pergamon Press, 1970. Vol. 9, pp. 77-78.
Costo-Riesgo-Beneficio
Optimización de inventario de repuestos – Stock de seguridad por Montecarlo
1680
1000
Min
Min
Promedio
5
8.98
Max
Desv. Estand.
16
1.57
Tiempo
misión
[hrs]
Número
de
trials
1680
1000
Promedio
5
8.98
Max
Desv. Estand.
16
1.57
1.0
0.25
1.0
0.20
0.8
0.20
0.8
0.15
0.6
0.15
0.6
0.10
0.4
0.10
0.4
0.05
0.2
0.05
0.2
0.0
0.00
0.00
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
Probabilidad
0.25
Probabilidad acumulada
Número
de
trials
Probabilidad acumulada
Probabilidad
Tiempo
misión
[hrs]
0.0
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
Cantidad probable de fallas (demandas del item) presentadas durante el "lead time"
Cantidad probable de fallas (demandas del item) presentadas durante el "lead time"
Numero de fallas
(demandas del
respuestos)
Prob. de que se
presenten
exactamente 8 fallas
Prob. (acumulada) de
que se presenten no
mas de 8 fallas
Prob. (acumulada) de
que se presenten mas
de 8 fallas
Numero de fallas
(demandas del
respuestos)
Prob. de que se
presenten
exactamente 12 fallas
Prob. (acumulada) de
que se presenten no
mas de 12 fallas
Prob. (acumulada) de
que se presenten mas
de 12 fallas
8
0.232000
0.398000
0.602000
12
0.041000
0.983000
0.017000
Políticas de Inventarios
Cantidad de repuestos? – estimaciones RAM
Simulaciones RAM, probabilísticas (Montecarlo), apoyados en representaciones gráficas de diagramas de bloques de confiabilidad (RBD). Se
caracterizan los bloques con sus funciones de distribución de densidad de probabilidad (pdf) para los indicadores TPF (tiempo para falla) y
TPR (tiempo para reparar), así como los repuestos requeridos para la restitución de la función.
Listas consolidadas de repuestos
Listas consolidadas de repuestos
SERIAL
No.
MODEL
NUMBER OF UNITS
TAG.
No.
CUSTOMER
The items
mentioned on
this page are
relevant to the
serial number
shown in the
column " Z "
SPARE PARTS
LIST
ENGINEERING BY
SPARE PARTS QUOTATION No.
M.Nunziati
DATE
ENQUIRY
NOTES: Column "W" shows the Interchangeable components and relevant position N ° (W1, W2, W3, etc....)
on the attached "Interchangeable Parts List".
R = Refurbisheable Material.
@ = The offered quantity is evaluated considering all of the interchangeable items staded on
relevant "Interchangeable Parts List".
* = Part required for the inspection.
DATE
PROJECT:
SITE OF INSTALLATION
*
UNIT:
PLANT
GAS T URBIN E
14
1,925.04
18
REMARKS
Phisical Customer Stock
14
1,198.74
N°1 M ajor
Ins pection
1,101.73
(See position indicated below)
DELIVERY TIME
W EEKS
Qty. Ordered
By .........................
N°1 Hot Gas Path
+ Axial Compressor
Inspection
Recommended
By .......................
N° 1
Hot Gas Path
Inspection
N° 1 Combustion
Chamber Inspection
N°1 M ajor
Inspection
Capital
Spares
N°1 Hot Gas Path
+ Axial Compressor
Ins pection
Operational
Spares
N° 1
Hot Gas Path
Inspection
N° 1 Combustion
Chamber Inspection
Co mmissioning
& Start-Up Spares
Capital
Spares
Operational
Spares
Co mmissioning
& Start-Up Spares
IN STAND-BY
Phisical Customer Stock
NUMBER OF UNITS
IN TERCHANGEABLE P ARTS
IN OPERATION
Preservación
•
Preservación: acción de evitar daños en los recursos existentes (conservación, protección,
resguardo de la función del equipo).
•
El objetivo de un procedimiento de preservación es asegurar que el activo mantenga su
integridad técnica mientras no se encuentra en funcionamiento y que presente la menor
cantidad de problemas posibles al momento de su puesta en marcha de una forma adecuada y
económica.
Fuente: Cortec (https://issuu.com/ipcm/docs/ipcm_pc_41_april_2022/42)
Preservación
Durante el envío y almacenaje
Las especificaciones de procura de los repuestos deben incluir los requisitos necesarios de embalaje y
preservación que aseguren la integridad del mismo durante su transportación (tierra, mar, aire) y
almacenamiento. Algunos de estos requisitos están establecidos en normas internacionales.
9.2.8. Preparación para el Envío
9.2.8.1
Si se compra un rotor de repuesto, se debe preparar para
almacenamiento bajo techo, sin calefacción, por 3 años. La preparación debe
incluir tratamiento para prevenir la corrosión y envoltorio con barrera de
liberación lenta de inhibidor de corrosión. El rotor debe embalarse para el tipo
de envío especificado. Debe proporcionarse un material resiliente [que no
sea plomo, tetrafluoroetileno (TFE) o PTFE] de al menos 0.12 pulg (3 mm) de
espesor entre el rotor y su estructura de soporte; el soporte no debe estar en
el área de cojinetes. Se debe incorporar un elemento para prevenir el
movimiento del rotor dentro del estator.
Si se especifica, el rotor de repuesto y los elementos tipo “cartucho” se deben preparar para el almacenamiento vertical. El
rotor debe suspenderse en su extremo acoplado, a través de un accesorio que sea capaz de soportar 1.5 veces su peso, sin causar daño
al eje. El elemento tipo “cartucho” debe ser soportado desde la tapa de cubierta de la carcasa (con el rotor colgado desde su cojinete de
empuje).
9.2.8.2
9.2.8.3
Si se especifica, se deberá suministrar un contenedor diseñado para el almacenamiento vertical del rotor o del “cartucho”.
9.2.8.3
Si se especifica, se deberá suministrar un contenedor diseñado para contener gas inerte durante el almacenamiento.
Fuente: API 610 (2021).- Centrifugal Pumps for Petroleum, Petrochemical, and Natural Gas Industries
HERRAMIENTAS
METODOLOGÍAS DE CONFIABILIDAD
KPIs
Indicadores
Claves de
Desempeño
Indicadores claves (KPIs)
Definición
Un indicador clave de desempeño o KPI (por
sus siglas en inglés: “Key Performance
Indicator”) es una medida del rendimiento de un
proceso, organización o empresa, en la
consecución de sus objetivos estratégicos.
Se utilizan en inteligencia empresarial para
reflejar el estado actual de un negocio y definir
su línea de acción futura.
No se puede controlar
lo que no se mide
W. Edwards Deming
Los KPIs deben ser:
ESPECIFICOS
MEDIBLES
ALCANZABLES
REALISTAS / IMPORTANTES
OPORTUNOS
Fuente: Wikipedia [Webisite:
https://es.wikipedia.org/wiki/Indicador_clave_de_rendimiento#:~:text=Los%2
0indicadores%20clave%20de%20rendimiento,un%20seguimiento%20de%2
0los%20KPI]. Fecha de consulta: 06/Oct/2022
Indicadores claves (KPIs)
KPIs en los diferentes niveles
Corporativo
• El logro de metas estratégicas del negocio
requiere necesariamente de la definición y
monitoreo de indicadores claves (KPIs) que
reflejen el desempeño de los activos, los
procesos, etc., de acuerdo a una estructura
jerárquica.
EVA, Valor
Económico
Agregado
Nivel Estratégico
Efectividad
de Costos
• Estos indicadores integran, en forma de
Nivel Táctico
Efectividad
de Capital
cadena, con los KPIs de los niveles
superiores.
• Comparados con una referencia
(benchmarking), sirven para la definición de
un plan de acción de cierre de brecha y
mejora continua en: disponibilidad,
producción, seguridad, satisfacción del
cliente, gestión del cambio, monitoreo de
procesos
Efectividad de
Equipos
(MTBF, MTTR,
C, D, M)
Nivel Operativo
Efectividad
de
Inventarios
Efectividad
de Procesos
de Trabajo
Efectividad de
Operaciones
(OEE)
Indicadores claves (KPIs)
Benchmarking
Ejemplo Tablero de KPIs y cuartiles [Solomon].
En palabras de David T. Kearns, Director General de Xerox
Corporation y promotor del proyecto, “benchmarking es el proceso
continuo de medir productos, servicios y prácticas contra los
competidores más duros o aquellas compañías reconocidas como
líderes en la industria".
Fuente:
Ramos, Roberto (2005).- Benchmarking. [Website:
http://www.geocities.ws/roberto_ramos_pereira/ger
b/iee/Articulos/rbench.htm]. Fecha de consulta:
06/Oct/2022
Indicadores
Negocio
Costo de Mantenimiento / Valor de Reemplazo de Activos, %
Costo de Producción por Unidad de Salida
Cuartiles
1er
2do
3er
4to
2.0-2.5
2.5-3.0
3.0-3.5
>3.5
Varía de acuerdo a la Unidad de Producción
Instalaciones - Equipo
Disponibilidad Mecánica, %
Utilización de activos con respecto a su capacidad, %
>97
>89
95-97
80-89
80-95
70-79
<80
<70
<=1.0
1.0-2.0
2.0-3.0
>3.0
Trabajo Planeado / Trabajos Totales, %
Backlog, semanas
>85
3-4
75-85
4-6
65-75
6-8
<65
>8
Cumplimiento de Programas, %
Trabajo de emergencia, %
>90
<15
75-90
15-25
60-75
25-35
<60
>35
Tiempo extraordinario, %
<5
5 - 10
10 - 20
>20
Índice de Paros No Programados, %
Planeación y Programación
Operación Segura
David T. Kearns
Tipos de benchmarking (comparación con):
•
•
•
•
Interno:
Competitivo:
Funcional:
Genérico:
entre departamentos o empresas del mismo grupo.
con los mejores competidores directos.
con empresas líderes de cualquier ramo.
con las mejores prácticas o procesos de las empresas.
Cumplimiento de Programas de Producción, %
Índice de Energía Consumida, %
Equipos críticos operando fuera de rangos operacionales, %
Sistemas de Control fuera de servicio, número
Mantenimiento Preventivo y Predictivo
Mantenimiento Preventivo-Predictivo / Mantenimiento Total, %
Análisis de Fallas completos (ACR), %
Cumplimiento de mantenimiento preventivo y predictivo, %
Efectividad de Programas de Confiabilidad
Tiempo Medio Entre Fallas
Tiempo Medio Para Reparar
Fallas detectadas previas a la falla, %
Nivel de Vibraciones promedio, pulgadas/segundo
Fallas por lubricación / Fallas totales, %
>95
<100
90 - 95
75 - 90
100 - 120 120 - 140
<75
>140
<5
0
5 - 10
1–3
10 - 15
3–5
>15
>5
60
40-60
20-40
<20
>95
>95
80-95
90 - 95
60-80
75 - 90
<60
<75
Varía de acuerdo al Tipo de Equipo
Varía de acuerdo al Tipo de Equipo
>95
80 - 95
50 - 80
<50
~0.08
0
0.08-0.12 0.12-0.15
<5
5-20
>0.15
>20
Indicadores claves (KPIs)
Fuentes de Información KPIs
76
indicadores
• Documento emitido por la Sociedad de Profesionales
de Mantenimiento y Confiabilidad (SMRP) en año
2020, con las mejores practicas para la definición de
un sistema de indicadores claves de gestión (KPIs)
asociadas a la gestión del mantenimiento.
• No es una norma. Es una práctica recomendada.
• 76 indicadores distribuidos en 5 pilares:
✓ Gestión del negocio.
✓ Confiabilidad de proceso de manufactura.
✓ Confiabilidad de equipo.
✓ Organización y liderazgo.
✓ Gestión del trabajo.
Indicadores claves (KPIs)
Fuentes de Información KPIs
• Norma emitida por la Federación Europea de
Sociedades de Mantenimiento (EFNMS)
183
indicadores
• Única norma de carácter internacional que define, de
manera específica, un conjunto de indicadores claves
de gestión (KPIs) asociadas a la gestión del
mantenimiento.
• Existen versiones traducidas al español, adoptadas
por otros paises (incluyendo LATAM) como parte de
su sistema nacional de normas.
Indicadores claves (KPIs)
Fuentes de Información KPIs
Mantenimiento dentro de la Gestión de Activos Físicos, PHA
(20)
Administrac
.y
Suministro
A&S
de Mantenimiento (EFNMS)
Edición del 2019 modifica sustancialmente la revisión
71 vs 183 previa de la norma (2007)
HSE en
Mantenim.
HSE
(22)
(29)
Organizaci
ón y
Soporte
O&S
Gestión del
Mantenim.
M
(22)
(30)
Ingeniería
de
Mantenim.
E
Competenc
ia del
Personal
P
(19)
(21)
Tecnologías de Información y Comunicación, ICT
(20)
Norma emitida por la Federación Europea de Sociedades
Indicadores claves (KPIs)
Fuentes de Información KPIs
Subfunciones, herramientas y
tecnologías
KPIs
Areas principales
Maintenance within physical asset
management, PHA
20
Sustentabilidad
(3)
Capacidad, efectividad
integridad (8)
Nivel de servicio
(2)
Económicos
(7)
Health - Safety Environment, HSE
22
Cumplimiento con
reglas y leyes (3)
Registros estadísticos
(9)
Prácticas seguras
(5)
Prevención y mejoras
(5)
Gestión de mantenimiento, M
22
Estrategia
(3)
Función
(9)
Evaluación técnica
(5)
Mejora contínua
(5)
Competencia del personal, P
21
Gerente de
mantenimiento (3)
Ingeniería de mantenimiento, E
19
Capacidad y criticidad
de los activos (3)
Organización y soporte, O&S
30
Estructura y soporte
(8)
Administración y suministro, A&S
29
Económicos
(6)
Presupuesto y control
(13)
Servicios
subcontratados (6)
Materiales y repuestos
(4)
Tecnologías de comunicación e
información, habilitadoras, ICT
20
Gestión
(6)
Administración y
suministro (4)
Organización y soporte
(3)
Engineering
(7)
Supervisor e engeniero Técnicos y especialis.
de mantenimiento (6) en mantenimiento (3)
Durabilidad
(6)
Mantenimiento
preventivo (7)
Planificación y control Efectividad productiva
(14)
(6)
Educación
(9)
Mejoras contínuas de
ingeniería (3)
Calidad
(2)
183
indicadores
HERRAMIENTAS
METODOLOGÍAS DE CONFIABILIDAD
Obsolescencia
Obsolescencia y etapa del ciclo de vida de un item
En el marco de esta presentación, y acorde con la
definición del estándar IEC, se entiende por
obsolescencia el lapso de tiempo que inicia con la
“notificación de retiro” de un item (incluyendo sus
repuestos y servicios), de parte del fabricante original
(OEM / OCM), hasta el momento en el cual es
retirado (descontinuado) por completo del mercado.
Gestión de la obsolescencia
Vida útil estimada
Planificación
Generación de listas
BOM (sistemas,
equipos,
componentes)
Visita de campo /
Inspección visual
Opinión de expertos
cambios tecnológicos
Tiempo de operación
Consultas a
OEM/OCM
Vida útil remanente
Horizonte económico de
la actividad productiva
Grado de madurez del
producto en mercado
Nivel de criticidad
Muy crítico. Gestión de obsolescencia proactiva.
Evaluación a nivel de equipos y componentes.
Crítico. Gestión de obsolescencia proactiva.
Evaluación a nivel de sistemas y equipos.
Medio. Gestión de obsolescencia reactiva.
Evaluación a nivel de sistemas y equipos
Bajo. Gestión de obsolescencia reactiva.
Evaluación a nivel de sistemas y equipos
Cambios en estándares
y legislaciones
Consulta al
OCM/OEM
Fabricantes originales
Aseguramiento de
inventarios propios
Fabricantes autorizados
por OEM/OCM
Convenios de suministro
de partes y servicios
Fabricantes genéricos
calificados
Ingeniería en reverso
(laser scan + CAD/CAE)
Canibalización
Reparaciones,
reconstrucciones
Retiro
Grado de obsolescencia
Evaluación de riesgo
Declinación
Saturación
Madurez
Crecimiento
Introducción
Bajo
Disponibilidad del
producto
Área
Diseño y validación de la matriz de riesgo
Estrategias
Descontinuado
Seguridad
Ambiente
Producción
Costos
Medio
Alto
l
l
l
Perfil de producción
futuro
Demanda de equipos
y
componentes
l
Costos (remplazo)
Mantenimientos
programados
Fallas
HERRAMIENTAS
METODOLOGÍAS DE CONFIABILIDAD
Confiabilidad
desde el Diseño
Repuestos desde el diseño (fase del IPC)
Oportunidad de impactar el proyecto
Impacto de la gestión de repuestos en el proyecto
Fuente: S. Arendt.- Project success assurance for major CAPEX, best
practices and lessons learned. ABS Group.
Fuente: Managin the development of building projects for better results. Project Management
Wisdom (MAX’s) (http://www.maxwideman.com/papers/managing/stages.htm)
Confiabilidad desde el diseño
Estudios y técnicas pertinentes
Visualización,
conceptual, básica,
Detalle
Procura,
construcción,
comisionado,
pruebas y arranque
Modernizaciones,
uprates,
sustituciones
Operación y
mantenimiento
O&M
IPC
Actividades
I&D, FEL Detalle
Procura &
construcción
DESINCORPORACIÓN
Modernización y
extensión de vida
útil
Eventos no programados, pérdida
de producción, lucro cesante y
otros riesgos asociados a las fallas
Eventos de operación y
mantenimiento
programados
Influencia
Línea de tiempo
Confiabilidad
desde el Diseño
Obsolescencia,
desincorporación
Confiabilidad durante la Operación y Mantenimiento
Desincorporación
El ciclo de vida
API 691 Risk Assessment Process
Fuente: Figura A1 de ISO RP 691 (2017).- Risk-based Machinery Management
Detección de
Evaluación de
Riesgo
Identificación de
Máquina API 691
Definir alcance de
Evaluación de
Riesgo de la
Máquina
Definir alcance de
Evaluación de riesgo de
la Máquina
Analizar los Riesgos
de la Máquina
Identificar y Analizar los
riesgos de la Máquina
Clasificación del
Riesgo de la
Máquina
Realizar la clasificación
del Riesgo
¿Han sido
mitigados los
riesgos
identificados?
NO
Revisión y aplicación de acciones de
mitigación de riesgo adicional
Visualización - Ing.
Conceptual
Ingeniería Básica
Instalación y
Comisionamiento
Ingeniería de Detalles
Operación y
Mantenimiento
• Validación analítica.
• Prueba de Prototipo.
• Evaluación preliminar de
riesgo.
• Evaluación de riesgo
detallado.
• N/A.
• Evaluación de Riesgo en
Campo.
•
•
•
•
• Sistema (O).
• Equipo (M, O).
• Componente (M, O).
• Equipo (M, O).
• Componente (M, O).
• Equipo (M, O).
• Equipo (O).
• Componente (O).
• Categorización del riesgo
técnico (M, O).
• TRL (M).
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
• PSSR (O).
• Prueba de rendimiento
(OEM, O).
• Chequeos de integridad y
seguridad (O).
•
•
•
•
• Categorización del Riesgo
Técnico (M, O).
• TRL (M).
• Matriz de riesgo.
• COF (sólo).
• RPN.
• N/A.
• Matriz de riesgo.
• COF (sólo).
• RPN.
Sistema (O).
Equipo (M, O).
Componente (M).
Sub-componente (M).
SI
HAZOP (O).
Análisis ¿Qué pasa si?
COF, POF (O).
LOPA (O).
DFMEA (M).
RAM 1 (O).
Completa la Evaluación de
Riesgo
COF, POF (O).
LOPA (O).
DFMEA (M).
PFMEA (M, O).
RAM 2 (O)
• Matriz de riesgo.
• COF (sólo).
• RPN.
COF, POF (O).
PFMEA (O).
Pruebas de campo (O).
Chequeos de integridad y
seguridad (O).
Donde:
(O): Operador o contratista del IPC (EPC).
(M): Fabricante (Manufacturer).
Las designaciones para la acción responsable pueden diferir de lo acá mostrado, y
pueden estar especificadas en la Hoja de Datos API 691 para aplicaciones
individuales.
Análisis RAM y la Gestión de Activos
Confiabilidad desde el diseño - etapas de un proyecto
Revisión Estado del Arte y Tecnologías
Selección de Tecnologías y Arreglos, RAM I
Dimensionamiento de Equipos
Potencial para Impactar Valor
AC, AMEF, RAM II, Capacidad Efectiva y Costo Ciclo Vida. Cuellos de
botella
Especificaciones Técnicas Equipos Mayores
Documento Solicitud Ofertas DSO (incluye RAM II)
Evaluación Técnica de Ofertas (por Costos en Ciclo de Vida)
Auditoría y Revisión Técnica del Diseño.
Análisis de Constructibilidad y Mantenibilidad (maqueta 3D)
RAM III
Número Óptimo Repuestos y Planes Mtto.
QAQC, Pruebas FAT & SAT
Autorización
I&D
Ing. Conceptual y Básica (FEL)
Ing. Detalle
Construcción
Arranque
Confiabilidad desde el diseño
Estudios de mantenibilidad (maqueta 3D)
Indicador o parámetro que define la facilidad con que un item puede ser mantenido. Depende, entre otros, de los
siguientes factores: modularidad, ergonomía, simplicidad y estandarización.
Es altamente dependiente del diseño, por lo que los estudio de mantenibilidad en la fase de diseño tienen un impacto
determinante.
Ejemplo concreto: turbina a gas
•
Desarrollo conjunto de OEM (GE) con usuario [TCPL]
•
Reducción tiempo de Inspección y remplazo de
máquina
•
Extensión intervalo de Mantenimiento.
1
día
Vs
7-21
días
HERRAMIENTAS
METODOLOGÍAS DE CONFIABILIDAD
Conclusiones
HERRAMIENTAS
METODOLOGÍAS DE CONFIABILIDAD
Normatividad
aplicable
Normatividad aplicable
Normas / Estándares
Análisis Criticidad
• MIL-STD-882D: Criticality Analysis
• NORSOK Z-CR-008: Criticality Classification Method
Confiabilidad, Disponibilidad y Mantenibilidad
• DoD - Guide for achieving Reliability, Availability, and Maintainability.
• DoD-3235.1-H:Test & Evaluation of System Reliability, Availability and Maintainability.
• IEC-1078: Reliability Block Diagrams
• IEC-61078: Analysis techniques for dependability, Reliability block diagram method.
• IEC-61025: Fault tree analysis.
• IEC-61165: Application on Markov techniques.
• ISO-12489: Petroleum, petrochemical, and natural gas industries – Reliability modelling & calculation of safety
systems.
Mantenimiento Centrado en Confiabilidad
• BS-5760-5: Guide to failure modes, effects & criticality analysis (FMEA & FMECA).
• IEC-50(191): Procedure for Failure Mode and Effect Analysis (FMEA)
• IEC-60300-3-11: Reliability centered management.
• IEC-60812: Analysis techniques system reliability-Procedure FMEA.
• MIL-STD-1629: Procedures for Performing a Failure Mode, Effects & Criticality Analysis.
Normatividad aplicable
Normas / Estándares
Mantenimiento Centrado en Confiabilidad
• SAE-ARP 5580: “Recommended FMEA practices for non-automobile applications”.
• SAE-JA 1011 Evaluation Criteria for Reliability-Centered Maintenance (RCM) Process.
• SAE-JA 1012: A guide to the Reliability Centered Maintenance (RCM) Standard.
• SAE-J1739: Potential Failure Mode and Effects Analysis in Design (Design FMEA) and Potential Failure Mode and
Effects Analysis in Manufacturing and Assembly Processes (Process FMEA) and Effects Analysis for Machinery
(Machinery FMEA)”.
• NASA: Reliability Centered Maintenance Guide for Facilities & Collateral Equipment.
Inspección Basada en Riesgo
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•
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•
•
•
•
•
•
•
API-510: Pressure Vessel Inspection Code: In-service Inspection, Rating, Repair & Alteration.
API-570: Piping Inspection Code: In-Service Inspection, Rating, Repair&Alteration of Piping Systems.
API-RP-571: Damage Mechanisms Affecting Fixed Equipment in Refining Industry.
API-RP-574: Inspection Practices for Piping System Components
API-579 Fitness for Service.
API-RP-580: Risk Based Inspection.
API-RP-581: Risk-Based Inspection Technology.
API-653: Tank Inspection, Repairs, Alteration and Reconstruction.
API-RP 691: Risk-based Machinery Management.
API-1160: Managing System Integrity for Hazardous Liquid Pipelines.
Normatividad aplicable
Normas / Estándares
Inspección Basada en Riesgo
•
•
•
•
•
ASME-B31.3: Process Piping.
ASME-B31.8: Gas Transmission & Distribution Piping System.
ASME-B31.8S: Supplement to B31.8 on Managing System Integrity of Gas Pipelines..
ASME-B31.G: Manual of Determinations the Remaining Strength of Corroded Pipelines.
DNV-RP-G101: Risk Based Inspection of Offshore Topsides Static Mechanical Equipment.
Inspección Basada en Riesgo
•
DOE-NE-STD-1004-92: Root Cause Analysis Guidance Document, USA
Análisis Costo Ciclo de Vida
•
•
•
•
•
•
DNV, GEI, BSSC, VTL Subsea JIP 440-2620-0: Probabilistic Procedure for Assessing the Lifetime Risk & Reliability.
IEC-60300-3-3: Life Cycle Costing.
ISO-15663: Petroleum and Natural Gas Industries - Life Cycle Costing.
NORSOK O-CR-001: Life Cycle Cost for Systems and Equipment.
NORSOK O-CR-002: Life Cycle Cost for Production Facility.
SAE-ARP-4293: Life Cycle Costing. Techniques and Applications
Ingeniería de Confiabilidad y Recolección de Datos
•
•
BS-5760 Part 2: Guide to the Assessment of Reliability.
IEC-60300-3-1: Analysis Techniques for Dependability, Guide on Methodology.
Normatividad aplicable
Normas / Estándares
Ingeniería de Confiabilidad y Recolección de Datos
•
•
•
•
IEC-60300-3-2: Collection of Dependability data from the field.
ISO-14224: Petroleum, petrochemical and natural gas industries, Collection and exchange of reliability and
maintenance data for equipment.
ISO-20815: Petroleum, petrochemical, and natural gas industries - Production assurance and reliability management.
NORSOK Z-016: Regulatory Management & Reliability Technology.
Análisis de Riesgos
•
•
•
•
•
•
•
NASA: Probabilistic Risk Assessment for Managers and Practitioners.
EPA-630/R-95/002B: Proposed Guidelines for Ecological Risk Assessment.
IEC-60300-3-9: Risk Analysis of Technological System.
IEC-62198: Project Risk Management.
ISO-31000: Principios y directrices para la Gestión de Riesgos.
ISO/IEC-1010: Gestión de riesgos. Técnicas de evaluación de riesgos.
NORSOK Z-013: Risk and Emergency Preparedness Analysis.
Análisis Sistemas Instrumentados de Seguridad
•
•
•
ANSI/ISA-S84: Functional Safety: Application of Safety Instrumented Systems for Process Industries.
IEC-1025: Fault Tree Analysis (FTA)
IEC-61508-1: Requisitos generales
Normatividad aplicable
Normas / Estándares
Análisis Sistemas Instrumentados de Seguridad
•
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•
•
•
•
•
•
•
IEC-61508-2: Requisitos para sistemas de seguridad eléctricos / electrónicos / electrónico programables (E/E/PES)
IEC-61508-3: Requisitos para el software
IEC-61508-4: Definiciones y abreviaturas
IEC-61508-5: Ejemplos de métodos para la determinación de los SIL (Safety Integrity Level)
IEC-61508-6: Guía para la aplicación de IEC 61508
IEC-61508-7: Sumario de técnicas y medidas
IEC-61511-1: Marco, definiciones, requisitos del sistema, hardware y software
IEC-61511-2: Guía para la aplicación de IEC61511-1
IEC-61511-3: Guía para la determinación de los niveles SIL requeridos
IEC-62061: Seguridad de la maquinaria: seguridad funcional de los sistemas de control eléctricos, electrónicos y
electrónicos programables.
Indicadores Claves de Desempeño
•
•
•
•
ANSI/API-RP-754: Process Safety Indicators for Refining & Petrochemical Industries.
BS-EN 15341: Maintenance Key Performance Indicator.
HSG-254: Step-By-Step Guide to Developing Process Safety Performance Indicators, UK Health and Safety
Executive (HSE).
SMRP: Best Practices. Society for Maintenance & Reliability Professionals.
Normatividad aplicable
Normas / Estándares
Otras
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•
•
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•
ISO-55010: Gestión de activos – Orientación sobre la alimentación de las funciones financieras y no financieras en la
gestión de activos.
UNE-EN- 16646: Mantenimiento en la gestión de los activos físicos.
IEC-300: Dependability Management
IEC-605: Equipment Reliability Testing
IEC-706: Guide to the Maintainability of Equipment’s
IEC-1014: Programmers for Reliability Growth
IEC-1070: Compliance Test Procedure for Steady state Availability
IEC-1146: Reliability Growth Models and Estimation Methods
IEC-1165: Application of Markov Methods
EN 16646: 16646
Mantenimiento. Mantenimiento en la gestión de los activos físicos.
EN 60300-1: 2015
Gestión de la confiabilidad. Parte 1: Directrices para su gestión y aplicación.
EN 60300-3-3: 2017
Gestión de la confiabilidad. Parte 3-3: Guía de aplicación. Cálculo del coste del ciclo de
vida.
EN 60300-3-10: 2007
Gestión de la confiabilidad. Parte 3-10: Guía de aplicación. Manteniblidad.
EN 60300-3-11: 2013
Gestión de la confiabilidad. Parte 3-11: Guía de aplicación. Mantenimiento Centrado en la
Fiabilidad.
EN 60300-3-12: 2014
Gestión de la confiabilidad. Parte 3-12: Guía de aplicación. Soporte logístico integrado.
EN 60300-3-14: 2007
Gestión de la confiabilidad. Parte 3-14: Guía de aplicación. Mantenimiento y logística de
mantenimiento.
EN 60300-3-16: 2012
Gestión de la confiabilidad. Parte 3-16: Guía de aplicación. Directrices para la especificación
de los servicios de logística de mantenimiento.
EN 60706-2: 2009
Mantenibilidad de equipos. Parte 2: Requisitos y estudios de mantenibilidad durante la fase
de diseño y desarrollo.
EN 60706-3: 2009
Mantenibilidad de equipos. Parte 3: Verificación y recogida, análisis y presentación de datos.
EN 60706-5: 2011
Mantenibilidad de equipos. Parte 5: Facilidad de ensayo y ensayos de diagnóstico.
EN 15341: 2020
Mantenimiento. Indicadores clave de rendimiento del mantenimiento.
EN 13306: 2018
Mantenimiento. Terminología del mantenimiento.
EN 62402: 2011
Gestión de la obsolescencia. Guía de aplicación.
ISO: 14224:2016
Industrias del petróleo, petroquímicas y del gas natural. Recogida e intercambio de
datos de mantenimiento y confiabilidad de los equipos
ISO/TR 12489:2016
Industrias del petróleo, petroquímica y gas natural — Modelado de confiabilidad y
cálculo de sistemas de seguridad
ISO 15663:2021
Industrias del petróleo, petroquímica y gas natural — Costo del ciclo de vida
ISO 55000:2014
Gestión de activos — Aspectos generales, principios y terminología
ISO 55000:2014
Gestión de activos — Gestión sistemas — Requisitos
ISO 55000:2014
Gestión de activos — Sistemas de gestión — Directrices para la aplicación de la
norma ISO 55001
ISO 14830-1:2019
Monitoreo de condición y diagnóstico de sistemas de máquinas — Monitoreo y
diagnóstico basados en tribología —Parte 1: Requisitos y directrices generales
ISO 17359:2018
Monitoreo de condición y diagnóstico de máquinas - Guía General
ISO 13381-1:2015
Monitoreo de condición y diagnóstico de máquinas — Pronósticos. Parte 1: Directrices
Generales
SAE JA1011:1999
Criterios de evaluación para procesos de Mantenimiento Centrado en Confiabilidad
SAE JA1012:2002
Una Guía para la Norma de Mantenimiento Centrado en Confiabilidad (MCC)
API 580:2016
Inspección Basada en Riesgo
API 581:2020
Metodología de Inspección Basada en Riesgos
¡Muchas gracias!