Comparación softwares RCM 2009

S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
“ACTIVIDAD 4: RCM2”
ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO
DE HERRAMIENTAS SOFTWARE
RCM DE MERCADO
PROYECTO
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
Autores:
PhD. Adolfo Crespo
PhD. Carlos Parra
Ing. Luis Barbera
Diciembre 2009
Grupo I+DT Organización Industrial
Dpto. Organización Industrial y Gestión Empresas
Escuela Superior de Ingenieros
Camino de los Descubrimientos, s/n 41092 Sevilla
Telf: +34 954 487204
Email: [email protected]
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
ÍNDICE
1. Introducción y objeto del proyecto.
1.1 Introducción
1.2 Sumario del documento
2. Antecedentes
2.1 Contextualización del documento dentro del proyecto S2G (ENDESA)
2.2 Descripción general de la metodología RCM
2.3 Beneficios aplicación técnicas RCM
3. Desarrollo
3.1 Proceso de selección y clasificación de los criterios a evaluar
3.1.1 Taller RCM (Taller 1)
3.1.2 Taller RAMS (Taller2)
3.2 Criterios
3.2.1 Descripción de los criterios seleccionados
3.2.2 Criterios definitivos
3.3 Proceso de selección de las herramientas
3.4 Breve introducción de las herramientas seleccionadas
RELEX
ITEM SOFTWARE
MERIDIUM
RELIASOFT
IVARA
CASCADE
4. Resultados
4.1 Evaluación de las herramientas /Tablas
5. Conclusiones
5.1 Conclusiones RCM
5.2 Conclusiones de cada herramienta
RELEX
ITEM SOFTWARE
MERIDIUM
RELIASOFT
IVARA
CASCADE
5.3 Tabla comparativa de herramientas evaluadas
6. ANEXOS
6.1 Listado de hitos 2009
6.2 Planificación 2009
7. Referencias
3
3
6
7
7
8
35
37
37
37
40
42
42
43
49
49
49
61
72
85
94
105
134
134
174
174
177
177
180
183
186
189
192
194
195
195
198
199
2
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
1. Introducción y objeto del proyecto.
1.1 Introducción
Este documento se enmarca dentro del proyecto “S2G subestaciones para una Smart
Grid”, en el cual participan ENDESA, SADIEL y AICIA. Es un proyecto de Desarrollo
Tecnológico y Demostración financiado por el Fondo Tecnológico y gestionado por el
CDTI. El trabajo de apoyo tecnológico relativo al proyecto citado anteriormente, tiene
una duración de tres años, esto es, hasta 2011.
El trabajo está dividido en tres actividades, a saber:
Acrónimo
actividades
RCM.2
RCM.4
RCM.5
Descripción actividades
Análisis técnico-económico de herramientas RCM
Tareas AICIA:
Análisis técnico-económico de las herramientas RCM de mercado.
Se analizaran entro otros aspectos funcionales, de arquitectura, capacidad de
integración y de modelo de datos.
Revisión de la situación actual y evolución de las herramientas / productos
RCM.
Definición de reglas de negocio para el mantenimiento de equipos de
subestaciones
Tareas AICIA:
Aplicación de técnicas de Ingeniería de Fiabilidad sobre los modos de fallos
críticos. De forma específica se propone determinar los siguientes aspectos:
Indicadores de: Fiabilidad y Mantenibilidad (Modelos RAM); Frecuencias
óptimas de mantenimiento e inspección (aplicando técnicas de análisis OCR coste riesgo beneficio).
Definición de algoritmos para la detección de patrones y correlación de eventos,
para la detección anticipada de fallos de subestación
Tareas AICIA:
Diseño de políticas avanzadas de mantenimiento en base a las señales
existentes de las diferentes variables de equipo y de red; Diseño de algoritmos
correspondientes para la correlación de señales para el diagnóstico y el
pronóstico de los fallos críticos.
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Cronológicamente, se ordenan de la siguiente manera:
2009
2010
2011
ACTIVIDAD 4: Mantenimiento basado en la confiabilidad (RCM) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
RCM.2. Análisis técnico económico de la herramienta RCM
Definición de reglas de negocio para el mantenimiento
RCM.4.
de equipos de subestaciones
Definición de algoritmos para la detección de patrones
RCM.5. y correlación de eventos, para la correlación anticipada
de fallos de subestación
*Cronograma de hitos de ejecución previstos.
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ACTIVIDAD 4: RCM2
Distintos fabricantes de software de mantenimiento han puesto a punto diversos
paquetes para cubrir y dar soporte a todas las necesidades en este campo. Sin embargo,
el conjunto de herramientas software disponibles en el mercado no obedecen a una
estructura definida, por lo que su evaluación y posterior comparación tanto a nivel
cuantitativo como cualitativo, es compleja. Por este motivo, en primer lugar, deben
definirse una serie de criterios consensuados que ayuden a esta labor.
Es, por tanto, el objeto del proyecto para este año 2009, la búsqueda, evaluación y
comparación de un conjunto de paquetes software de mantenimiento que ayuden a
definir las políticas de mantenimiento más recomendables y eficientes, acorde con la
metodología RCM. Para ello, es necesario la definición de una serie de criterios que
permitan valorar la idoneidad, en su caso, de cada herramienta, facilitando la
comparación entre ellas. Concretamente se cubrirán los siguientes objetivos:

Evaluación técnico-económica de un conjunto representativo de herramientas
software de soporte a la gestión del mantenimiento global, basadas en técnicas
RCM.

Presentación de resultados del análisis de cada herramienta y ponderación
conforme a los criterios previamente definidos.
Conviene señalar que un software RCM puede emplear distintas estrategias o
metodologías de cálculo, dando origen a módulos o subpaquetes distintos según la
estrategia implementada. En general, como se observará más adelante, cada paquete
integrado ofrece al usuario varios módulos correspondientes a diferentes estrategias de
análisis.
En este proyecto, se han sometido a estudio un total de seis herramientas software de
mantenimiento (salvo la herramienta Cascade, todas ellas han sido evaluadas por el
grupo Organización Industrial de la ESI Sevilla), las cuales constituyen un conjunto
representativo de las mismas, habiéndose seleccionado las principales y más
importantes. Son herramientas de ayuda y soporte a la gestión y planificación óptima
del mantenimiento de equipos, que permiten definir las políticas más adecuadas para
cada contexto operacional. El objetivo final es que los equipos cumplan con unas
determinadas necesidades de fiabilidad.
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
1.2 Sumario del documento
Este documento consta de seis capítulos o partes bien diferenciadas. El primero de ellos
consta, además de este breve resumen, de una introducción al proyecto en el que se
especifica el objeto del mismo, así como la planificación general y cronológica con el
fin de contextualizar el documento.
El segundo capítulo engloba todo aquello realizado o existente antes de comenzar la
elaboración de este documento. Incluye información general acerca del proyecto global
S2G y también una descripción general pero concreta: qué es, en qué consiste y cuales
son los beneficios que aporta la metodología RCM.
El tercer capítulo describe ordenadamente como se ha desarrollado el trabajo de este
año 2009. Este apartado explica el proceso de selección y clasificación de los criterios,
los talleres realizados, descripción de los criterios definitivos, el proceso de selección de
las herramientas, así como una breve introducción de cada una de ellas.
En el cuarto capítulo se exponen los resultados obtenidos tras la evaluación de todas las
herramientas. Se utilizan tablas para facilitar la lectura e interpretación de los datos que
reflejan.
El quinto apartado está constituido por las conclusiones elaboradas a partir de todo el
trabajo realizado en el desarrollo de este documento, resumiendo de manera breve y
concisa, lo importante de cada herramienta.
El sexto y último capítulo de este documento corresponde a los ANEXOS, donde se
incluye un listado minucioso de todos los hitos y eventos que se han realizado durante
todo el año de trabajo 2009.
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
2. Antecedentes
2.1 Contextualización del documento dentro del proyecto S2G (ENDESA)
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ACTIVIDAD 4: RCM2
2.2 Descripción general de la metodología RCM
En la actualidad las empresas adquieren nuevas tecnologías de producción cada vez más
costosas con el fin de reducir los costes de producción y aumentar la calidad de sus
productos/servicios. Esta tendencia conlleva un incremento de la demanda en
mantenimiento y un mayor coste del mismo, dado que se requiere una mayor garantía
de funcionamiento y capacidad de producción de los equipos.
La norma UNE-EN 13306:2002 define la gestión del mantenimiento como todas las
actividades de gestión que determinan los objetivos del mantenimiento, las estrategias y
las responsabilidades, y se realizan por medio de la planificación, control, supervisión
del mantenimiento y mejora de los métodos en la organización incluyendo los aspectos
económicos.
Existen diferentes enfoques que tradicionalmente se adoptan para intentar mejorar la
gestión del mantenimiento en las empresas. Escogiendo un enfoque a corto plazo, las
empresas optan por establecer políticas similares a las de otras empresas del sector,
impulsar proyectos puntuales dentro del área de mantenimiento siguiendo las tendencias
del momento o dejar la gestión del mantenimiento en manos de una consultora externa,
que en ocasiones no ofrece un apoyo suficiente.
Una visión a largo plazo propone la ingeniería de mantenimiento, constituida por una
serie de tecnologías específicas de mantenimiento, como herramienta de soporte a los
principios generales de la gestión del mantenimiento.
Se define la ingeniería de mantenimiento como un conjunto de conocimientos y
técnicas que permitirán la aplicación del saber científico a la utilización de distintos
recursos (humanos, materiales y fuentes de energía), mediante invenciones útiles para
satisfacer las necesidades de mantenimiento de nuestros activos. Es interesante destacar
que esta definición extiende el concepto de ingeniería de mantenimiento a la fase de
operación de los equipos, mientras que otras, se limitan a la fase de preparación o
diseño de los equipos.
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Dentro de estas nuevas técnicas la metodología de gestión de mantenimiento
denominada Mantenimiento Centrado en Fiabilidad (RCM), constituye una de las
principales y más efectivas herramientas para mejorar y optimizar el mantenimiento en
las empresas.
El éxito del RCM a nivel mundial, se debe principalmente a que permite establecer las
necesidades de los diferentes equipos en su contexto operacional, teniendo en cuenta
básicamente, el posible impacto que pueden provocar los fallos de estos equipos en el
ambiente, la seguridad de las personas y las operaciones, aspectos que actualmente son
considerados de vital importancia dentro de cualquier proceso productivo.

ANTECEDENTES DEL RCM
La evolución del mantenimiento ha seguido una serie de etapas cronológicas que se
pueden caracterizar por la metodología específica que se ha empleado en cada una de
esas etapas.
La primera etapa cubre el periodo hasta la II Guerra Mundial. Los tiempos de parada no
eran muy importantes ya que la industria no estaba muy mecanizada y esto implicaba
que la prevención del fallo de los equipos no fuera una prioridad de las empresas. Los
equipos eran sencillos y robustos, muy fáciles de reparar y estaban sobredimensionados,
por este motivo, no eran necesarios complicados sistemas de mantenimiento ni personal
muy cualificado.
Durante la II Guerra Mundial se produjo un cambio drástico, aumentó la necesidad de
productos de toda clase y la mano de obra industrial disminuyó considerablemente. Esto
provocó un gran aumento de la mecanización, por lo que en esta segunda etapa la
producción comenzó a depender cada vez más de los equipos y el tiempo improductivo
de éstos se empezó a tener en cuenta. La idea de que los fallos se podían y debían
prevenir dio como resultado el concepto de mantenimiento preventivo, que en los años
60 consistía principalmente en revisiones completas de los equipos a intervalos
programados.
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ACTIVIDAD 4: RCM2
En la segunda etapa el coste de mantenimiento se elevó mucho comparado con los otros
costes de producción, por lo que intentó controlar este coste mediante la implantación
de sistemas de control y planificación del mantenimiento. Además, el alto coste de
adquisición de los equipos llevó a una mayor preocupación por aumentar la vida útil de
éstos.
A partir de la segunda mitad de los años 70 (tercera etapa), se ha aumentado
considerablemente la mecanización y automatización en las empresas. Los efectos de
los períodos improductivos son mayores en la producción, costo total y servicio al
cliente que en etapas anteriores. La automatización implica una relación mas estrecha
entre la condición de los equipos y la calidad del producto, mientras que el aumento de
la mecanización hace que cada vez sean más serias las consecuencias de un fallo de una
instalación para la seguridad y/o el medio ambiente.
Por otro lado, algunas de las creencias básicas hasta el momento sobre el mantenimiento
empiezan a cuestionarse debido a las nuevas investigaciones y técnicas. En particular, se
hace evidente que la conexión entre el tiempo que lleva funcionando un equipo y sus
posibilidades de fallo es menor de lo que se creía hasta entonces.
Se desarrolla el mantenimiento predictivo y comienza a ponerse énfasis en dar
importancia a los valores de fiabilidad y mantenibilidad en la etapa de diseño de la
infraestructura, sistemas, equipos y dispositivos.
A finales de la década de los 70, se empiezan a aplicar en las empresas las filosofías de
Mantenimiento Productivo Total (TPM) y Mantenimiento Centrado en Fiabilidad
(RCM).
El RCM es un proceso desarrollado durante los años 60`s y 70’s con la finalidad de
ayudar las empresas a determinar las políticas más adecuadas para mejorar las funciones
de los activos físicos y para manejar las consecuencias de sus fallos.
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ACTIVIDAD 4: RCM2
Este proceso surgió en la industria de la aviación comercial internacional de Estados
Unidos, impulsado por la necesidad de optimizar la fiabilidad, y ha evolucionado de
forma continua desde sus inicios en 1960.
El éxito del RCM en la industria aeronáutica no tuvo precedentes. En un periodo de 16
años posterior a su implantación, las aerolíneas comerciales no experimentaron
incremento en los costes unitarios de mantenimiento, aún cuando el tamaño y la
complejidad de las aeronaves, así como los costes de operación se incrementaron
durante el mismo periodo. También, para el mismo periodo, se incrementaron los
records de seguridad de las aerolíneas.
Los beneficios obtenidos por la industria aeronáutica no fueron un secreto y pronto el
RCM fue adaptado y adecuado a las necesidades de otras industrias y sectores como la
de generación de potencia mediante energía nuclear y solar, la minería, el transporte
marítimo, etc., así como el ámbito militar. En todas estos sectores se presentan exitosos
resultados tras la aplicación del RCM, mediante la conservación o incremento de la
disponibilidad, al mismo tiempo que se ahorra en costes de mantenimiento. Algunos
detalles del método se encuentran aún en desarrollo para adaptarse a las necesidades
cambiantes de una amplia variedad de industrias, sin embargo, los principios básicos se
mantienen.

DEFINICIÓN DEL RCM
Según Moubray, el Mantenimiento Centrado en Fiabilidad (RCM) es un método
empleado para determinar las necesidades de mantenimiento de cualquier activo físico
en su contexto de operación. Entendiéndose por mantenimiento (UNE-EN 13306:2002)
la combinación de todas las acciones técnicas, administrativas y de gestión, durante el
ciclo de vida de un elemento, destinadas a conservarlo o devolverlo a un estado en el
cual pueda desarrollar la función requerida. La función requerida (UNE-EN
13306:2002) es la función o combinación de funciones de un elemento que se
consideran necesarias para proporcionar un servicio dado. Esta función puede definirse
de muchas formas dependiendo exactamente de dónde y cómo se esté usando el
elemento, es decir, dependiendo del contexto operacional.
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ACTIVIDAD 4: RCM2
El RCM sirve de guía para identificar las actividades de mantenimiento con sus
respectivas frecuencias a los activos más importantes (críticos) de un contexto
operacional concreto y su éxito radica principalmente en el análisis funcional de los
activos, realizado por un equipo natural de trabajo.
Si se aplica correctamente, el RCM transforma las relaciones entre las empresas que lo
emplean, los activos físicos existentes, y el personal que opera y mantiene esos activos.
También permite poner en funcionamiento nuevos activos con gran velocidad,
seguridad y precisión.
La metodología RCM propone un procedimiento que permite identificar las necesidades
reales de mantenimiento de los activos en su contexto operacional, a partir del análisis
de las siguientes siete preguntas:
1- ¿Cuáles son las funciones y los estándares de ejecución asociados con el activo
en su actual entorno de operación?
2- ¿En qué forma falla el equipo, con respecto a la función que cumple en el
contexto operacional?
3- ¿Qué causa cada fallo funcional?
4- ¿Qué ocurre cuando sucede un fallo?
5- ¿Cómo impacta cada fallo?
6- ¿Qué puede hacerse para predecir o prevenir cada fallo funcional?
7- ¿Qué puede hacerse si no se conoce una tarea de prevención adecuada a este
fallo?
Estas preguntas se van respondiendo a medida que se avanza en el proceso de
implantación del RCM ordenada y metódicamente.
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid

ACTIVIDAD 4: RCM2
PROCESO DE IMPLANTACIÓN DEL RCM
Antes de comenzar el análisis de las necesidades de mantenimiento de los activos en
cualquier organización, es fundamental conocer qué tipo de activos físicos existen y
decidir cuales son los que deben someterse al proceso de revisión del RCM. Esto
significa que debe realizarse un registro completo de los equipos, si no existiera,
aunque actualmente la mayoría de las industrias tienen ya esta clase de registro.
Una vez obtenido este registro, para una correcta aplicación del RCM es necesario una
meticulosa planificación de los pasos a seguir. La figura 1 ilustra el orden que se debe
seguir en los pasos del proceso de implantación del RCM:
Figura 1. Flujograma de implantación del RCM
Se observan en el flujograma dos fases:
I. FASE INICIAL: Comprende la formación del equipo natural de trabajo.
II. FASE DE IMPLANTACIÓN: Esta dividida en tres bloques:
o Selección del sistema y definición del contexto operacional.
En este paso, se establece el sistema o sistemas a los que se va a realizar el estudio
RCM y se definen sus límites, estructura y condiciones de operación. Con el objeto de
ser prácticos, solo se aplicará el estudio a los elementos y sistemas de la planta con
mayor impacto, evaluado éste según el análisis de criticidad de todos los sistemas y
equipos de la planta.
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ACTIVIDAD 4: RCM2
o Análisis de los modos y efectos de fallos (FMEA)
Se aplica este método para analizar las consecuencias sobre los sistemas elegidos para el
estudio RCM de todos los posibles fallos que puedan afectarle, proponiendo medidas
para evitar o minimizar estas consecuencias. Se evalúan los modos de fallo a nivel de
componente, equipo y subsistema y se valoran los efectos sobre el sistema y la
probabilidad de que ocurran.
o Aplicación de la lógica RCM
El objetivo es seleccionar de forma adecuada las actividades de mantenimiento para
cada uno de los equipos revisados. Este último paso, permite seleccionar para cada uno
de los elementos una serie de tareas concretas a llevar a cabo mediante la aplicación de
la lógica RCM a cada uno de los modos de fallo encontrados.
Se describen en los siguientes apartados detalladamente cada una de las etapas del
proceso de implantación de RCM descrito.
Etapa 1. Formación del equipo natural de trabajo.
Para dar respuesta a las 7 preguntas básicas del RCM, es necesario crear un equipo
natural de trabajo constituido por personas con distintas funciones dentro de la
organización que sean capaces de responder entre todos dichas preguntas.
En la práctica, el personal de mantenimiento de la organización no puede responder a
todas las preguntas por si mismo debido a que algunas de las respuestas deben ser
proporcionadas por el personal de producción u operación, sobre todo las relacionadas
con el funcionamiento deseado del equipo y las consecuencias y efectos de los fallos.
Por este motivo, las personas que trabajan diariamente con los equipos son una valiosa
fuente de información que no hay que ignorar en el análisis mediante la metodología
RCM.
Para asegurar que todos los puntos de vista estarán contemplados a la hora de hacer el
estudio, es importante que haya personas de diferentes departamentos. En general, esto
no debe significar formar grupos de menos de 4 ni más de 7 personas, lo ideal es un
grupo formado por 5 o 6 componentes.
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ACTIVIDAD 4: RCM2
El grupo de trabajo, según Moubray, debe incluir los siguientes componentes:
-
Personal de Operación: experto en manejo de sistemas y equipos, las personas
que viven el día a día de la operación de los equipos son una valiosa fuente de
información.
-
Personal de Mantenimiento: expertos en reparación y mantenimiento de sistemas
y equipos.
-
Ingeniero de Procesos: aporta visión global de los procesos.
-
Programador: aporta visión sistémica de la actividad.
-
Especialista externo: experto en un área específica. En ocasiones, también es
interesante incluir al fabricante de equipos como especialista.
-
Facilitador: asesor experto en la metodología RCM.
El objetivo de cada grupo de trabajo (Moubray, 1997) es usar la metodología RCM para
determinar las necesidades de mantenimiento de un activo específico o una parte
concreta de un proceso.
Para que el grupo de trabajo sea efectivo se debe facilitar la interacción y participación
de todos los miembros en las discusiones, en una atmósfera relajada e informal donde
los desacuerdos sean ampliamente debatidos con el fin de resolverlos. Además, no
existen jerarquías en el grupo de trabajo, se escucha a cada uno y no hay miedo a hacer
sugerencias. La ayuda externa es bienvenida y usada cuando es adecuado. Hay
aceptación y compromiso con el objetivo por parte de todos.
La clave para Moubray en todo este proceso es el CONSENSO. Cada miembro del
grupo contribuye en la medida que pueda en cada etapa del proceso. Ninguna decisión
debe ser tomada mientras no haya sido aceptada por todo el grupo.
-El facilitador.
Su función principal consiste en guiar y conducir el proceso de implantación del RCM,
es decir, es el encargado de asegurar que el proceso de implantación del RCM se realice
de forma ordenada y efectiva.
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ACTIVIDAD 4: RCM2
El facilitador debe realizar dentro del grupo de trabajo una serie de actividades:
-
Guiar al equipo de trabajo en la realización del análisis de los modos y efectos
de fallos (FMEA), y en la selección de las actividades de mantenimiento.
-
Ayudar a decidir a que nivel debe ser realizado el análisis de modos y efectos de
fallos.
-
Ayudar a identificar los activos que deben ser analizados bajo la metodología
RCM.
-
Asegurar que las reuniones de trabajo sean conducidas de forma profesional y se
lleven a cabo con fluidez y normalidad.
-
Asegurar un verdadero consenso en las decisiones.
-
Motivar al equipo de trabajo.
-
Asegurar que toda la documentación a registrar durante el proceso de
implantación del RCM sea conducida correctamente.
Según Moubray, de todos los factores que afectan a la calidad final del análisis, el perfil
y las habilidades del facilitador es la más importante. Esto influye tanto en la calidad
técnica del análisis como en el ritmo al que el análisis es realizado y la actitud de los
participantes hacia el RCM. Las características principales que debe cumplir el perfil
del facilitador son: amplia capacidad de análisis, alto nivel técnico, alto desarrollo de
cualidades personales como liderazgo, credibilidad, seguridad, confianza, y habilidades
para conducir reuniones de trabajo, es decir, tener facilidad para comunicarse.
Etapa 2. Selección del sistema y definición del contexto operacional.
El primer paso a dar en la implantación del RCM es la selección de los sistemas o
equipos a los que se va a aplicar esta metodología. Se debe determinar la parte de
nuestras instalaciones a estudiar y la parte o elementos que quedarán excluidos de ese
estudio y, una vez delimitado el sistema a estudiar, determinar su composición, los
elementos de nivel inmediatamente inferior que lo constituyen y así sucesivamente,
siguiendo con una estructura de árbol hasta el nivel que ya se considere como un todo
indivisible desde el punto de vista del mantenimiento.
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ACTIVIDAD 4: RCM2
Téngase en cuenta que esta estructura puede no ser jerárquica en el sentido estricto, sino
tener ramas que se interrelacionan en un mismo nivel o ramas entre niveles no
contiguos. Los subsistemas que a su vez tienen bucles de control están en este caso y,
por tanto, se deben tratar los bucles como unidades indivisibles, desde el punto de vista
del sistema principal, de manera que quede reducido a una estructura jerárquica en árbol
pura.
Para establecer el sistema o sistemas a los que se va a aplicar el método RCM, definir
sus límites y su estructura es necesario responder a las dos preguntas:
1.- ¿Cuál debería ser el nivel de detalle que se requiere para realizar el análisis de los
modos y efectos de fallos del sistema seleccionado?
2.- ¿Debería ser analizada toda el área seleccionada, y si no es necesario, que debería
hacerse para seleccionar la parte a analizar y con qué prioridad deben analizarse cada
una de las partes?
Para entender mejor lo que significa nivel de detalle es necesario que los grupos de
trabajo confirmen o definan los distintos niveles que presenta una determinada
organización, es decir, el grado de división existente en la organización: corporación,
filiales, departamentos, plantas, sistemas, equipos, componentes son ejemplos de
división de una determinada organización. A continuación se definen algunos términos
necesarios para entender el concepto de nivel de detalle:
- Parte: representa el nivel más bajo de detalle al cual un equipo puede ser
desensamblado sin que sea dañado o destruido. Ejemplos: engranajes, bolas de
cojinetes, ejes, resistores, chips… (El tamaño no es el criterio a considerar para
establecer qué elemento constituye una parte de un equipo determinado).
- Equipo: nivel de detalle constituido por un grupo o colección de partes ubicadas
dentro de un paquete identificable, que cumple al menos una función relevante como
ítem independiente. Ejemplos: válvulas, motores, bombas, compresores, etc.
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ACTIVIDAD 4: RCM2
- Sistema: nivel de detalle constituido por un grupo lógico de equipos que cumplen una
serie de funciones requeridas por una organización. La mayoría de los sistemas están
agrupados en función de los procesos más importantes. Ejemplos: sistema de
generación de vapor, de tratamiento de aguas, de condensado, de protección, etc.
- Planta: nivel de detalle constituido por un grupo lógico de sistemas que funcionan en
conjunto para proveer un producto o servicio por procesamiento o manipulación de
materiales o recursos.
- Área: nivel de detalle constituido por un grupo lógico de plantas que funcionan en
conjunto para proveer varios productos o servicios de una misma clase o de distintas
clases. Por ejemplo, un grupo de plantas de hidrógeno que constituye un área
denominada “Complejo de Hidrógeno”.
La experiencia de expertos en metodología RCM considera más eficaz el análisis de los
distintos “sistemas” como nivel de detalle de la organización. Esto se debe a que en la
mayoría de las organizaciones los “sistemas” son normalmente identificados y usados
para los bloques funcionales, esquemas, diagramas,.. etc., y por tanto se tiene de ellos
una información más detallada y precisa.
Es necesario que los grupos de trabajo tengan un especial cuidado con respecto a la
selección del nivel de detalle que se espera del FMEA, ya que un análisis realizado a un
alto nivel de detalle (partes) puede llegar a ser complicado e irrealizable, o por el
contrario, un análisis realizado a un bajo nivel de detalle (planta) podría ser muy
superficial y poco eficiente para la gestión del mantenimiento en la organización.
Partiendo del nivel de detalle del sistema, para responder la segunda pregunta es
necesario que el grupo de trabajo identifique todos los sistemas existentes con sus
componentes en el área seleccionada y jerarquizar de acuerdo a importancia y criticidad
cada uno de esos sistemas con sus respectivos equipos.
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ACTIVIDAD 4: RCM2
Análisis de criticidad
Es una metodología que permite jerarquizar sistemas, instalaciones y equipos, en
función de su impacto global, con el fin de optimizar el proceso de asignación de
recursos (económicos, humanos y técnicos). La criticidad es una medida de riesgo en la
operación de un equipo, depende de la probabilidad de que se produzca un modo de
fallo y su severidad. La definición de criticidad puede tener varias interpretaciones
dependiendo del objetivo que se pretenda y de las necesidades de la organización, por lo
que existe una gran diversidad de herramientas de criticidad.
Para realizar un análisis de criticidad es necesario:
-
Definir un alcance y propósito para el análisis.
-
Establecer criterios de importancia.
-
Seleccionar un método de evaluación para jerarquizar
los sistemas
seleccionados. Existen diversos métodos, uno de los más utilizados es el método
de evaluación de factores ponderados basado en el concepto de riesgo.
El riesgo se define como el producto de la frecuencia por la consecuencia del fallo. La
frecuencia es el número de fallos en un tiempo determinado. Para cuantificar la
consecuencia del fallo se utiliza la ponderación de varios factores o criterios de
importancia en función de las necesidades de la organización.
Los criterios de importancia dependen de cada organización, los más utilizados son
Seguridad, Ambiente, Producción, Costes (Operaciones y Mantenimiento), Frecuencia
de Fallos y Tiempo promedio para reparar.
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ACTIVIDAD 4: RCM2
Los resultados de este análisis se muestran en la Matriz de Criticidad, que se divide en
tramos dependiendo de la ponderación de factores realizada en el análisis (ver figura 2)
FRECUENCIA
MATRIZ DE CRITICIDAD
1
SC
SC
C
C
C
C
C
2
SC
SC
SC
C
C
C
C
.
NC SC
SC
SC
C
C
C
.
NC NC SC
SC
SC C
C
NC NC NC SC
SC C
C
N
NC NC NC NC SC SC C
1
2
.
.
M
CONSECUENCIA
Figura 2. Representación genérica de la matriz de criticidad.
Desarrollo del contexto operacional
Los aspectos generales para la definición del contexto operacional de sistemas que hay
que tener en cuenta son los siguientes:
-
Resumen Operativo: Especificar el propósito que cumple el sistema a analizar,
describiendo los equipos, procesos y dispositivos de seguridad implicados, así
como detallar las metas relativas a la seguridad y medio ambiente y establecer
planes futuros.
-
Personal: Especificar la rotación de turnos de trabajo, las operaciones realizadas
y los parámetros de calidad definidos.
-
División de Procesos: Especificar la división del proceso en sistemas, definir los
límites y listar los componentes de los mismos, incluyendo indicadores y
dispositivos de seguridad.
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ACTIVIDAD 4: RCM2
La información que es necesario recopilar inicialmente para el desarrollo del contexto
operacional es la siguiente:
-
Perfil de operación.
-
Ambiente de operación.
-
Calidad/Disponibilidad de las entradas requeridas (combustible, aire, etc.).
-
Alarmas, Monitorización.
-
Políticas de repuestos, recursos, logística.
-
P&IDs del sistema.
-
Esquemas del sistema y/o diagramas de bloque, que normalmente son
desarrollados a partir de los P&IDs.
Una herramienta gráfica que facilita la visualización del contexto operacional, es el
diagrama de entrada-proceso-salida (ver figura 3). En estos diagramas se deben
identificar las entradas, los procesos y las salidas principales del sistema.
PRODUCTOS
PRIMARIOS
MATERIA PRIMA
PROCESO
SERVICIOS
CONTROLES
ALARMAS
PRODUCTOS
SECUNDARIOS
CONTROLES
ALARMAS
Figura 3. Diagrama Entrada Proceso Salida
A continuación se detallan los factores más importantes del Diagrama EPS:
Las entradas pueden ser de tres tipos:
21
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Materia prima: son los recursos tomados directamente por el proceso
(sistema/equipo) para transformarlos o convertirlos (gas, crudo, madera…).
Servicios: son los recursos utilizados por el proceso para la transformación de la
materia prima (electricidad, agua, vapor…).
Controles: entrada referida a los sistemas de control y sus efectos sobre los
equipos o procesos pertenecientes al área en cuestión. Normalmente, no
necesitan ser registrados como una función separada ya que su fallo siempre va
asociado a una pérdida de señal de salida en alguna parte del proceso.
Las salidas van a estar asociadas a las funciones inherentes al sistema y pueden ser
clasificadas como:
Productos primarios: Constituyen los principales propósitos del sistema,
generalmente son especificados por la tasa de producción y los estándares de
calidad.
Productos secundarios: se derivan de funciones principales que cumple el
sistema dentro del proceso. La pérdida de los productos secundarios puede
causar, en la mayoría de los casos, la pérdida de las funciones primarias y sus
consecuencias pueden ser catastróficas.
Controles y alarmas: van asociadas a las funciones de protección y control del
sistema.
Los procesos deben registrarse como una descripción de la función a ejecutar por el
sistema en un lugar específico, con el fin de concentrar los esfuerzos de mantenimiento
sobre la función que esté siendo analizada y averiguar qué actividades de
mantenimiento deben ejecutarse para que el activo cumpla la función dentro del
contexto operacional.
22
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Norma ISO 14224-2004
Esta norma permite definir los límites de contorno del sistema a evaluar y determinar
los ítems mantenibles dentro de los subsistemas de los equipos. Proporciona además un
formato para analizar si un determinado dato de fiabilidad y mantenimiento de un
elemento es apropiado para asociarlo a un análisis de fiabilidad del equipo.
Este estándar internacional es aplicable a datos recogidos durante el ciclo de vida
operacional del equipo, incluyendo la instalación, puesta en marcha, operación,
mantenimiento y modificaciones.
Se centra principalmente en:
-
Requerimientos para el “tipo de dato” que debe ser recogido para su uso en
varias metodologías de análisis.
-
Estandarización del formato de datos para facilitar el intercambio de datos de
fiabilidad y mantenimiento entre plantas, propietarios, etc.
Algunos principios para estas colecciones de datos de fiabilidad y mantenimiento a
nivel de equipo pueden ser aplicados a la monitorización y el análisis del
funcionamiento en plantas o sistemas constituidos por diferentes tipos de equipos.
En esta norma hay una serie de ejemplos de equipos, describiendo en detalle:
-Clasificación del tipo de equipo.
- Definición del límite de contorno.
- Subdivisión en niveles.
- Datos del equipo (datos específicos por cada clase de equipo).
23
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Etapa 3. Análisis de los modos y efectos de fallos (FMEA).
El Análisis de los Modos y Efectos de Fallos (FMEA) es la herramienta principal del
RCM para optimizar la gestión de mantenimiento en una organización determinada ya
que ayuda a responder las primeras cinco preguntas básicas del RCM.
El FMEA es un método sistemático que permite identificar los problemas antes de que
ocurran y puedan afectar a los procesos y productos en un área determinada, bajo un
contexto operacional dado. A partir del análisis realizado por los grupos de trabajo
RCM a los distintos activos en su contexto operacional, se obtiene la información
necesaria para prevenir las consecuencias y los efectos de los posibles fallos a partir de
la selección adecuada de las actividades de mantenimiento. Estas actividades se eligen
de forma que actúen sobre cada modo de fallo y sus posibles consecuencias (ver figura
4).
Figura 4. Esquema de análisis de los modos y efectos de fallos.
El objetivo básico del FMEA es encontrar todas las formas o modos en los que puede
fallar un activo dentro de un proceso, e identificar las posibles consecuencias de los
fallos en función de tres criterios básicos en el RCM: seguridad humana, seguridad del
medio ambiente e impacto en la producción.
24
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Para cumplir este objetivo, los grupos de trabajo deben realizar el FMEA siguiendo la
siguiente secuencia:
-
Definir las funciones de los activos y sus respectivos estándares de
operación/ejecución.
-
Definir los fallos funcionales asociados a cada función del activo.
-
Definir los modos de fallos asociados a cada fallo funcional.
-
Establecer los efectos y consecuencias asociados a cada modo de fallo.
- Funciones y estándares de ejecución
Una función se define como el propósito o la misión de un activo en un contexto
operacional específico. La metodología define los siguientes tipos de funciones:
Funciones Primarias: Son las funciones que un activo tiene que cumplir dentro
de un proceso, usualmente vienen definidas por el propio nombre del activo. Por
ejemplo, la función primaria de una bomba es bombear un determinado fluido.
Funciones Secundarias: Son las funciones que el activo está capacitado para
cumplir en adición a las salidas principales descritas por las funciones primarias.
Entre las funciones secundarias más características están:
-
Contención: La mayoría de los activos cuyas funciones primarias son la
transferencia de material, especialmente si es un fluido, tienen que contener
a su vez a estos materiales.
-
Soporte: Algunos activos tienen una función secundaria estructural de
soporte. Por ejemplo la función primaria de un edificio es proteger a
personas, pero además sirve de soporte del techo del mismo.
-
Apariencia: La apariencia de algunos activos envuelve funciones específicas.
Por ejemplo la función primaria de la pintura de los equipos industriales es
proteger frente a la corrosión, por otro lado una pintura de color brillante
25
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
-
ACTIVIDAD 4: RCM2
puede ser usada para mejorar la visibilidad del mismo por razones de
seguridad.
-
Higiene y Seguridad: Los activos deben ser capaces de operar de forma
segura y limpia.
Funciones de Protección: Existen equipos que tienen como misión proteger en
primera instancia a las personas de los posibles efectos de los fallos y
posteriormente proteger a los activos.
Funciones de Control: El patrón de funcionamiento de los equipos de control
consiste en tomar mediciones con dispositivos especiales, que se encargan de
captar señales de temperatura, presión, flujo, etc., las cuales serán traducidas en
valores específicos y comparadas con rangos normales de operación,
permitiendo de esta forma controlar y vigilar el buen funcionamiento de los
distintos procesos.
Funciones Subsidiarias: Son funciones realizadas en el proceso principal por
equipos especiales adecuados a procesos específicos que no están relacionados
directamente con el producto final del proceso principal.
Para poder identificar claramente cuándo un activo no está cumpliendo sus funciones de
manera eficiente es necesario que el grupo de trabajo defina de forma precisa los
estándares de ejecución asociados a cada función de los activos a analizar con respecto a
su contexto operacional.
La metodología RCM define un estándar de ejecución como el parámetro que permite
especificar, cuantificar y evaluar de forma clara la función de un activo. Cada activo
puede tener más de un estándar de ejecución en su contexto operacional.
Los estándares de ejecución están normalmente relacionados con las salidas de cada
función del sistema, es decir, con el desempeño de la función esperada del sistema. Sin
26
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
embargo, existen otros estándares de ejecución tales como calidad del producto,
seguridad, eficiencia energética y medio ambiente, entre otros.
Respecto al estándar de calidad del producto, consiste en lograr de forma satisfactoria
productos que cumplan los estándares de calidad exigidos. Ésto depende
fundamentalmente de la capacidad de los activos con los que se obtiene esos productos.
Los estándares ambientales, con penalizaciones por incumplimiento cada vez más
fuertes y estrictas, obligan a las personas responsables del desarrollo de planes de
mantenimiento a conocer con precisión las consecuencias que puede ocasionar un fallo
en el ambiente.
- Fallos funcionales
Una vez definida la función que cada activo debe cumplir en un contexto operacional
dado, el siguiente paso es determinar cómo ese activo deja de cumplir sus funciones. La
pérdida de una función es lo que en RCM se denomina fallo funcional.
Un fallo funcional se define como una ocurrencia no previsible, que no permite que el
activo alcance el funcionamiento esperado en el contexto operacional en el cual se
desempeña. El nivel de insatisfacción producido por causa del fallo funcional dependerá
de las consecuencias que pueda generar la aparición de dicho fallo dentro del contexto
operacional.
Los diferentes fallos funcionales pueden incidir sobre una función de forma parcial o
total. La pérdida total de la función ocurre cuando un activo se detiene por completo de
forma inesperada. La pérdida parcial ocurre cuando el activo no puede alcanzar el
estándar de ejecución esperado, es decir, cuando opera de forma ineficiente o fuera de
los límites específicos tolerados.
La definición precisa de un fallo funcional para un activo depende en gran parte del
contexto operacional del mismo, por lo que activos idénticos pueden sufrir diferentes
fallos funcionales si el contexto operacional es diferente.
- Modos de fallos
27
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
El RCM define modo de fallo como la causa física que origina un fallo funcional. En
otras palabras, el modo de fallo es el que provoca la pérdida de función total o parcial de
un activo en su contexto operacional. Cada fallo funcional puede tener más de un modo
de fallo.
Ejemplos de modos de fallo: suciedad, corrosión, lubricación inadecuada, ensamblaje
incorrecto, operación incorrecta, etc.
Las actividades de prevención, anticipación o corrección de fallos funcionales deben
estar orientadas a atacar modos de fallo específicos asociados a cada fallo funcional.
Esta es una de las principales diferencias entre la forma tradicional de gestión del
mantenimiento y la metodología RCM.
En el proceso de análisis de modos de fallos, el grupo de trabajo buscará información
consultando:
o Listas genéricas de modos de fallos.
o Personal de operación y/o mantenimiento que haya tenido una larga asociación
con el activo.
o Registros e historiales técnicos existentes del activo.
o Fabricantes y vendedores de activos.
o Otros usuarios del mismo activo.
- Efectos y consecuencias de fallos
En esta parte del proceso, el objetivo principal del grupo de trabajo consiste en
identificar lo que sucederá en el contexto operacional si ocurre el modo de fallo
previamente identificado. La identificación de los efectos del modo de fallo deberá
incluir toda la información necesaria que ayude a soportar la evaluación de las
consecuencias de los fallos.
Para identificar y describir de forma precisa los efectos producidos por cada modo de
fallo, el grupo de trabajo debe responder de forma clara las siguientes preguntas:
1. ¿Cómo se evidencia (si puede ser evidente) que un modo de fallo ha ocurrido?
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
La descripción del efecto del fallo deberá especificar si la ocurrencia del modo de fallo
se evidencia a partir de algún tipo de señal o de manifestación física como ruido o
humo.
2. ¿Cómo podría afectar la ocurrencia de cada modo de fallo a la seguridad humana o
al ambiente?
Se debe detallar si existe la posibilidad de que alguna persona pueda resultar herida o
pueda incumplirse alguna norma ambiental. Normalmente, estos modos de fallo
aparecen por la mala operación de los equipos, caídas de objetos, presiones excesivas de
trabajo, derrames de sustancias químicas, etc., y suelen ser inusuales gracias al avance
en el diseño moderno de las instalaciones y sus equipos.
3. ¿Cómo afectaría la ocurrencia de cada modo de fallo a la producción y las
operaciones?
Para decidir cual es la mejor actividad de mantenimiento a ejecutar sobre los activos, es
necesario que el grupo de trabajo tenga claramente definido la naturaleza y severidad de
las consecuencias de los modos de fallos.
En algunos casos los modos de fallo afectarán al producto final, a los procesos, calidad
del producto o eficiencia del servicio prestado, en otros, podrán afectar a la seguridad
humana o al ambiente.
Se debe describir de forma clara si el modo de fallo conlleva impacto en la producción o
en las operaciones. En estos casos, normalmente, los modos de fallo generan paros
completos de los procesos, reducción de la producción o de la calidad de los productos,
aumento de costes de los procesos, etc.
El impacto del modo de fallo en la organización depende del contexto operacional
donde trabaje el activo, del estándar de ejecución deseado para la función del activo y
de las consecuencias físicas generadas tras la aparición del modo de fallo.
La combinación de estos tres factores hace que cada modo de fallo tenga una forma
característica de impactar en la seguridad, en el ambiente y en las operaciones.
Algunas categorías en las que se pueden clasificar los modos de fallo son:
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
- Modos de fallo con consecuencias ocultas: las consecuencias se generan a
partir de funciones ocultas o no evidentes que presentan algunos activos en su
contexto operacional, por ejemplo los equipos de reserva, de control o de
seguridad. La aparición de estos modos de fallo no será evidente dentro del
desarrollo normal de las operaciones de un determinado sistema, en el caso de
que estos fallos ocurran por si solos. Este tipo de fallos, que no son evidentes por
si solos sino cuando otro fallo ocurre, se denominan fallos ocultos.
- Modos de fallo con consecuencias sobre la seguridad humana y el medio
ambiente: las consecuencias surgen a partir de funciones evidentes de los activos
y afectarán, a la seguridad humana y al medio ambiente.
- Modos de fallo con consecuencias operacionales: Surgen a partir de funciones
evidentes de los activos cuyos fallos funcionales afectarán de forma importante a
la producción o las operaciones (cantidad de producto, calidad del mismo, costes
de operación, costes directos de reparación, etc.).
- Modos de fallo con consecuencias no operacionales: Surgen a partir de
funciones evidentes y sus consecuencias son aceptables respecto a la seguridad,
ambiente y operaciones, únicamente repercute económicamente, en el coste
directo de su reparación.
Las consecuencias de los modos de fallo se determinan apoyándose en el siguiente
diagrama (ver figura 5):
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
Sí
No
¿Bajo circunstancias normales
será evidente la pérdida de la
función causada por este modo
de fallo para lo operadores?
No
¿El modo de fallo causa una
pérdida de función que pueda
herir o dañar a una persona, y/o
quebrantar alguna norma o
regulación medioambiental?
Sí
Sí
Modo de fallo con
consecuencias sobre la
seguridad humana y/o el
ambiente
ACTIVIDAD 4: RCM2
¿Tiene este modo de fallo efectos
directos sobre la capacidad
operacional (calidad, servicio al
cliente, proceso de producción y
costes de operación?
Modo de fallo con
consecuencias
operacionales
Modo de fallo con
consecuencias NO
operacionales
No
Modo de fallo con
consecuencias
ocultas
Figura 5. Diagrama para determinar consecuencias de modos de fallos.
Etapa 4. Selección de las actividades de mantenimiento.
Una vez realizado el análisis de modos y efectos de fallos, el grupo de trabajo tiene que
realizar la selección del tipo de actividad de mantenimiento que ayude a prevenir la
aparición de cada modo de fallo previamente identificado.
El árbol lógico de decisión RCM es una herramienta que permite seleccionar
actividades adecuadas de mantenimiento para evitar la ocurrencia de cada modo de fallo
o disminuir sus posibles efectos.
El equipo de trabajo debe identificar el tipo de actividad de mantenimiento, apoyándose
en la lógica RCM (ver figura 6). Tras seleccionar el tipo de actividad adecuada, se
procede a especificar la acción de mantenimiento concreta a ejecutar y la frecuencia de
ejecución de la misma.
31
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
INICIO
ACTIVIDADES
PREVENTIVAS
No
¿Existe algún
procedimiento
que permita
revelar el fallo?
Sí
¿Es un fallo
oculto?
Describir el
procedimiento y
su frecuencia
Sí
No
Sí
¿Se detecta el modo de
fallo monitorizando?
¿Existe tiempo
suficiente para
planificar una
acción?
Describir
monitorización y
su frecuencia
Sí
No
No
Sí
No
¿Existe alguna
otra técnica de
monitorización
disponible?
¿Quedará “como
nuevo” el elemento
tras reparar
componente?
Sí
¿Se puede prever la
frecuencia del fallo?
Sí
Describir
reparación y su
frecuencia
Sí
Describir
sustitución y su
frecuencia
No
No
No
¿Afecta a la
seguridad o al
medio ambiente?
¿Quedará “como
nuevo” el elemento
tras sustituir
componente?
Rediseño para
eliminar modo de
fallo o sus
consecuencias
Sí
REDISEÑO
No
¿Es aceptable
económicamente el
rediseño frente al
costo del fallo?
No
Sí
Rediseño
Funcionamiento
hasta que se
produzca el fallo
ACTIVIDADES
CORRECTIVAS
Figura 6. Descripción de la lógica del método RCM.
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
El RCM clasifica las actividades de mantenimiento en dos grandes grupos: las de
actividades preventivas y las actividades correctivas, estas últimas, se ejecutarán sólo en
el caso de no encontrar una actividad efectiva de mantenimiento preventivo.
Cada grupo de actividades de mantenimiento tiene sus respectivos tipos de tareas de
mantenimiento, las cuales se mencionan a continuación:
- Actividades Preventivas
1. Tareas programadas en base a condición. Las actividades programadas en base a
condición (predictivas), se basan en el hecho de que la mayoría de los modos de fallos
no ocurren instantáneamente, sino que se desarrollan progresivamente en un periodo de
tiempo. Si la evidencia de este tipo de modo de fallo puede ser detectada bajo
condiciones normales de operación, es posible que se puedan tomar acciones
programadas en base a la condición del activo, que ayuden a prevenir estos modos de
fallo y eliminar sus consecuencias. El momento en el proceso en el cual es posible
detectar que el fallo está ocurriendo o está apunto de ocurrir es conocido como fallo
potencial y se define como una condición física identificable que indica que el fallo
funcional está a punto de ocurrir o que ya está ocurriendo dentro del proceso.
2. Tareas de reacondicionamiento. Son las actividades periódicas que se llevan a cabo
para restaurar un activo a su condición original, es decir, actividades de prevención
realizadas a los activos a un intervalo de frecuencia menor al límite de vida operativo
del activo, en función del análisis de sus funciones en el tiempo. En este tipo de
actividades, el activo es puesto fuera de servicio, se realiza una inspección general y se
reemplazan, en caso de ser necesario, las piezas defectuosas. Las tareas de restauración
programadas son conocidas como overhauls, y su aplicación más común es en equipos
mayores: compresores, turbinas, calderas, etc.
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
3. Tareas de Sustitución-Reemplazo Programado. Este tipo de actividad está orientada
específicamente hacia el reemplazo de componentes o partes usadas de un activo a un
intervalo temporal inferior al de su vida útil (antes que se produzca el fallo). Las
actividades de reemplazo devolverán la condición original al componente, ya que se
sustituye uno viejo por uno nuevo, la diferencia con las anteriores es simplemente que
éstas inciden en los componentes y las de reacondicionamiento involucran a todos los
componentes de un equipo mayor, además de que un overhaul no implica una
sustitución de piezas viejas sino que puede limitarse a acciones de limpieza, reparación
o inspección.
4. Tareas de Búsqueda de Fallos Ocultos. Tal y como se definió en apartados
precedentes, los modos de fallos ocultos no son evidentes bajo condiciones normales de
operación, por lo que este tipo de fallos no tienen consecuencias directas, pero éstas
consecuencias pueden propiciar la aparición de fallos múltiples dentro de un contexto
operacional. Uno de los caminos que puede ayudar a minimizar los efectos de un fallo
múltiple es tratar de disminuir la probabilidad de ocurrencia de fallos ocultos,
chequeando periódicamente si la función oculta está trabajando correctamente.
- Actividades Correctivas
Cuando las actividades de prevención para un determinado modo de fallo, no son
técnicamente factibles, o no son efectivas, se aplican actividades correctivas.
1. Rediseño.
En el caso de no conseguir actividades de prevención que ayuden a reducir los modos
de fallos que afecten a la seguridad o al ambiente a un nivel aceptable, es necesario
realizar un rediseño que minimice o elimine las consecuencias de esos modos de fallos.
2. Actividades de Mantenimiento No Programado.
En el caso de no conseguir actividades de prevención económicamente más baratas que
los posibles efectos derivados de los modos de fallos con consecuencias operacionales o
no operacionales, se podrá tomar la decisión de esperar hasta el fallo y actuar entonces
de forma correctiva.
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
2.3 Beneficios aplicación técnicas RCM
En trabajos desarrollados recientemente por instituciones de reconocido prestigio y, con
objetivos similares al que nos ocupa, se menciona como la correcta selección de una
herramienta software para la implantación de la técnica RCM beneficia a la empresa en
lo siguiente:
-
Mejora en el control de operaciones: mejor gestión del trabajo con un mejor
control de las solicitudes de tareas, seguimiento de los retrasos,
determinación de prioridades y una programación efectiva de las horas
extraordinarias.
-
Mejora en planificación y programación: los sistemas y procedimientos
para establecer una planificación y programación efectiva del mantenimiento
contribuye a mejorar tanto la utilización de los recursos disponibles como
el servicio al cliente. Lograr una mejor planificación y programación con los
clientes es un beneficio importante.
-
Mejora en la gestión de materiales de mantenimiento: conseguir una
gestión más eficaz y control de piezas y material de los inventarios. Disponer
de información para la toma de decisiones con el objetivo de reducir
inventario, detectando el exceso de los niveles de inventario.
-
Mejora en el análisis de fiabilidad: mejora en el seguimiento de ordenes de
trabajo y en la realización del histórico del equipo con datos relativos a los
tipos de reparaciones, las frecuencias y causas. Proporciona información
clave sobre las tendencias de fallo, facilitando la eliminación de las causas
fundamentales o control de los modos de fallo, mejorando la fiabilidad.
-
Mejora en el control presupuestario del mantenimiento: permite un mayor
control presupuestario del mantenimiento por piezas, equipos y órdenes de
trabajo. La información sobre los costos que proporciona el software RCM
es un soporte útil para la toma de decisiones en el ámbito del mantenimiento.
35
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
-
ACTIVIDAD 4: RCM2
Mejora del nivel de información de mantenimiento: una ventaja
importante del software RCM es la existencia de una base de datos histórica
de equipos, de gran importancia para la gestión eficiente del mantenimiento
y la planificación temporal del mismo. Un software RCM ayuda a convertir
datos en información útil que puede ser utilizada para administrar el
mantenimiento interno de una unidad productiva.
Para conseguir estos beneficios con una aplicación software de RCM es necesario que el
sistema de información diseñado para dar soporte a la implementación de RCM cumpla
una serie de requisitos, según estándares internacionales (SAE, NASA, MSG3, MIL,
etc.) existentes sobre esta metodología.
Además de todo lo anterior y, al igual que toda herramienta software integrada en la
empresa, la aplicación RCM deberá respetar aspectos relacionados con la gestión en
este tipo de herramientas IT. Existen publicaciones donde se hace énfasis en la
importancia de eliminar la burocracia que puede generar el proceso RCM (formatos,
documentos, informes).
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
3. Desarrollo
3.1 Proceso de selección y clasificación de los criterios a evaluar
Con el fin de seleccionar y posteriormente clasificar los criterios a evaluar, era necesario
en primer lugar entender correctamente la filosofía del RCM para, de esta forma, poder
elaborar una primera lista de criterios. Con este objetivo, se acordó la organización y
realización por parte de la OPI de dos talleres, en los que se explicó la filosofía del
RCM con un ejemplo práctico y posteriormente se presentó una primera lista de
criterios.
El primer objetivo era determinar los criterios que pudieran tener mas relevancia a la
hora de seleccionar una herramienta software y no otra, para poder así evaluar solo
aquellas herramientas que cumplan con estos criterios, previamente definidos, y
utilizarlos para ponderar numéricamente cada una de las herramientas. Por todo lo
expuesto, se considera que la definición de criterios es un paso previo a la evaluación de
herramientas.
3.1.1 Taller RCM (Taller 1)
Este taller se realizó el día 2 de junio de 2009 en la Escuela Superior de Ingenieros de
Sevilla en horario de mañana 10:00–14:00 y tarde 15:30-18:30. A continuación se
detallan los objetivos, enfoque y programa de trabajo.
- Objetivos generales del taller:
Los objetivos fundamentales de este taller consisten en lograr que los participantes
tengan la capacidad de:
Entender los aspectos básicos de la teoría del RCM y los paradigmas que esta
metodología permite romper.
Comprender detalladamente la metodología de implantación del RCM y su
importancia dentro de un proceso de optimización de gestión de activos.
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Definir los diferentes tipos de funciones de los sistemas y establecer los
parámetros de ejecución en términos de seguridad, impacto ambiental, calidad,
rangos operacionales y rangos de control.
Evaluar los riesgos que provocan los modos de fallos, jerarquizarlos en función
de su impacto y establecer prioridades de mantenimiento.
Comprender y utilizar, el proceso lógico de decisión diseñado por la
metodología del RCM, para seleccionar tareas y frecuencias efectivas de
mantenimiento.
Aplicar los conceptos teóricos del RCM y llevar a cabo aplicaciones prácticas
reales.
Identificar las oportunidades y las barreras existentes en el proceso de
implantación.
- Enfoque Técnico
La razón principal del éxito del RCM, es debido a que esta metodología, permite que las
organizaciones evalúen de forma sistemática sus necesidades de mantenimiento, a partir
de la comprensión de las funciones de los activos y las consecuencias (seguridad,
ambiente y operaciones) que generan la pérdida de estas funciones dentro del contexto
operacional. El RCM, propone un proceso sistemático que ayuda a responder las
siguientes preguntas:
¿Cuáles son las funciones del sistema dentro del contexto operacional?
¿Cómo se pierden las funciones (fallos funcionales)?
¿Cuáles son las causas (modos de fallos) que provocan la pérdida de las
funciones?
¿Cuáles son las consecuencias que provocan los modos de fallos?
¿Cuáles son las actividades de mantenimiento más efectivas que ayuden a
prevenir/predecir los modos de fallos?
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Finalmente, el taller proveerá a los participantes de un procedimiento efectivo, que los
ayudará a decidir cuales son las actividades de mantenimiento más apropiadas y con qué
frecuencia deben ser ejecutadas.
Durante la realización del taller, se presentarán aplicaciones prácticas de implantación
del RCM, con resultados reales obtenidos diversos procesos de producción, explicando
de forma detallada, los principales beneficios alcanzados y las barreras encontradas
durante los procesos de implantación del RCM.
- Programa
Introducción al área de mejora de la Fiabilidad operacional
Teoría básica del RCM
Equipo Natural de Trabajo
Aspectos generales del proceso de implantación
Análisis de Modos y efectos de Fallos (FMEA)
Funciones, fallos funcionales y modos de fallos
Consecuencias de los fallos
Proceso de selección de las actividades de mantenimiento bajo el enfoque RCM
Jerarquización de las actividades de mantenimiento
Aplicación práctica
Beneficios esperados de la implantación del RCM
Revisión de criterios técnicos a considerar en la herramienta software RCM en
relación directa con la metodología estudiada
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ACTIVIDAD 4: RCM2
3.1.2 Taller RAMS (Taller2)
Este taller se realizó el día 3 de junio de 2009 en la Escuela Superior de Ingenieros de
Sevilla en horario de mañana 10:00–14:00. A continuación se detallan los objetivos y el
programa de trabajo.
- Objetivos generales del taller:
Los objetivos fundamentales de este taller consisten en intercambiar fundamentos y
experiencias para la optimización de sistemas de producción a partir del uso eficiente de
herramientas informáticas de Ingeniería de Mantenimiento y Fiabilidad.
- Programa
Evolución y paradigmas del Mantenimiento.
Proceso de Gestión de Activos enfocado a la optimización del mantenimiento.
La Fiabilidad Operacional y su impacto dentro de un modelo de gestión del
mantenimiento.
Herramientas de soporte informático de Ingeniería de Fiabilidad y
Mantenimiento:
o Herramientas básicas de fiabilidad: Priorization Analysis/PA (Análisis de
Criticidad) y Root Cause Analysis/RCA (Análisis Causa Raíz). Ejemplos
de software: MC-RISK (matriz de criticidad por Riesgo), PROACT RCA
Software, etc.
o Herramientas de optimización de planes de mantenimiento e inspección:
Reliability Centered Maintenance/RCM (Mantenimiento Centrado en
Fiabilidad), Risk Based Inspection/RBI (Inspección Basada en Riesgo).
Ejemplos de software: RCM Cost, RCM Toolkit, Reliability Workbench,
IVARA, RCM PLUS, RCM++, RBI-API-580, etc.
40
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
o Herramientas integradoras de modelos de simulación matemática y
técnicas de optimización de fiabilidad: Reliability, Maintainability and
Availability Model/RAM (Análisis de Fiabilidad, Mantenibilidad y
Disponibilidad). Ejemplos de software: AV-Sim, Item Software, Care,
Relex, etc.
o Integración de las herramientas de soporte de Ingeniería de Fiabilidad y
Mantenimiento con el GMAO de la organización
Discusión final sobre las principales barreras y oportunidades encontradas en los
procesos de implantación de las herramientas de soporte informático de
Ingeniería de Fiabilidad y Mantenimiento
Ambos talleres se desarrollaron según lo previsto y conforme a sus respectivos
programas. Se solventaron todas las dudas formuladas por los asistentes, se discutieron
los criterios (acordándose la eliminación, adición y agrupación de algunos de ellos) y se
acordaron próximas actividades.
41
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
3.2 Criterios
3.2.1 Descripción de los criterios seleccionados
A continuación, se definen, clasifican y describen una serie de criterios a tener en cuenta
para una eficaz y eficiente implantación de la técnica RCM en la empresa mediante una
herramienta de soporte software.
La contemplación de estos criterios permitirá evitar posibles desviaciones funcionales
que pudieran surgir en la utilización de la herramienta (en lo que respecta a la aplicación
de la metodología RCM), así como asegurar que la herramienta seleccionada reúne una
serie de atributos que igualmente garanticen la eficiencia en su utilización, su fiabilidad,
mantenibilidad y soporte.
Seguidamente, se listan en formato tablas una serie de criterios objetivos fruto del
consenso de todas las partes, clasificados finalmente en cuatro grupos diferentes aunque
relacionados todos ellos entre sí.
Estos criterios han sido sometidos a procesos de debate y han sufrido numerosas
modificaciones hasta conseguir una selección final de aquellos que SADIEL –
ENDESA han considerado de interés específico para el proyecto.
Todos los criterios han sido seleccionados en base a publicaciones científicas, artículos,
organizaciones líderes en sistemas RCM, congresos europeos sobre RCM, y demás
fuentes de información de reconocido prestigio en este tema.
Atendiendo a los párrafos anteriores y, una vez filtrados y definidos aquellos criterios
que consideramos que tienen relevancia suficiente en el caso que nos ocupa, los hemos
clasificado en cuatro grupos, a saber:
Criterios funcionales y metodológicos (metodología RCM)
Criterios informáticos
Criterios logísticos y de servicio técnico
Criterios económicos
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ACTIVIDAD 4: RCM2
La clasificación basada en estos cuatro grupos es fruto de la revisión de las distintas
fuentes consultadas, la existencia de criterios comunes, la importancia o el peso que se
le otorgan a cada uno y de nuestra propia experiencia.
Pensamos que una clasificación de este tipo puede ayudar a homogeneizar en grupos los
criterios, facilitando a posteriori el análisis de los mismos y la elección final. No
obstante, existen criterios que podrían incluirse en más de un grupo por lo que la
clasificación tendrá siempre un cierto grado de subjetividad.
3.2.2 Criterios definitivos
A continuación se listan los criterios definitivos, los cuales han sufrido un minucioso
cribado desde las primeras propuestas, siendo el resultado de numerosas puestas en
común entre ENDESA-SADIEL-OPI para llegar finalmente a un listado concreto y
definitivo que nos ayude a la posterior evaluación de herramientas en base a estos
criterios.
Los criterios se listan utilizando el formato de tablas, para facilitar su lectura,
comparación e interpretación. También adjuntamos con cada criterio, una breve
descripción de cada uno de ellos para facilitar la compresión y evitar interpretaciones
incorrectas de los mismos.
43
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
BLOQUE 1: CRITERIOS FUNCIONALES Y METODOLÓGICOS
GRUPO
SUBGRUPO
DEFINICION DEL SISTEMA Equipo humano
Activos
CRITERIO
1.1 Formación del equipo natural de trabajo
1.2 Análisis de criticidad
1.3 Definición del equipo
ANÁLISIS FMEA
Identificación
Sistema
1.4 Definición jerárquica
Sistema/Subsistemas
1.5 Identificación funciones
1.6 Identificación fallas funcionales
Modos de fallo
1.7 Identificación modos de fallo
1.8 Priorización modos de fallo (efectos)
DESCRIPCION
¿Permite la definición, conformación del equipo natural
de trabajo y la planificación de las reuniones?
¿Permite jerarquizar activos en base a la criticidad?
¿Permite relacionar la criticidad con el factor de riesgo?
¿Permite definir diagramas de descripción del sistema?
¿Permite definir el contexto operacional?
¿Permite definir el Sistema y su división en
subsistemas?
¿Permite definir las funciones y los estándares de
funcionamiento?
¿Permite definir los fallos funcionales que provoca que
el activo no pueda cumplir su función?
¿Permite definir la causa física que provoca el fallo
funcional?
¿Permite definir el impacto cualitativo del modo de fallo?
¿Permite definir el impacto cuantitativo del modo de
fallo (impacto económico del modo de fallo)?
¿Permite definir el indicador NPR en base ocurrencia,
detectabilidad y severidad?
1.9 Identificación causas
POLÍTICAS Y
ESTRATEGIAS DE
MANTENIMIENTO
Definición
estrategia
mantenimiento
1.10 Identificación estrategia mantenimiento
1.11 Establecer política mantenimiento
¿Permite definir las causa raices que provocan el fallo?
¿Permite identificar las estrategias de mantenimiento?
(correctivo, preventivo, predictivo, rediseño, etc...)
¿Permite identificar las estrategia mantenimiento en
función del diagrama lógico de decisión?
¿Permite estimar el intervalo PF para las actividades de
mantenimiento por condición?
¿Permite definir actividades de mantenimiento para
fallos ocultos?
Tareas ->Recursos, costes, frecuencia
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
OPTIMIZACIÓN
ESTRATEGIAS DE
MANTENIMIENTO
Evaluación
ACTIVIDAD 4: RCM2
1.12 Fiabilidad
1.13 Costes
1.14 Otros indicadores
Seguimiento
1.15 Trazabilidad indicadores
1.16 Seguimiento recomendaciones
Estimación
1.17 Estimación óptima de política de
mantenimiento
1.18 Simulación de indicadores
1.19 Repuestos críticos
¿Permite evaluar la fiabilidad mediante indicadores
MTTF, MTTR, frecuencia de fallos, etc?
¿Permitir calcular el coste actual de mantenimiento?
¿Permite calcular indicadores definidos por el propio
usuario (Ej: TIEPI)?
¿Permite consultar la evolución en el tiempo de los
indicadores?
¿Permite hacer un seguimiento de recomendaciones de
mejora?
¿Permite que el sistema calcule la política óptima de
mantenimiento?
¿Permite estimar indicadores a partir de propuestas de
cambios de indicadores?
¿Permite determinar necesidades de repuestos?
45
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
BLOQUE 2: CRITERIOS INFORMÁTICOS
CRITERIO
DESCRIPCION
¿Es intuitivo? ¿La aplicación informática utiliza una interfaz de operación estándar similar a la de aplicaciones
2.1 Ergonomía
ofimáticas? ¿Necesita una formación muy extensa para poder manejarla?
2.2 Rendimiento
Tiempo de respuesta aceptable en sus funciones
2.3 Visualización Gráfica de Datos
Permite la visualización de los datos en formato gráfico
2.4 Importación / Exportación de Datos Permite la exportación/importación de datos en otros formatos (Word, PDF, Excel,…)
2.5 Seguridad
Gestión de acceso y perfiles de la aplicación
2.6 Integridad
Permite realizar copias de seguridad y restauranción de los datos
2.7 Integración
Facilita la integración con otros sistemas y BBDD
2.8 Arquitectura
La arquitectura de la herramienta es ¿cliente/servidor? ¿Web? ¿Tiene BD propietaria?
2.9 Sistema de ayuda on-line
¿Provee la herramienta de ayuda on-line que sirva de guia en cada una de las etapas del RCM?
46
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
BLOQUE 3: CRITERIOS LOGÍSTICOS Y DE SERVICIO TÉCNICO
CRITERIO
3.1 Productos que incluye
3.2 Programas de apoyo
3.3 Módulos disponibles para el software
3.4 Demostración previa
3.5 Pertenencia a una suite
3.6 Instalación
3.7 Ayuda
3.8 Auditoría
3.9 Distribución
3.10 Servicion de formación
3.11 Servicio de consultoría
3.12 Servicio de apoyo técnico
3.13 Servicio de soporte on-line
3.14 Presencia en el mercado
DESCRIPCION
Productos que configuran la herramienta software.
Programas de apoyo a la herramienta existentes.
Otros módulos disponibles de gestión que ofrece la suite.
Posibilidad de probar la herramienta en funcionamiento.
La herramienta pertenece a una suite o no.
Posibilidad de visitas guiadas para la adopción del software.
Telefónica, On-line y/o presencial.
Herramientas/opciones que faciliten este proceso.
Actualizaciones del software automáticas.
Cursos de capacitación de personal.
Asesoramiento en la gestión del mantenimiento.
Ubicación zona geográfica, medios de soporte, tiempos de espera.
Posibilidad de soporte técnico online.
Número de empresas que utilizan el software.
47
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
BLOQUE 4: CRITERIOS ECONÓMICOS
CRITERIO
4.1 Requesitos de implementación
4.2 Paquetes de implementación
4.3 Coste del producto
4.4 Coste de implementación
4.5 Coste del mantenimiento del software
4.6 Ingenieros y personal dedicado
4.7 Coste de formación
DESCRIPCION
Coste de las actividades necesarias previas a la implantación.
Coste del paquete de implementación.
Precio del software.
Instalación propiamente dicha.
Coste/año.
Numero de horas de personal dedicado.
Costo de los cursos de formación de personal.
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
3.3 Proceso de selección de las herramientas
Para una correcta selección de las herramientas a evaluar, en primer lugar se ha realizado
una revisión general y global de todas las herramientas software existentes en el mercado.
Una vez recopiladas la gran mayoría de ellas, se hizo una selección, teniéndose en cuenta
para ello diversas publicaciones al respecto, así como la experiencia del grupo y la
presencia en el mercado de la herramienta en cuestión.
3.4 Breve introducción de las herramientas seleccionadas
RELEX
- Introducción, descripción general y arquitectura.
El software RELEX integra un total de doce módulos, centralizados en una misma interfaz
desde la que se puede acceder de manera rápida a todos ellos, con posibilidad de
simultanearlos dos a dos.
El Software RELEX incluye los siguientes módulos:
- Relex Fault Tree.
- Relex Event Tree.
- Relex FMEA.
- Relex Human Factors.
- Relex FRACAS.
- Relex LCC (Life Cycle Cost).
- Relex Maintainability.
- Relex Markov.
- Relex Phase diagrams (simplemente permite la edición de diagramas de fase)
- Relex Reliability Prediction.
- Relex RBD (Reliability Block Diagram) - OpSim (System Optimization and
Simulation).
- Relex Weibull.
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Estos módulos permiten hacer un análisis amplio y preciso de la fiabilidad de un equipo o
sistema. Es importante destacar que este software no tiene módulo de RCM.
Como soporte a todos lo módulos existentes, Relex ofrece mediante Relex Architect una
plataforma común para todos ellos, la cual permite la integración en una misma interfaz.
Escalabilidad: Relex permite la utilización de la herramienta por parte de distintos
usuarios simultáneamente.
Configurable: Relex permite configurar las aplicaciones de cada módulo en varios
niveles. A nivel de sistema y a nivel de usuario, con distintas opciones de aplicación para
facilitar su uso.
Accesibilidad: Relex soporta las bases de datos más importantes del mercado.
Seguridad: únicamente se puede acceder al software por autentificación de los usuarios
autorizados.
El software posee una guía para instruir al usuario paso a paso y enseñarle a introducir
datos de forma sencilla y ordenada, haciendo un recorrido muy básico sobre cada uno de
los módulos.
Cada módulo de Relex Software puede operar de forma totalmente independiente, pero
todos tienen acceso a una base de datos común. Esta estructura integrada permite que los
resultados de los cálculos realizados en un módulo estén inmediatamente disponibles en
los otros.
50
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Interfaz del software con todos los módulos cargados simultáneamente.
51
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Una vez se realizan los diferentes análisis, el software elabora un informe de resultados. La
aplicación para elaborar gráficos que posee Relex permite elegir entre una amplia variedad
de plantillas ya confeccionadas, con la posibilidad de adaptarlas según requerimientos del
usuario y visualizar mejor los resultados que se deseen.
Por otro lado, la base de datos común que los distintos módulos de Relex llevan
incorporada o que se han ido incorporando, permiten de forma dinámica poder mostrar y
actualizar resultados según se vayan modificando los valores que se hayan introducido en
dichas bases. Por ejemplo, la tasa de fallos de los componentes calculada por Relex
Reliability Prediction podría ser utilizada en Relex FMEA para obtener automáticamente
las tasas de modos de fallos. O bien se podrían utilizar estas tasas de fallo en Relex RBD
para tenerlas en cuenta en los resultados de fiabilidad y disponibilidad de componentes.
A continuación, explicamos brevemente cada uno de los módulos que componen el
software RELEX:
Relex Fault Tree Analysis (FTA) y Relex Event Tree.
Este módulo realiza Análisis de Árboles de fallos y permite focalizar un suceso de una
importancia determinada, por ejemplo, aquellos que provocan consecuencias críticas. El
objetivo es minimizar la ocurrencia de estos eventos y sus consecuencias.
Los Análisis de Árboles de fallos son realizados utilizando una aproximación “por encima
o por debajo”. Se comienza determinando el evento del nivel más alto y después se van
evaluando todos los eventos que pueden contribuir a la ocurrencia del mismo. El diagrama
del árbol de fallos resultante es una representación gráfica de la cadena de eventos de un
determinado sistema o proceso, construida utilizando configuraciones de puertas lógicas.
Este módulo proporciona una interfaz amigable para el usuario. En ella se pueden definir
puertas, eventos o divisiones y asignar prioridades utilizando el ratón de forma cómoda y
sencilla. Se pueden cortar, copiar y pegar elementos del diagrama, elegir títulos, fuentes,
imágenes, colores y otros parámetros de forma que el diagrama se adecue a las
especificaciones del usuario.
52
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
La interfaz proporciona una vista simultánea del árbol de fallo en una vista gráfica estándar
así como una vista en forma de tabla. La tabla puede ser plegable y desplegable, lo cual
simplifica la visualización y edición de las propiedades de distintas puertas y sucesos,
especialmente en árboles grandes. La representación de un árbol de fallos puede ser
exportado como un mapa de caracteres o como un archivo *.jpeg para ser incluido en
documentos, presentaciones o páginas Web.
El software Relex FTA se completa con el módulo Event Tree cuya interfaz puede ser
utilizada para visualizar las cadenas de eventos usando una serie de ramas o divisiones que
representen los fallos de sucesos y la ruta correcta. Al final de cada ruta se pueden
determinar las consecuencias del sistema. El dispositivo de cálculo de Relex Event Tree
puede procesar la probabilidad de las consecuencias de un sistema.
Ambos módulos se enlazan de forma automática con el resto de módulos de Relex. El
usuario puede puede utilizar Relex para generar de forma automática un árbol de fallos
completo a partir de un FMEA. Esta característica permite al usuario determinar
visualmente qué modo de fallo es el que hace que se produzca un determinado efecto.
Estas herramientas permiten analizar la seguridad de un producto o sistema.
Relex FMEA
Relex FMEA realiza un análisis de los modos de fallo y sus efectos, es decir, permite
analizar los potenciales modos de fallo de un sistema y los efectos resultantes de esos
fallos.
Algunas industrias tienen sus propios estándares de Análisis FMEA, los cuales son en su
mayoría soportados por el software Relex.
Relex FMEA permite realizar tanto el diseño como la ejecución de FMEAs. El diseño de
FMEAs se utiliza para analizar el diseño de un sistema y cómo los distintos modos de fallo
afectan a la operabilidad del mismo. La ejecución de FMEAs se utiliza para analizar fallos
por inspección y cómo un proceso de fabricación afecta a la operación de un sistema.
Relex soporta análisis FMEAs realizados a nivel funcional, nivel de interfaz o a nivel de
piezas. Los FMEAs funcionales se utilizan para analizar un sistema a nivel de un bloque
53
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
funcional, los FMEAs de interfaz se refieren a entradas y salidas de varios grupos de piezas
y los FMEAs de piezas analizan los componentes de forma individual. El usuario puede
realizar el análisis de los modos de fallos en uno de estos niveles o realizar una parte en un
nivel y otra en otro.
Relex FMEA puede ser utilizado tanto como un paquete informático individual como en
conjunto con otros módulos de Relex, ya que todos los productos de Relex muestran la
misma base de datos y la información proporcionada por otros módulos está
inmediatamente disponible para Relex FMEA, como señalamos para el módulo anterior.
De acuerdo a cómo haya definido el usuario la jerarquía del sistema y las partes añadidas,
así son reconocidas por todos los paquetes software de Relex.
Relex FMEA tiene acceso a las tasas de fallo calculadas por el módulo de Relex de
predicción de Fiabilidad. Estas tasas de fallo se actualizan constantemente, los cambios se
llevan a cabo de forma instantánea en Relex FMEA. Combinando el módulo de Relex
Fault Tree con el de FMEA se puede generar un árbol de fallos mostrando todos los modos
de fallo que contribuyen a producir un efecto.
Este módulo organiza y almacena la información en una tabla. Relex FMEA permite al
usuario definir las consecuencias del fallo y realiza también valoraciones de la criticidad a
través de números de prioridad del riesgo (RPN = Risk Priority Number) y cálculos de
probabilidad de los modos de fallo.
Relex Human Factors.
Un error humano es la causa de un gran número de fallos para un gran número de
industrias en todo el mundo. En muchas industrias como las de aviación, químicas o
navales, se considera que el 80 ó 90% de los accidentes ocurren como resultado de un error
humano y éstos suelen llevar asociados elevados costes.
Relex Human Factors Risk Analysis está basado en un proceso FMEA. Modelando un
proceso humano y utilizando este formato se obtiene un HF-PFMEA (Human Factors
Process Failure Mode and Effect Analysis). Los PFMEAs son principalmente utilizados
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
para valorar la seguridad y fiabilidad de un proceso analizando modos potenciales de fallo
de dicho proceso. Llevando esto al siguiente nivel, HF-PFMEAs pueden ser utilizados para
valorar la seguridad humana y la fiabilidad humana analizando procesos o cuestiones
realizadas por personas.
El análisis comienza por descomponer un proceso en tareas discretas a fin de que las
acciones asociadas con cada tarea puedan ser específicamente analizadas como potenciales
fallos humanos.
Basándose en la información de los errores, el efecto resultante de un error puede ser
determinado y puede también definirse su severidad y probabilidad.
Este módulo ofrece la posibilidad de obtener informes que pueden ser modificados según
requerimientos del usuario.
Relex FRACAS.
FRACAS (Failure Reporting Analysis and Corrective Action System) es el medio por el
que la fiabilidad de un producto, servicio, proceso o aplicación de software es medido y, en
definitiva, mejorado mediante acciones correctivas. Relex Fracas es una herramienta que
permite la entrada de datos, almacenamiento, análisis y presentación de informes.
Existen varios acrónimos para herramientas de acciones correctivas que son sinónimos:
FRACAS, DRACAS y PRACA.
- FRACAS: Failure Reporting Analysis and Corrective Action System.
- DRACAS: Data Reporting Analysis and Corrective Action System.
- PRACA: Problem Reporting and Corrective Action.
Relex FRACAS es un software en forma de bucle de acciones correctivas con el que
rápidamente se obtiene la solución óptima. Si el usuario desea localizar datos de pruebas,
datos de campo o información de mantenimiento, este módulo permite identificar
problemas, editarlos y corregirlos, mejorando la calidad de los productos, la fiabilidad de
los mismos y su gestión.
55
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
El módulo proporciona a una empresa un sistema de acciones correctivas para procesar
importantes datos como peticiones de servicio, reparación de actividades, documentos de
fallos, quejas de los clientes y sugerencias a través de la organización.
Relex FRACAS permite verificar el bucle cerrado incorporando datos y experiencias de
proyectos pasados en futuros diseños para asegurar que los problemas no vuelvan a ocurrir.
Permite la interrelación con el resto de módulos de Relex y posee numerosas opciones para
editar documentos y gráficos.
Esta aplicación también proporciona capacidades gráficas y de elaboración de Informes,
los cuales pueden completarse según requerimientos del usuario.
Este módulo tiene la capacidad de cuantificar resultados de acciones correctivas, ya que, a
través del cálculo del MTBF se puede demostrar la efectividad de dichas acciones y
detectar qué eventos o sucesos han sido corregidos.
Relex LCC (Life Cycle Cost).
Relex LCC es una herramienta que calcula el coste de un producto en relación a su tiempo
de vida. Se deben incluir diferentes tipos de costes como los de diseño, producción,
garantía, reparación y disposición.
Teniendo en cuenta factores de inflación y diferentes diseños se puede realizar fácilmente
un estudio de varias alternativas sobre la vida de un producto. Por ejemplo, puede que se
desee comparar un ítem con coste inicial más elevado y costes de reparación más bajos con
respecto a un ítem con un coste inicial más bajo y costes de reparación más elevados.
El objetivo de Relex LCC es ayudar a reducir el coste del ciclo de vida. Permite definir un
amplio rango de costes variables incluyendo variables alternativas y dependientes del
tiempo. Se pueden incluir aspectos como tasa de fallos, MTBF, MTTR, fiabilidad y
disponibilidad, datos que se obtienen con otros módulos de Relex Software.
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Relex Maintainability.
Las predicciones de mantenibilidad permiten analizar la dinámica de reparación de un
sistema. Relex Maintainability Prediction proporciona una estructura de trabajo para
realizar análisis de mantenibilidad. Mediante estadísticas de evaluación, se pueden
minimizar los tiempos de reparación de un sistema y aumentar, por tanto, la disponibilidad
del mismo.
Este módulo permite definir las tareas de reparación y reutilizar esta información a través
del diseño. Utilizando estas pautas, el módulo calcula parámetros de mantenimiento
incluido el MTTR (Mean Time To Repair), el Tiempo Medio de Mantenimiento
Correctivo, el Tiempo Medio de Mantenimiento Preventivo y el Máximo Tiempo de
Mantenimiento Correctivo.
El usuario puede definir tareas de reparación según sus requerimientos, de acuerdo a un
mayor o menor nivel de detalle.
Esta herramienta está completamente integrada con el resto de módulos de Relex y puede
ser utilizada de forma independiente o junto con Relex Relibiality Prediction y Relex
FMEA. Permite obtener informes del análisis adaptarlos conforme a las necesidades del
usuario.
Relex Markov.
Las técnicas de análisis de Markov pueden ser aplicadas en una amplia variedad de
situaciones donde se hace necesario tener en cuenta los distintos estados de un sistema.
El estudio de los análisis de Markov dependen de sucesos fortuitos, sucesos cuya
probabilidad depende de lo último que haya sucedido o donde la secuencia de sucesos
puede ser considerada dentro del análisis.
Relex Markov realiza análisis de fiabilidad para sistemas con causas de fallos comunes,
degradación, fallos dependientes o inducidos. Los análisis realizados por este módulo
utilizan diagramas de transición de estados, es decir, representaciones gráficas que
muestran tanto los estados de fallo y operación de un sistema como las transiciones entre
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
ellos. El módulo proporciona herramientas de edición de gráficos que ayudan a la
elaboración de los mismos.
Una vez que las figuras de un determinado diagrama de estado están en el lugar apropiado
y correctamente conectadas, el usuario debe definir los rangos/tasas de transición, que son
generalmente rangos de fallos o reparación entre las figuras.
Realiza cálculos del MTBF (Tiempo Medio Entre Fallos), MTTF (Tiempo Medio Hasta el
Fallo) y MTTR (Tiempo Medio de Reparación).
Este módulo ofrece tanto la posibilidad de obtener informes predeterminados de los
análisis realizados como la posibilidad de adaptarlos según los requerimientos del usuario.
Relex Reliability Prediction.
Consiste en un análisis cuantitativo que permite predecir la tasa de fallo de un sistema, en
función de sus componentes y las condiciones de funcionamiento.
La predicción de la fiabilidad se realiza mediante un cálculo matemático utilizando
distintas ecuaciones referenciadas a un estándar. Estas ecuaciones se desarrollan
mediante el uso de técnicas estadísticas para completar la posible falta de datos que
normalmente se da en el funcionamiento de equipos reales. Las ecuaciones tienen en
cuenta diversos parámetros, como las condiciones de funcionamiento, que guardan relación
con la fiabilidad de los componentes.
Para comenzar un análisis de predicción de fiabilidad, se debe definir primero el sistema y
todos sus componentes. A continuación, utilizar el modelo de ecuaciones para determinar
el tipo incumplimiento de cada componente del sistema. Para obtener la tasa de fallo del
sistema, que suman todas las tasas de fallo de cada componente.
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Relex RBD (Reliability Block Diagram) - OpSim (System Optimization and
Simulation).
Relex RBD permite el análisis de gráficos RBD, es decir, Diagramas de Bloques de
Fiabilidad. Su interfaz permite al usuario dibujar una distribución visual del sistema en la
pantalla. Una vez introducidos los parámetros del sistema, el módulo proporciona
resultados de fiabilidad y mantenibilidad.
Este módulo realiza varios tipos de cálculos: disponibilidad, fiabilidad, indisponibilidad,
MTBF, tasa de fallo, indisponibilidad media, tiempo total de inactividad y tasa de riesgo
entre otros.
El sistema de cálculo de Relex RBD, cuando analiza el Diagrama de Bloques de
Fiabilidad, primero determina si los resultados pueden ser obtenidos a través de una
solución analítica, si es así, calcula estos resultados de forma rápida y eficiente. No
obstante, si requiere una solución simulada, automáticamente emplea el sistema de
simulación por Monte Carlo para completar el análisis. Esta forma inteligente de actuar
asegura que el módulo empleará la mejor técnica para analizar cada diagrama de bloques
en particular.
Incluye varios tipos de distribuciones de fallos y reparaciones: exponencial, lognormal,
normal, Rayleigh, independiente del tiempo, Weibull y Uniforme. Este sistema de
simulación también soporta numerosos tipos de diagramas incluyendo series simples,
operación en paralelo, redundancias y algunos otros tipos de configuraciones de redes.
Por otra parte, otra de las principales capacidades de Relex RBD es la posibilidad de
adaptar los diagramas de bloques a las necesidades del usuario, imágenes externas, control
de fuentes, etc. Al igual que los módulos anteriores, Relex RBD se encuentra integrado
junto con el resto de módulos.
Relex OpSim amplia las funciones del módulo RBD para proporcionar todo lo necesario
para modelar escenarios de la vida real.
Un proceso RBD te permite procesar la fiabilidad y disponibilidad de un sistema, pero si se
quieren incorporar actividades de mantenimiento y ver cómo pueden influir dichas
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
actividades en los principales parámetros de fiabilidad o gestionar la disponibilidad de las
piezas de repuesto y recursos de reparación de componentes críticos de un sistema, es
necesario algo más.
Relex OpSim permite al usuario ampliar el diagrama de un sistema con un extenso rango
de parámetros relacionados con el mantenimiento. Relex OpSim elimina la suposición
respecto a los costes de que todas las reparaciones resultan exitosas al 100%
permitiendo al usuario especificar factores de degradación en todos los componentes
reparados o de reserva. También se puede asociar a cada coste de reparación de un
componente el tiempo de fallo del mismo.
Relex Weibull.
Relex Weibull es un software de análisis que proporciona una herramienta estadística
envuelta en una interfaz amigable. Es capaz de predecir tendencias y analizar la fiabilidad
de un sistema, ofreciendo la posibilidad de examinar cualquier dato de fallo.
Una vez que la introducción de datos ha sido completada, el módulo puede determinar la
distribución de probabilidad más conveniente para los datos introducidos. Relex Weibull
soporta tanto la distribución Weibull como muchas otras distribuciones, como por ejemplo,
la distribución exponencial, Normal, Logarítmica, etc., de esta forma asegura que el
análisis sea lo más preciso posible. El usuario puede elegir el tipo de distribución o dejar
que el software la elija de la forma más óptima.
Una vez que el análisis es completado, elabora gráficos que representan toda la
información. Estos gráficos permiten ver los puntos de los datos introducidos a lo largo de
la curva de distribución. Los gráficos de Weibull pueden ser completados según
requerimientos del usuario definiendo por ejemplo, colores, fuentes, títulos, ejes y,
también, especificar qué resultados se desean mostrar.
60
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
ITEM SOFTWARE
- Introducción, descripción general y arquitectura.
Fue diseñado en 1986 con el objetivo de abordar tanto el campo de la Calidad (Quality)
como el campo RAMS. Este software se utiliza para hacer análisis de fiabilidad
(Reliability), disponibilidad (Availability), mantenibilidad (Maintainability) y seguridad
(Safety) de equipos industriales, es decir Item Software sirve para hacer evaluaciones
RAMS (Reliability, Availability, Maintainability and Safety).
El software Item Toolkit integra un total de 8 módulos relacionados con técnicas de
Fiabilidad, Mantenibilidad, Disponibilidad, Seguridad y Riesgo.
El Item Toolkit incluye los siguientes módulos:
-
Reliability Prediction:
-
Failure Mode, Effects and Criticality Analysis (FMECA)
-
Reliability Block Diagram (RBD)
-
Fault Tree Analysis (FTA)
-
Event Tree Analysis (ETA)
-
Markov Analysis
-
Maintainabiliy
-
Spares Scaling and Ranging
Estos módulos permiten hacer un análisis amplio y preciso de la fiabilidad de un equipo o
sistema. Es importante destacar que este software no tiene módulo de RCM.
Escalabilidad: Item Toolkit permite la utilización de la herramienta por parte de distintos
usuarios simultáneamente.
Configurable: Item Toolkit permite configurar las aplicaciones de cada módulo en varios
niveles. A nivel de sistema y a nivel de usuario, con distintas opciones de aplicación para
facilitar su uso.
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Accesibilidad: Item Toolkit soporta las bases de datos más importantes del mercado
(permite exportar los resultados a base de datos como EXCEL, ACCESS).
Seguridad: únicamente se puede acceder al software por autentificación de los usuarios
autorizados.
El software posee una manual de usuario para instruir al usuario paso a paso y enseñarle a
introducir datos de forma sencilla y ordenada, haciendo un recorrido muy básico sobre
cada uno de los módulos.
Cada módulo de software Item Toolkit puede operar de forma totalmente independiente ó
de forma integrada, la integración de los diferentes módulos se puede ajustar según las
necesidades de cada organización.
Interfaz del software ITEM
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
El Item Toolkit utiliza estándares internacionales reconocidos y permite desarrollar análisis
integrales de Fiabilidad, Mantenibilidad, Disponibilidad, Seguridad y Riesgo a nivel de
sistemas, equipos y componentes.
A continuación, explicamos brevemente cada uno de los módulos que componen el
software Item Toolkit:
Reliability Prediction
Este módulo permite realizar estimaciones de frecuencias de fallos y MTBF (mean
time between failures) de diferentes tipos de equipos (mecánicos y electrónicos).
Esta herramienta utiliza 5 modelos de predicción de fiabilidad: MIL-HDBK-217 F
Notice 2 US Military (Electronic), Telcordia TR-332 & SR-332 US Telecom
(Electronic), IEC 62380 European Telecom (Electronic), China (GJB/Z) 299B
Chinese Military (Electronic), NSWC 06/LE1 US Naval (Mechanical).
Interfaz del módulo Reliability Prediction.
63
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Failure Mode, Effects and Criticality Analysis (FMECA)
En el FMECA, la identificación de los modos de fallo y sus efectos (Failure Mode
Effect Analysis) es sólo el comienzo. En el análisis de criticidad es donde los
modos de fallo se clasifican de acuerdo a una combinación de gravedad y la
probabilidad de que el modo de fallo ocurra realmente.
Este módulo proporciona una interfaz gráfica intuitiva con múltiples opciones para
construir y realizar un análisis. Posee un árbol de amplia jerarquía y tablas
diseñadas para una navegación agradable y una fácil entrada de datos.
Este modulo soporta los estándares de fiabilidad: MIL-STD-1629ª, IEC-61508
FMEDA, ISO9000/QS9000, BS 5760 Part 5, su diseño permite identificar y
analizar los potenciales modos fallos dentro de un sistema e identificar los riesgos
que estos pueden provocar dentro del contexto operacional. La herramienta provee
de un modelo de análisis de criticidad basado en la combinación de los factores de
probabilidad de fallos por severidad. Adicionalmente, el módulo de FMECA
incluye una librería de modos de fallos procedentes del estándar MIL-HDBK-338.
Interfaz del módulo FMECA.
64
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Reliability Block Diagram (RBD)
La realización de un análisis de la fiabilidad mediante un diagrama de bloque es
esencial para determinar la falta de fiabilidad, disponibilidad, número esperado de
fallos o el tiempo de inactividad.
El módulo de análisis de fiabilidad de diagramas de bloque (RBD),
permite
analizar la fiabilidad y la disponibilidad de sistemas y subsistemas. Presenta una
estructura gráfica que permite diseñar de forma muy sencilla la configuración
lógica de bloques (serie – paralelo). La herramienta utiliza álgebra Booleana para
determinar las frecuencias de fallos de los sistemas y modelos de Markov para la
evaluación de los arreglos del tipo standby.
El módulo RBD permite estimar la degradación del rendimiento debido a la falta de
disponibilidad de uno o más bloques en el sistema. Esta característica permite al
usuario asignar la capacidad de procesamiento a cada bloque en el modelo, y
calcular el rendimiento reducido del sistema en caso de fallo parcial del mismo.
En resumen, los índices que permite calcular por cada bloque son: tasa de fallos,
MTBF, Fiabilidad y Disponibilidad.
Interfaz del módulo RBD.
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Fault Tree Analysis (FTA)
El análisis de árbol de fallos es una representación gráfica de los acontecimientos
en un orden jerárquico, que permite identificar y clasificar los posibles
acontecimientos (representados gráficamente en forma de esquema tipo árbol) que
pueden causar un fallo del sistema, y realizar estimaciones de probabilidad de fallo
del sistema.
Con esta información detallada, los esfuerzos para mejorar la seguridad y fiabilidad
del sistema son más centrados y adaptados al sistema en cuestión. Además, el
análisis de árbol de fallos puede ayudar a prevenir la ocurrencia de fallos ya que
proporciona datos que muestran cómo y en qué circunstancias puede producirse,
determinando la importancia de cada elemento crítico del sistema.
El módulo de análisis de árbol de fallos (FTA) permite descomponer los sistemas
en el nivel más bajo de posibles eventos de fallos, a través de puertas lógicas
(modelo de lógica Booleana). La herramienta ayuda a identificar la probabilidad de
fallo y los efectos que pueden traer los fallos de un componente sobre la seguridad
de las operaciones. El software permite realizar análisis cualitativos y cuantitativos
de riesgo (probabilidad de fallos x consecuencias), con el objetivo de analizar las
posibles causas de eventos catastróficos que puedan afectar a la seguridad de las
personas u ocasionar daños.
66
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Interfaz del módulo FTA.
Event Tree Analysis (ETA)
Se utiliza para determinar la consecuencia de un suceso iniciador de fallo y la
frecuencia con la que se espera que ocurra cada consecuencia.
Un árbol de eventos comienza con un evento de apertura, tal como un fallo de un
componente, el aumento de la temperatura / presión o la liberación de un
sustancia peligrosa. Las consecuencias del suceso son seguidas por una serie de
caminos posibles. A cada ruta se le asigna una probabilidad de ocurrencia y se
puede calcular la probabilidad de los distintos resultados posibles.
La idea se basa en la discretización de la evolución de accidentes reales en pocos
eventos, caracterizados por: la intervención (o no) de los sistemas de protección
que
se
supone
han
de
tomar
medidas
para
la
mitigación
de
los
accidentes, el cumplimiento (o no) de las funciones de seguridad, la presencia (o
no) de fenómenos físicos.
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
La herramienta denominada árbol de análisis de eventos (ETA), permite determinar
la frecuencia de fallos a partir de la consecuencia generada por el evento a evaluar.
Eventos catastróficos tales como: roturas de tuberías, alarmas y shutdowns que no
funcionaron y errores humanos, son escenarios en los cuales el método ETA es
muy apropiado. Este módulo se puede conectar con los módulos FTA y RBD.
Interfaz del módulo ETA.
Markov Analysis
El análisis de Markov está basado en el análisis de la fiabilidad y la disponibilidad.
El comportamiento de la fiabilidad de un sistema se representa usando un diagrama
de transición, que consiste en un conjunto de estados discretos en los que el sistema
puede estar, y define la velocidad a la que las transiciones entre los estados pueden
tener lugar, es decir, en el caso de la fiabilidad y el análisis de disponibilidad,
corresponden a secuencias de fallos y reparación.
El modelo de Markov se analiza con el fin de determinar medidas como la
probabilidad de estar en un estado determinado en un punto dado en el tiempo, la
cantidad de tiempo que se espera que un sistema pase en un estado determinado, así
68
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
como el número esperado de transiciones entre los estados: por ejemplo, representa
el número de fallos y reparaciones.
El módulo de Markov Analysis permite realizar simulaciones avanzadas de
fiabilidad y disponibilidad basadas en datos de tiempo. El modelo de Markov,
ayuda a representar diferentes estados de un determinado sistema (operación y
mantenimiento). Adicionalmente, este módulo permite simular datos de funciones
continuas y discretas.
Interfaz del módulo Markov.
Maintainabiliy
Este módulo permite estimar el número de horas que un sistema o dispositivo estará
inoperante mientras está sometido a acciones de mantenimiento.
El módulo de mantenibilidad, permite realizar diagnósticos sobre los tiempos
medios de reparación (tiempos de indisponibilidad). Está diseñado para cumplir
con el estándar de mantenimiento: MIL-HDBK-472, Procedure V, Method A. En
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
términos generales, con este módulo se pueden analizar: problemas de
mantenibilidad, procesos de asignación de recursos económicos y horas hombre en
la ejecución del mantenimiento, impactos económicos por horas de reparación,
problemas de logística y asignación de repuestos, etc.
Para un componente o grupo de componentes pueden calcularse:
-
Tiempo medio de reparación (Mean Time To Repair, MTTR).
-
Tiempo medio de mano de obra (Mean Man Hours, MMH).
-
Tiempo medio de mano de obra por reparación (Mean Man Hours per
Repair, MMHR).
El módulo permite: identificar las áreas con problemas potenciales de
mantenimiento, realizar evaluación inicial de tiempo de inactividad y las
necesidades de persona e identificar fácilmente elementos reemplazables (RIS).
Interfaz del módulo Maintainability.
70
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Spares Scaling and Ranging
El módulo de Spares Scaling and Ranging, permite realizar análisis de optimización
de inventarios. La herramienta utiliza algoritmos diseñados por el Ministerio de
Defensa de los Estados Unidos (Optcost & Repstock). En términos generales este
módulo puede ayudar a: definir el stock de repuestos óptimos en función del riesgo,
identificar el número mínimo y máximo de repuestos, definir los repuestos críticos
y evaluar los tiempos de reposición de los repuestos.
Interfaz del módulo Maintainability
71
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
MERIDIUM
- Introducción, descripción general y arquitectura.
Meridium es una compañía privada que se fundó en el año 1993. Tiene sus oficinas
centrales ubicadas en Roanoke, Virginia, USA y cuenta con oficinas en Alemania, USA,
Australia, Dubai, Tailandia, Sudáfrica, Canadá, Brasil, India y China.
Meridium ofrece soluciones para la gestión del rendimiento de activos en las industrias.
Posibilita eliminar fallos, mejorando los márgenes de ganancia. Las soluciones de
Meridium permiten mejoras en la fiabilidad que reducen las pérdidas de producción y
optimizan el mantenimiento (gasto de capital) con el fin de lograr una mejora continua
sobre los activos de producción.
Además del RCMO, Meridium comercializa una solución completa para la Administración
del Rendimiento de los Activos que incluye el Análisis de Causa Raíz (ACR), Inspección
Basada en Riesgo (RBI), Análisis de Fiabilidad, Evaluación de Condición, Integridad de
Instrumentos, KPIs de Rendimiento así como "Scorecards".
Meridium incluye dos módulos:
-
RCMO Software
-
APM Software
Por tanto, Meridium si posee un módulo de RCM. En este informe nos centraremos en la
evaluación de dicho módulo, dado que es el objeto de nuestro estudio.
Escalabilidad: Ambos módulos permiten la utilización de la herramienta por parte de
distintos usuarios simultáneamente.
Configurable: Ambos módulos permiten configurar las aplicaciones de cada módulo en
varios niveles. A nivel de sistema y a nivel de usuario, con distintas opciones de aplicación
para facilitar su uso.
Accesibilidad: RCMO soporta las bases de datos más importantes del mercado (permite
exportar los resultados a base de datos como EXCEL, ACCESS) y está totalmente
integrado con SAP PM.
72
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Seguridad: únicamente se puede acceder al software por autentificación de los usuarios
autorizados.
El software posee una manual de usuario para instruir al usuario paso a paso y enseñarle a
introducir datos de forma sencilla y ordenada, haciendo un recorrido detallado sobre cada
funcionalidad del software.
Cada uno de los dos módulos de Meridium se operan de forma independiente, pero
integrados con SAP PM.
73
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Interfaz del RCMO Software.
74
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
A continuación, explicamos brevemente cada uno de los módulos que componen el
software de Meridium:
RCMO Software
RCMO (Reability Centered Maintenance and Optimization) es un módulo RCM que está
estrechamente integrado con SAP, lo que simplifica enormemente el proceso de aplicación
de las recomendaciones RCM en SAP, a la vez que facilita la medida del rendimiento y la
realización de ajustes en función del tiempo.
RCMO proporciona el marco para definir las estrategias de mantenimiento basadas en
RCM y FMEA. Integra las recomendaciones de un análisis RCM dentro de los Planes de
Mantenimiento en SAP y controla la reevaluación automática de las estrategias de
mantenimiento para asegurar que la efectividad se mida constantemente con el fin de
lograr la mejora continua.
RCMO Software ayuda a superar los problemas de implantación de la metodología RCM
con un enfoque totalmente integrado con SAP, para mantener el análisis RCM y los planes
de mantenimiento siempre vigentes. Las características principales del software RCMO
son:
- Integración con los planes de mantenimiento de SAP. RCMO emite
recomendación de mantenimiento (RCM) y la integra con los planes de
mantenimiento en SAP, generando OTs.
- Soporte a las técnicas de desarrollo de estrategias de mantenimiento como RCM
y FMEA. Permite utilizar el enfoque que mejor se ajusta a cada objetivo.
Define estrategias de mantenimiento en base a RCM y FMEA.
- Reevaluación automática de las estrategias de mantenimiento. Reevalua
automáticamente las estrategias de mtto en busca de mejoras continuas y mide
su efectividad.
- Matriz de criticidad configurable. Permite especificar las consecuencias de los
fallos.
- Plantillas RCM y FMEA.
75
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
- Informes estándar. Proporcionan una referencia rápida y un resumen de los
resultados RCM.
- Posee alerta de excepción
- RCMO no es una herramienta independiente, está conectado al mantenimiento
existente y a los sistemas de inspección.
- Realiza selección inicial de riesgos de sistemas y equipos (descubre activos
críticos).
- Optimiza eficiencia del mantenimiento, mejora disponibilidad y fiabilidad de
equipos y mejora la asignación de recursos de mantenimiento.
- Rastrea modos de fallo del catalogo de SAP PM para estimar frecuencia.
- Realiza matriz de consecuencias.
- Posee una guía o constructor de decisión lógica (soporte a la toma de decisión).
- Historial de revisiones automatizado, que rastrea los cambios en los análisis en
función del tiempo.
- Elabora informes.
- Utiliza los datos maestros y los códigos desarrollados en la plataforma SAP.
- Provee ciclo de mejora continua utilizando los datos capturados día a día y el
criterio de reevaluación desarrollado durante el análisis.
- Define los sistemas utilizando los datos maestros en SAP asegurando que las
estrategias definidas se ejecuten en el activo correcto.
- Integración con el módulo de Manejo de Documentos de SAP para facilitar el
manejo de documentos de referencia al análisis.
76
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
- Provee herramientas para la optimización de estrategias comparando el perfil de
riesgo del sistema o equipo con los costos asociados a las actividades de
mitigacion de los modos de fallos.
- Una vez el plan de estrategias es optimizado, él mismo puede enviarse a SAP
(previa
aceptación)
como
un
plan
de
mantenimiento
propuesto.
Ejemplo de Análisis (RCM): Efectos de Fallos y Matriz de Riesgo.
77
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Ejemplo de recomendaciones RCM implantadas en SAP.
RCMO puede revisar todas las tareas existentes que se han definido para los equipos en el
estudio RCM/FMEA para asegurar que no hay conflictos con los planes de mantenimiento
existentes en SAP.
En algunos casos, una recomendación aprobada RCM no requiere la implantación del plan
de mantenimiento. Simplemente se crea una orden de mantenimiento que mitiga el modo
de fallo potencial. RCMO permite crear rápidamente una orden de mantenimiento o
notificación para el equipo para el cual la recomendación se ha escrito.
Una vez que se ha definido y aprobado el plan de mantenimiento por el equipo de análisis,
el RCMO crea un plan inicial de estrategia en SAP.
Una vez el plan de mantenimiento, orden de mantenimiento o aviso se ha creado en SAP,
la recomendación RCM se actualiza y enlaza con SAP. Estas son las bases para la
conexión de las recomendaciones RCM, el plan de mantenimiento, orden de
mantenimiento o aviso en SAP.
78
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
RCMO permite definir criterios de evaluación para equipos que tienen recomendaciones
RCM definidas. Si los criterios de reevaluación se cumplen, el equipo recibe una alerta
dirigiéndolo al análisis RCM, recomendaciones asociadas al RCM y plan de
mantenimiento.
RCMO proporciona una página de resumen intuitivo para una fácil revisión de todas las
funciones de los equipos, fallos, modos de fallos, efectos de fallos y recomendaciones. Esta
página resumen es fácil de usar incluso para usuarios ocasionales (mecánicos, operadores,
etc.) para:
Ver un resumen de los elementos claves del análisis RCM.
Solución de problemas operacionales potenciales.
Entender las bases para el mantenimiento implementado y la estrategia operacional.
79
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
1) Fase de Análisis
• Definición del Sistema. El Sistema se define a partir de datos maestros de SAP. Pueden
definirse marcadores de posición en RCMO si el equipo aún no existen en SAP (equipos
nuevos).
• Análisis del equipo. El análisis del equipo se define a partir de datos de SAP y se les
asignan funciones.
• Evaluación de Riesgos. Hay dos opciones de análisis, RCM (basados en funciones) y
FMEA (basados en el equipo).
2) RCMO
• Análisis de datos en RCMO: resumen del análisis, referencias, contexto operacional,
diagrama de decisión, gráficos, recomendaciones, intervalos y fechas objetivo.
3) Revisión / Fase Aceptación
• En esta fase, el análisis es revisado y, en su caso, aprobado.
80
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
4) Gestión de la Estrategia. RCMO propone tareas específicas recomendadas para mitigar
el modo de fallo. Una vez aprobado el análisis, estas tareas recomendadas pueden aplicarse
en directamente en SAP. RCMO permite poner en práctica las tareas recomendadas en
SAP como planes de mantenimiento existentes o nuevos. En general, una estrategia de
mantenimiento puede considerarse un conjunto de recomendaciones consolidadas.
5) Fase de evaluación. Las estrategias aplicadas deben ser evaluadas en el transcurso del
tiempo para garantizar su eficacia, comparando el tiempo de inactividad y los fallos de
antes con los que se producen después de su ejecución.
Cada vez que se realiza un nuevo análisis RCMO, se tiene la opción de construir un RCM
o/y un FMEA. Generalmente, el análisis RCM análisis se utiliza para sistemas de alta
criticidad. Al análisis FMEA, corresponden las cinco últimas preguntas de las "Siete
preguntas de RCM". Hay que tener en cuenta que los pasos para construir un FMEA
representan un subconjunto de los pasos utilizados para construir un análisis de RCM.
Un FMEA se basa en el equipo y un RCM en las funciones de este. El FMEA se inicia con
la definición de modos de fallo para el equipo, sin la definición de funciones ni fallos
funcionales. Las siete preguntas de RCM son las siguientes:
81
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Los pasos necesarios para construir un FMEA en RCMO representan un subconjunto de
los pasos necesarios para construir un análisis de RCM.
APM Software
APM Software permite a un conjunto de procesos de trabajo maximizar el rendimiento de
los activos físicos, mitigar los riesgos y optimizar los costes. También alinea indicadores
clave de rendimiento con los objetivos corporativos y provee de análisis crítico para
quienes toman las decisiones acerca de los activos de producción en una empresa, planta,
sistema, equipo o nivel de componente. En síntesis, permite:
Identificar los activos críticos mediante la evaluación de riesgo para el medio
ambiente, la seguridad y los equipos de producción.
Medir el rendimiento de los activos a través de técnicas avanzadas de análisis y
simulación.
La definición y el mantenimiento óptimo y las estrategias operacionales para los
activos.
Proporcionar el marco y las capacidades para aplicar las mejores prácticas en la
empresa.
Garantizar la mejora continua y el mantenimiento de las mejores prácticas.
82
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
APM incluye un conjunto de herramientas de soporte para la toma de decisiones,
aplicaciones administrativas e integración de la empresa con los sistemas empresariales
existentes.
- Indicadores de Activos (IAH)
La evaluación del estado proporciona información sobre el rendimiento de los activos
físicos, cuyas condiciones suelen controlarse de forma manual o a través de un proceso
automatizado. Estas condiciones son una indicación del estado físico general del activo
para el servicio y permiten definir advertencias y alarmas para condiciones no deseadas.
El conocimiento de la condición de los equipos permite responder de forma proactiva a los
problemas emergentes. También ayuda a percibir qué situaciones o procesos se están
desviando de los márgenes esperados conforme a la estrategia de gestión.
La aplicación ofrece la posibilidad de definir y gestionar las condiciones para la
administración integral del rendimiento de activos. Permite conocer las condiciones de los
activos mediante el aprovechamiento de las fuentes de datos existentes en la organización.
Así, los analistas pueden asignar indicadores a las condiciones que se manejan en los
sistemas de gestión integrados. El objetivo es supervisar los datos que son relevantes para
el análisis del rendimiento de activos y de evaluación del estado, tales como:
Los datos revisados periódicamente por medio de actividades tales como rondas de
operador.
El historial de rendimiento de activos, tales como los indicadores de rendimiento
clave (KPI).
Eventos ocurridos en procesos.
Los indicadores de los activos se definen con criterios de “alta” y “baja” para la alerta y las
condiciones de alarma. Esta información desencadena la ejecución de una serie de medidas
definidas de seguimiento por parte del personal.
Características:
Visibilidad de la información crítica.
Reconocimiento de alarma.
83
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Integración con la empresa. Pueden establecerse los indicadores sobre la estrategia
para evaluar su eficacia., o sobre un activo existente, lo cual es una herramienta
visual para la supervisión por parte del operador.
- Recomendación / Gestión de Tareas
En general, la recomendación se entiende como una solicitud de cambio a aplicarse o una
acción que se llevará a cabo sobre un activo.
En APM Software, las recomendaciones pueden ser generados por análisis RCM /
FMEA. Las recomendaciones también pueden ser generados de forma manual por un
técnico o inspector.
APM proporcionar un administrador de las recomendaciones para visualizarlas y
gestionarlas en su totalidad.
Las tareas son elementos de trabajo que surgen como consecuencia de una recomendación.
Una vez aprobada una recomendación, las tareas deben ser programadas e introducidas en
el sistema de trabajo para su ejecución.
APM permite ver y administrar tareas en una única interfaz.
La arquitectura y funcionalidad de software de APM Meridium permite a los usuarios ver
las tareas en un contexto global, disponer de información detallada como por ejemplo la
recomendación, las tareas vinculadas o visualizar todas las tareas relacionadas con un
activo en particular. El software también permite elaborar informes y notificar las tareas
realizadas a los equipos y/o pendientes.
APM Software también ofrece una interfaz de integración con SAP.
84
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
RELIASOFT
- Introducción, descripción general y arquitectura.
La compañía Reliasoft ha diseñado un conjunto de 12 herramientas relacionadas con el
área de Fiabilidad y Análisis de Fallos, estas herramientas se mencionan a continuación:
WEIBULL++, PREDICT, ALTA, XFMEA, DOE++, RCM++, RGA, FMEA Accelerator,
BlockSim, MPC, RENO y XFRACAS. Dentro de estas 12 herramientas, el software
RCM++, está diseñado para ser utilizado en procesos de implantación de la metodología
Reliability Centered Maintenance. En este informe se evaluarán específicamente, aspectos
técnicos del software RCM++.
El software RCM++ de Reliasoft incluye los estándares industriales de RCM más
conocidos a nivel mundial: ATA MSG3, SAE JA1011, SAE JA1012, SAE J1739, AIAG
FMEA-3/4 y MIL-STD-1629A.
En términos generales, el software RCM++ permite:
Planificar las reuniones de trabajo del proceso de implantación del RCM.
Incluir la información básica sobre el contexto operacional.
Describir la configuración del equipo o sistema a evaluar.
Desarrollar el FMEA (Failure Mode and Effects Analysis).
Definir las funciones, los fallos funcionales y los modos de fallos del sistema.
Desarrollar un proceso de evaluación de la criticidad de los modos de fallos del
sistema evaluado.
Jerarquizar los modos de fallos a partir del factor RPN (Risk priority number).
Definir las estrategias de mantenimiento en función de la lógica de decisión del
RCM.
Incluir y comparar los costes de las actividades de mantenimiento seleccionadas a
partir del análisis de RCM.
Introducir datos relacionados con el historial de fallos, con el objetivo de realizar
evaluaciones básicas de indicadores de fiabilidad.
85
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Escalabilidad: RCM++ permite la utilización de la herramienta por parte de distintos
usuarios simultáneamente.
Configurable: RCM++ permite configurar las aplicaciones de cada módulo en varios
niveles. A nivel de sistema y a nivel de usuario, con distintas opciones de aplicación para
facilitar su uso.
Accesibilidad: RCM++ soporta las bases de datos más importantes del mercado (permite
exportar los resultados a base de datos como EXCEL, ACCESS). Su estructura original
está diseñada en ACCESS y permite integrarse con archivos, Excel y Word.
Seguridad: únicamente se puede acceder al software por autentificación de los usuarios
autorizados.
El software posee un manual de usuario que está muy bien diseñado para instruir paso a
paso y enseñar a introducir datos que se requieren dentro de la aplicación del RCM de
forma sencilla y ordenada.
El software RCM++ es un producto que se instala de forma individual y que se puede
integrar con 7 softwares de fiabilidad diseñados por Reliasoft: Weibull++, ALTA,
BlockSim, Xfmea, FMEA Accelerator, MPC3 y XFRACAS.
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Esquema general del software RCM++ (pantalla principal)
87
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
- Características más importantes del software RCM++
El software RCM++, permite desarrollar todas las etapas propuestas por la metodología
Reliability Centered Maintenance. Con la finalidad de resumir las características más
importantes del software RCM++, a continuación se presentan las principales pantallas
presentadas por el software RCM++ en cada una de las etapas de implantación del
RCM:
1. Planificación de las reuniones de RCM
2. Desarrollo del contexto operacional y descripción del sistema a evaluar
88
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
3. Desarrollo del árbol jerárquico de sistemas y subsistemas
4. Desarrollo de las funciones de cada subsistema a evaluar:
89
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
5. Desarrollo de los fallos funcionales de cada función identificada
6. Desarrollo de los modos de fallos de cada fallo funcional
90
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
7. Desarrollo de las consecuencias de cada modo de fallo
8. Definición de la categoría de la consecuencia de cada modo de fallo (ocultos,
seguridad, ambiente, operaciones y no operacionales)
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
9. Definición de las estrategias de mantenimiento, basadas en el árbol lógico de
decisión del RCM
10. Descripción detallada de las actividades de mantenimiento (datos de costes,
repuestos y tiempos)
92
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
11. Pantallas adicionales de reportes (resumen de funciones, fallos funcionales,
modos de fallos, efectos y acciones a ejecutar por equipo):
12. Datos de fiabilidad a nivel de equipos
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
IVARA
- Introducción, descripción general y arquitectura.
Desde 1997, Ivara ha trabajado con empresas de distintos ámbitos industriales: minería,
acero, servicios públicos, papel, petróleo y gas, petroquímica, energía eléctrica, y
alimentos entres otras, con el objetivo de reducir los costes operativos, aumentar la
producción, maximizar la capacidad, reducir el tiempo de inactividad no planificada y
obtener otros beneficios tangibles que les permitan alcanzar la excelencia operativa.
Adquirido por Ivara en 2006, la red Aladon es una red mundial de expertos en
fiabilidad, cuyos miembros están certificados por Ivara como profesionales en la
prestación de Ivara RCM2 ™ y MTA, dos metodologías avanzadas que ofrecen los
enfoques basados en equipo para desarrollar una estrategia de mantenimiento para todos
los activos en una organización.
Ivara ofrece actualmente dos paquetes de soluciones software, ambos relacionados y
orientados al mantenimiento de activos basado en la metodología RCM:
-
EXP Pro
EXP Enterprise
Escalabilidad: la herramienta puede utilizarse por distintos usuarios simultáneamente.
Configurable: permite configurar las aplicaciones, tanto a nivel de sistema como a
nivel de usuario, con distintas opciones de aplicación para facilitar su uso.
Accesibilidad: EXP soporta las bases de datos más importantes del mercado (permite
exportar los resultados a base de datos como EXCEL, ACCESS) y se integra con SAP
PM, Oracle, etc.
Seguridad: únicamente se puede acceder al software por autentificación de los usuarios
autorizados.
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
El software posee una manual para instruir al usuario paso a paso y enseñarle a
introducir datos de forma sencilla y ordenada, haciendo un recorrido detallado sobre
cada funcionalidad del software.
El módulo EXP Enterprise engloba al módulo EXP Pro, como se verá más adelante. El
módulo EXP Enterprise añade valor a las funcionalidades del EXP Pro. El cliente tendrá
que decidir en cada caso, que solución requiere según sus objetivos.
95
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Esquema general del módulo de gestión global EXP Enterprise (engloba EXP Pro).
96
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
A continuación, explicamos brevemente cada uno de los módulos que ofrece Ivara:
EXP Pro
EXP Pro es un módulo de Ivara cuyo objetivo es guiar a la organización en el proceso
de análisis RCM, siguiendo la metodología de las siete preguntas:
EXP Pro permite, principalmente:
Definir funciones, fallos y modos de fallo.
Establecer el árbol de equipos acorde a la metodología.
Elaborar una matriz de criticidad (jerarquizar activos físicos).
Este módulo permite realizar un listado de jerárquico de los activos de la organización y
establecer un registro, así como la relación entre ellos y la información vinculada a
ellos. De esta manera determina qué activos deberán ser analizados primero, con el fin
de obtener el máximo retorno posible de la inversión.
97
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
En función de la criticidad de los activos (activos críticos – activos no críticos), EXP
utiliza una metodología basada en el riesgo para determinar qué activos requieren la
aplicación de RCM (únicamente activos críticos) y cuales son propensos al MTA
(activos no críticos), optimizando de esta forma los recursos financieros, operacionales
y el tiempo.
El RCM (Mantenimiento Centrado en Confiabilidad) se aplica exclusivamente a
equipos críticos. Esta metodología está avalada por la Norma SAE JA1011/1012 para
determinar los requerimientos de mantenimiento, cumpliendo con los más altos
estándares medioambientales y de ejecución operacional, para activos críticos. Es un
análisis estructurado desarrollado por un grupo de análisis experto en el activo, dirigido
por un facilitador.
El MTA (Análisis de Tareas de Mantenimiento) es un RCM “reducido o simplificado”
aplicable a equipos no críticos, es decir, sobre equipos cuyos fallos no afectan ni a la
seguridad, ni al medio ambiente ni generan impactos significativos en la operación. Es
un proceso de Análisis de Modos de Fallo y Efectos (FMEA) acelerado, identifica los
modos de fallo y determina tareas de mantenimiento. Consiste en un análisis localizado,
de mayor velocidad, con un facilitador experto y un menor número de integrantes de los
grupos. El MTA permite:
–
Revisar / Modificar / Eliminar tareas actuales de mantenimiento con el
fin de atacar los modos de fallo que tengan una probabilidad razonable
de ocurrencia.
–
Revisar fallos conocidos y desarrollar estrategias para reducir sus
consecuencias.
El resultado final del módulo EXP Pro es una Hoja de Decisión, que puede ser
introducida en SAP PM (si únicamente se dispone del módulo EXP Pro) o en EXP
Enterprise.
98
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Ejemplo de Hoja de Decisión
99
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
EXP Enterprise
El modulo EXP Enterprise engloba al módulo EXP Pro.
Este módulo permite, a partir de la Hoja de Decisión:
- Desarrollar la estrategia de mantenimiento.
- Implementar la estrategia de mantenimiento.
- Administrar datos, información y ejecución de las tareas de mantenimiento.
- Actualizar y renovar la estrategia de mantenimiento.
- Optimizar la estrategia en función de los datos obtenidos por los KPIs.
- Avisar, con antelación al fallo, del desvío de cualquier indicador fuera de los
márgenes de seguridad establecidos.
El módulo EXP Enterprise es capaz de gestionar el histórico del RCM y mantener
siempre vigentes tanto el análisis RCM como los planes de mantenimiento.
Una vez definidas las estrategias de mantenimiento asociadas a los activos, el EXP
Enterprise permite:
- Creación del Programa de Fiabilidad de Equipos a partir de las tareas proactivas
recomendadas por RCM y MTA.
- Manejo y administración de todas las tareas programadas (inspecciones, rondas,
mantenimiento preventivo y correctivo, monitoreo de condición de procesos, etc).
- Obtención de una visión cohesiva y consolidada de la salud de los activos.
- Captura y transformación de datos en tiempo real.
- Centralización de los datos en los Tableros de Control de los equipos, incluyendo
datos provenientes de inspecciones visuales, tecnologías de mantenimiento predictivo,
así como también sistemas on-line, controles, sensores e historial de datos.
100
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
- Identificación de fallos potenciales a través de alarmas automatizadas.
- Recomendación de acciones correctivas mediante la generación de órdenes de trabajo
en sistemas EAM (Enterprise Asset Management) existentes (como JDE o SAP).
- Abandono de reparaciones reactivas de equipos. Progreso hacia el trabajo proactivo y
enfocado a la fiabilidad.
- Ejecución del trabajo correcto de mantenimiento, en el equipo correcto, en el momento
correcto, basado en los programas de fiabilidad de los activos.
- Análisis RCM de equipos críticos.
- Lanzamiento de OTs.
*Actual
101
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
*Futuro
La integración con SAP PM es directa, el módulo EXP Enterprise está diseñado para
que se “sume o anexe” al sistema SAP PM existente en la organización.
- Integración de órdenes de trabajo a SAP PM y otros sistemas EAM.
- Certificación de integración SAP “Powered by NetWeaver” integration certification
(Integración de Ivara EXP Enterprise con SAP PM).
- Compatible con MS COM APIs y XML-interfaces.
102
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Esquema de integración EXP y SAP
103
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
- Uso de técnicas avanzadas para analizar y mejorar la efectividad del Programa de
Fiabilidad.
- Monitoreo de fallos totales, parciales y potenciales.
- Uso de indicadores clave (KPIs) para los equipos, procesos y desempeño del negocio
con el objetivo de monitorear y medir el éxito de la gestión.
- Uso de la herramienta estadística “Análisis Weibull”.
- Optimización de los repuestos, asegurando un nivel óptimo para aquellos ítems de alto
valor.
104
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
CASCADE
- Introducción, descripción general y arquitectura.
Cascade es un sistema de Gestión de Activos que ha sido diseñado específicamente para
Mantenimiento de empresas del Sector Eléctrico.
En la
Figura 7, aparece la arquitectura básica de Cascade. Se puede observar como es la típica
configuración basada en cliente-servidor. Está compuesta por una Estación Base Central
(servidor) y por una o varias Estaciones Base remotas (clientes), que pueden encontrarse
en centros de servicios, oficinas remotas o Unidades de Campo.
La gestión del sistema es la siguiente: en el servidor se encuentran todos los datos del
sistema, ya sean datos, triggers, procedimientos de mantenimiento, etc. Dicha base de
datos, es replicada en cada una de las unidades remotas periódicamente de forma
incremental. De esta forma, cada unidad remota podrá generar sus propias alarmas,
informes, etc., incluso aunque se perdiera la conexión con el servidor central. Además,
es posible contemplar otras configuraciones posibles, como la de un servidor central, y
varios servidores de zonas, a los que a su vez se conectan las unidades remotas.
105
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Figura 7.- Arquitectura de Cascade
Suponiendo que hay que realizar una inspección de una subestación eléctrica, y que se
emplea Cascade, habría dos formas de proceder:
1.
En primer lugar, y empleando Cascade en un ordenador de sobremesa, se
podrían imprimir los informes y formularios de inspección necesarios para
llevar a cabo la operación. Posteriormente, el operario se encargaría de
consultar los informes y rellenar los datos en los formularios en la subestación.
Por último, el operario introduciría en la oficina todos los datos tomados en la
subestación, cargándolos en Cascade.
2.
La otra opción posible, es emplear Cascade en Unidades de Campo, utilizando
un Tablet PC o un Pocket PC, de forma que el operario podría consultar en el
momento de la inspección, todos los informes que necesitase, sin tener que
preocuparse por si no se ha impreso un informe con datos que necesitaba.
Además, esta opción permitiría al operario introducir de forma sencilla los datos
directamente en Cascade, por lo que no tendría que repetir el proceso en la
oficina, y lo que es más importante, evitaría que se produjesen errores de
transcripción del papel al soporte informático.
En ambas opciones, una vez estén los datos cargados en la unidad remota de Cascade
(ya sea la Unidad de Campo, o la que se encuentra en la oficina), se sincronizaría con el
servidor central o el servidor de zona para que se actualizase toda la información del
mismo, y para que en la próxima sincronización, dicha información estuviese disponible
para el resto de unidades remotas de Cascade.
En la
Figura 8, se puede observar la arquitectura de Cascade que aparecía en la
Figura 7, pero de una forma más simplificada. Sin embargo, aparece también un
conjunto de herramientas con las que se puede integrar Cascade, como PI, SAP, FLIR,
TOA, etc. Puede verse cómo algunas herramientas necesitan ser integradas a nivel de
Puesto de Operación o Unidad de Campo, mientras que otras se integran directamente
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
con el servidor de Cascade. Las funcionalidades de dichas herramientas se detallarán en
una sección posterior de este documento.
Figura 8.- Integración de Cascade con otras herramientas
Con respecto a las tecnologías que soporta Cascade, ya sea en el lado del cliente como
en el del servidor, se muestran en la Tabla 1. Puede observarse como es muy flexible
con respecto a la plataforma hardware, habiendo versiones de la herramienta adaptadas
específicamente para plataformas tales como Tablet PC y Pocket PC, permitiendo
emplear Cascade directamente en las operaciones e inspecciones de mantenimiento, sin
tener que hacerlo desde la oficina. El sistema operativo que se emplea es Windows en
todos los casos, en sus diferentes versiones en función de la plataforma hardware que se
emplee o la función que vaya a tener el equipo (servidor o cliente). Por último, destacar
la flexibilidad de Cascade en cuanto a las bases de datos soportadas, ya que no se ha
diseñado para funcionar con una base de datos específica, permitiendo elegir una u otra
en función de los requerimientos que se le exijan a la herramienta o en función de otro
tipo de criterios.
Hardware
Sistemas Operativos
Bases de Datos
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PC Sobremesa
PC Portátil
Tablet PC
Pocket PC
Windows
Windows
Windows
Windows
2000/2003 (servidor)
2000 (cliente)
XP (cliente)
Mobile 2002 / 2003 (cliente)
ACTIVIDAD 4: RCM2
SQL Anywhere
Oracle
MS SQL-Server
Tabla 1.- Lista de Tecnologías soportadas por Cascade
- Funcionalidades de Cascade
En este apartado se analizarán en profundidad de las distintas funcionalidades que están
incluidas dentro de Cascade. Tan sólo destacar que además de las funcionalidades que
se detallan a continuación, muchas otras características y cambios pueden realizarse
para personalizar la herramienta para cada utility (o incluso para cada departamento
dentro de la misma).
Cascade no está concebido modularmente, entendiendo por esto que todas las
características y funcionalidades que aparecen en este apartado no tendrán licencias
separadas. Con la licencia de Cascade, todas ellas estarán disponibles. Sin embargo, la
integración con otras herramientas, como las que se mostraron en el Apartado ¡Error!
No se encuentra el origen de la referencia., sí que van por separado, como se verá en
la sección en la que se analice Cascade desde el punto de vista económico.
Seguimiento de Activos y Mantenimiento
La Figura 9 muestra la primera pantalla que aparece al iniciar Cascade, ya sea en un PC
en la oficina, o en una Unidad de Campo. En la parte izquierda de la pantalla, aparecen
los distintos departamentos y subestaciones de la utility. Es posible realizar tantas
subdivisiones como se desee, de forma que podrían distinguirse elementos tales como,
Provincias/Poblaciones/Distritos/Subestaciones de distrito, etc.
Se emplean códigos de colores y símbolos para indicar el tamaño de la zona, la región a
la que pertenece la zona o cualquier otro tipo de información.
En la Figura 9, los símbolos se han configurado para que indiquen la criticidad de los
elementos de las diferentes zonas. Además, el símbolo de mayor criticidad de las
localizaciones de una zona, se traslada aguas arriba a la localización superior. De esta
forma, sería posible conocer de forma cómoda y sencilla el estado de una zona. En la
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ACTIVIDAD 4: RCM2
imagen se puede ver como, al haber tres subestaciones con un triángulo amarillo de
alarma en la localización “Clearwater District”, la propia “Clearwater District” toma ese
símbolo. Del mismo modo, se puede saber sin desplegar las localizaciones de
“Columbia District” y “Klamath District”, que al menos una subestación situada dentro
de cada localización, presenta algún tipo de problema. Si se desplegase la zona, podría
verse en detalle cuál o cuáles de las subestaciones presentan problemas.
Figura 9.- Pantalla de Equipamiento y Localizaciones
Siguiendo con la misma figura, pero en la parte de la derecha de la pantalla, se muestran
los elementos que tienen las localizaciones señaladas en la parte izquierda. Al haberse
seleccionado la zona “Substations – Relays” en la parte izquierda de la pantalla, se
muestra en la parte derecha todo el equipamiento que se encuentra situado dentro de la
zona seleccionada.
Destacar que esta pantalla es altamente configurable, en el sentido de que se pueden
definir tantas zonas diferentes como sean necesarias, así como tipos de equipamientos,
permitiendo al usuario definir los elementos que necesite.
Inventario de Equipos
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
En la Figura 10, se muestra la pantalla del Inventario de Equipos. En ella, aparecen los
detalles de todos los equipos seleccionados en la parte derecha de la pantalla que se
mostraba en la Figura 9. Este listado es altamente configurable, permitiendo seleccionar
los campos de interés, como por ejemplo la localización, tipo de equipamiento, estado
de los tests, etc. Es posible alterar el orden de las columnas, de forma que aparezcan en
primer lugar las de mayor relevancia para el usuario.
Figura 10.- Pantalla de Inventario de Equipos
En la Figura 10, se ha ordenado el equipamiento en función de la “Categoría del
Equipamiento”, pero podría haberse ordenado en función del parámetro de cualquier
otra columna. Los usuarios pueden realizar búsquedas sencillas para localizar un equipo
específico o resultados de tests, o incluso emplear una lógica Booleana para realizar
unas búsquedas más avanzadas.
Además de los parámetros estándares que se muestran para cada pieza de equipamiento,
el usuario puede añadir otros parámetros diferentes que le permitan tener en cuenta otra
serie de características del equipamiento.
Las listas de equipamiento también pueden configurarse para que muestren de una
forma visual muy sencilla el equipamiento problemático. Parámetros tales como la
Criticidad, el equipamiento con peores resultados de tests u otro tipo de parámetros,
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ACTIVIDAD 4: RCM2
pueden codificarse con un código de colores que permita identificarlos rápidamente. De
esta forma, el equipamiento que presente unas peores condiciones y sea más propenso a
sufrir algún tipo de avería en un período próximo, podría ser detectado rápidamente,
permitiendo a la utility realizar las acciones oportunas a tiempo.
Con respecto a la definición del código de colores, Cascade permite lo siguiente:
Crear un código de colores definido por el usuario, basado en uno o varios
parámetros determinados.
Definir un rango numérico de valores de los parámetros elegidos para cada uno
de los niveles que llevan asociados un color distinto.
Los códigos de colores establecidos pueden ser globales o privados de un
usuario determinado.
Detalle de Equipamiento
En la Figura 11, se muestra el detalle de una pieza de equipamiento específica. Para
llegar a la pantalla que se muestra en la figura, tan sólo hay que hacer click en la fila del
Inventario de Equipos que contenga la pieza en cuestión.
En esta vista se puede consultar de forma rápida toda la información relacionada con
cada equipo. Entre otras, es posible encontrar la siguiente clase de información, que
viene determinada por las pestañas que aparecen en la Figura 11:
Datos de carácter general: Categoría de equipo, tipo de equipo, fabricante,
modelo, localización, estado, fecha de instalación, etc.
Información acerca de órdenes de mantenimiento pendientes de realizar en el
equipo.
Información histórica de las órdenes de mantenimiento realizadas en el equipo.
Comentarios que el operario de mantenimiento o cualquier otro usuario haya
podido introducir.
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ACTIVIDAD 4: RCM2
Alertas generadas en las que el equipo haya estado involucrado.
Detalle de la información económica relacionada con el equipo.
Figura 11.- Detalle de Equipamiento
Nuevamente, es posible configurar los campos que aparecen en cada una de las
pestañas, de forma que sea posible identificar la información necesaria de cada clase de
equipo.
Localizaciones
Además de la información que aparece en Cascade de las piezas de equipamiento,
también es posible obtener información acerca de las localizaciones existentes en la
utility. Los datos de las localizaciones pueden ser establecidos por la empresa para
organizar inspecciones en determinados lugares. Es posible definir muy diversos tipos
de localizaciones, entre los que se pueden encontrar plantas, subestaciones, circuitos,
instalaciones, almacenes, equipamiento desechado, etc. En la Figura 12 se muestra una
localización y los diferentes parámetros que se pueden considerar en la misma. También
112
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ACTIVIDAD 4: RCM2
es posible añadir nuevos campos para contemplar otros parámetros que la herramienta
no haya considerado por defecto.
Figura 12.- Localizaciones
Inspecciones
Dentro de cada localización es posible acceder a un formulario de inspección que pueda
servir de guía al operario para realizar el proceso. Tal formulario es el que se puede
apreciar en la Figura 13. Esta ayuda asegura que ninguna medida o pieza de
equipamiento se pierdan inadvertidamente, y permite que todos los datos se recopilen en
el ordenador y que puedan ser transferidos al ordenador central para su análisis, una vez
se haya realizado el proceso de la sincronización. Los campos que aparecen en el
formulario son altamente configurables, permitiendo una recogida de datos diferente
para localizaciones distintas y para diferentes equipos dentro de una misma localización.
Además se muestran resultados de inspecciones previas, lo que permitirían identificar si
hay cambios significativos de una inspección a otra.
113
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Figura 13.- Inspecciones
Se comentaba en apartados anteriores que para la realización de inspecciones era
posible emplear Unidades de Campo, empleando directamente Cascade (Figura 13), o
imprimir los formularios y que el operario los rellenase a mano, para después pasarlos a
Cascade en la oficina. El formulario que el operario debería imprimirse para rellenar en
la inspección de una pieza de equipamiento sería el que se muestra en la Figura 14.
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ACTIVIDAD 4: RCM2
Figura 14.- Formulario de Inspección
En general, Cascade permite las siguientes opciones en referencia a las inspecciones:
Definir inspecciones propias por el usuario, por localización y por pieza de
equipamiento individual.
Plantillas globales permiten asegurar la consistencia entre localizaciones.
Gracias a esta característica, es posible garantizar que las operaciones de
inspección llevadas a cabo en las distintas localizaciones de la utility sean las
mismas, si ésta así lo considera. De esta forma, en todos los casos se recogerían
los mismos datos y sería más sencillo realizar algoritmos que empleasen tales
datos para mostrar la salud del equipamiento en cuestión.
Posibilidad de modificar los formularios de inspecciones, para que cubran las
necesidades que pueda tener el usuario.
La aparición secuencial de los campos a rellenar por el operario, asegura que
ninguno de los campos será pasado por alto por éste.
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Es posible calcular los resultados de la inspección basado en los datos
introducidos en la misma.
Posibilidad de validar los resultados de la inspección automáticamente en
“tiempo real”.
Órdenes de Mantenimiento
Las órdenes de mantenimiento pueden ser gestionadas de varias formas, desde ser
completamente generadas por computador, hasta ser generadas por el usuario, pasando
por una combinación de ambas. Es posible organizar, asignar y realizar el seguimiento
de órdenes de mantenimiento sencillas y de órdenes de mantenimiento generales. Las
órdenes de mantenimiento generales son unas órdenes de mantenimiento con la
característica de que están enfocadas a la realización de trabajos tales como la pintura,
que no se pueden asociar (ni facturar) a una pieza de equipamiento determinada.
Figura 15.- Órdenes de Mantenimiento
En la Figura 15 se muestra la pantalla de una orden de mantenimiento de una pieza de
equipamiento. A continuación se listan las diferentes posibilidades que permite Cascade
con relación a las órdenes de mantenimiento:
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ACTIVIDAD 4: RCM2
En las órdenes de mantenimiento generadas automáticamente, es posible asignar
un empleado por defecto o elegirlo de una lista de forma manual.
Es posible establecer multiplicadores de prioridad para las órdenes de
mantenimiento, de forma que se tengan distintas prioridades en función de la
localización, equipamiento, procedimiento, etc. De esta forma, si es necesario
realizar una operación de mantenimiento en dos subestaciones, la primera dando
un servicio a un mayor número de usuarios que la segunda, probablemente se le
diera una mayor prioridad a las órdenes de mantenimiento de la primera, ya que
es la más crítica. Sin embargo, también podría ocurrir al contrario, ya que la
utility puede decidir que la segunda es más crítica que la primera, porque haya
considerado otros criterios diferentes.
Posibilidad de aplicar las órdenes de mantenimiento para una pieza de
equipamiento concreta, para un grupo de equipos o para una localización
completa.
Se pueden mostrar las órdenes de mantenimiento que llevan retrasos con
respecto a su fecha prevista, clasificándolas por localización, equipamiento o
procedimientos críticos entre otros parámetros.
Creación de relaciones entre órdenes y trabajos a realizar en ellas.
Impresión de la orden (con o sin los procedimientos) o realizar el proceso “sin
papeles”, con una Unidad de Campo.
Registro de materiales y tiempo invertido en las operaciones de mantenimiento,
con posibilidad de estimar los costes de las operaciones de mantenimiento
futuras que tendrán lugar durante la vida útil de una pieza de equipamiento
determinada. Esta operación puede ser realizada por equipamiento, por
localización o por otro parámetro, como el fabricante, modelo, etc.
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ACTIVIDAD 4: RCM2
Alertas
Las alertas son un elemento importante para provocar una actividad inmediata en la
utility. Se pueden definir triggers para que se disparen cuando se hayan identificado
problemas en base a varios criterios.
Figura 16.- Alertas
En la Figura 16, se muestra una pantalla con los detalles de una alerta para un elemento
determinado. Se pueden ver características tales como si la alerta ha sido generada
manual o automáticamente, una descripción de la misma, los empleados a los que se ha
notificado o su estado, entre otras.
Procedimientos de Mantenimiento
En lugar de llevarse libros con procedimientos de mantenimiento a una operación a
campo, es posible introducir los mismos en Cascade y que puedan ser accesibles por
todos los operarios que tengan que realizar una determinada operación. De esta forma,
el operario podría consultar el procedimiento que le interese de un modo rápido y
sencillo, sin que tuviese que malgastar su tiempo buscando por distintos manuales.
118
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Además, Cascade permite la actualización o modificación de los procedimientos, de
forma que si se detecta que un procedimiento de mantenimiento está desfasado, podría
actualizarse sin más que modificar un fichero de texto.
En la Figura 17 se puede ver la pantalla de las órdenes de mantenimiento pendientes
para una serie de localizaciones. En la columna central, llamada “Mx Procedure”,
aparecen los distintos tipos de procedimientos que se emplearán para las operaciones de
los diferentes equipos. Así, se realizará un procedimiento de “Relés” en un
“Transformador de Potencia”, mientras que se realizará un procedimiento de “Cambio
de Aceite” en una “Unidad Transformadora”.
Figura 17.- Procedimientos
El tener todos los procedimientos de mantenimiento centralizados y computarizados,
permite realizar unas operaciones más eficientes. Podría darse la situación de que en una
“Subestación A”, se estuviesen realizando operaciones de mantenimiento para un
“Equipamiento A”, mientras que en la “Subestación B”, se acaba de instalar ese
“Equipamiento A”, desconocido por los operarios de mantenimiento de la “Subestación
B”. Si no se tuviesen los datos en Cascade, probablemente los operarios
de la
“Subestación B” tuviesen que consultar muchos libros y manuales para aprender a
realizar el procedimiento. Sin embargo, teniendo los procedimientos en Cascade,
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
permitiría a estos operarios aprender de forma sencilla, paso a paso los procedimientos
necesarios para mantener el “Equipamiento A”.
Triggers
Los triggers indican problemas potenciales de la salud del equipo, que son esenciales
para prevenir fallos en el mismo. Los triggers son algoritmos complejos que tienen en
cuenta muchos factores diseñados para que pueda discriminarse a un equipo con una
elevada probabilidad de fallo, frente al resto de equipos de la utility cuyo estado es
“saludable”, teniendo una probabilidad de fallo más reducida.
Figura 18.- Triggers
Gracias al empleo de los triggers, es posible iniciar automáticamente órdenes de
mantenimiento basadas en una serie de criterios, tales como:
Tiempo transcurrido.
Lecturas (tensiones, ciclos, volúmenes, etc.).
Resultados de tests realizados.
Contadores de eventos. Es posible que se dispare un trigger tras comprobar que
una lectura de un parámetro ha excedido un valor específico durante N veces.
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Combinación de cualquiera de los criterios anteriores utilizando lógica Booleana
(AND, OR).
Un ejemplo sencillo de un trigger, puede observarse en la Figura 18. En ella puede verse
en la parte superior de la pantalla, dos órdenes de mantenimiento que se han definido
para un interruptor determinado. Entre otros parámetros, se pueden observar los
procedimientos de mantenimiento definidos para esas operaciones, y la última vez en la
que se llevó a cabo una operación de mantenimiento. A la derecha de la parte superior
de la pantalla, hay una columna que indica la prioridad de la orden de mantenimiento.
Esto no es más que un porcentaje que indica si todavía falta un tiempo para que se
genere la orden de mantenimiento (inferior a 100), o si, en cambio, la orden de
mantenimiento ya se ha generado pero no se ha llevado a cabo (superior a 100).
En la parte inferior de la pantalla puede verse el trigger que se ha definido para el
elemento seleccionado en la parte superior. En este caso, el trigger consiste en una
operación lógica OR entre el transcurso de 6 años desde la última operación de
mantenimiento, y la ejecución de 3.000 operaciones en el interruptor.
Cabe destacar, que Cascade no calcula los triggers, ni realiza análisis RCM, o de
mantenimiento basado en Condición o predictivo. Será necesario realizar este análisis
de forma externa a Cascade, ya sea por la utility directamente o por una empresa de
consultoría. Una vez realizado este análisis y se haya definido la política de
mantenimiento, sí que se podrían implementar los algoritmos en Cascade para que se
lanzaran los triggers consecuentemente a la política de mantenimiento empleada.
Tiempo de Trabajo
Es necesario realizar informes para establecer los registros de los equipos, coste de los
repuestos, tiempo y coste del trabajo de las cuadrillas, presupuestos y requerimientos
futuros.
Cascade puede combinar todas estas características y más, para permitir la coordinación
entre las nóminas, finanzas y otros departamentos dentro de la utility.
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Las siguientes opciones estarían disponibles en Cascade en relación al seguimiento del
tiempo de trabajo empleado:
Carga de tiempo de los empleados para especificar las órdenes de
mantenimiento, órdenes generales u otras (horas extras, inhabilitación por
enfermedad, etc.).
Registro del tiempo de trabajo empleado por un trabajador o en una orden de
mantenimiento determinada.
Es posible que las cuadrillas puedan registrar el tiempo trabajado y los recursos
utilizados (camiones, equipos de prueba, etc.).
Seguimiento del tiempo por número de cuenta, actividad, proyecto, etc.
Figura 19.- Tiempo de Trabajo
En la Figura 19 se muestran las operaciones de mantenimiento que se han realizado
sobre un interruptor determinado. Es posible saber la fecha en que se han realizado las
operaciones de mantenimiento, el operario que las ha llevado a cabo, el tiempo
empleado por el mismo, la cuenta a la que ha cargado la operación, y cualquier otro dato
que sea de interés.
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Comentarios y Anexos
A menudo, las fotografías u otra información relevante, se pierden porque no hay una
buena manera de adjuntarla a los archivos del computador. Cascade permite gestionar
este problema de la siguiente forma:
Es posible añadir comentarios a los equipos, órdenes de mantenimiento,
localizaciones, etc.
Permite
anexar
archivos
(como
fotografías,
diagramas,
esquemas,
procedimientos de mantenimiento, etc.) para las distintas piezas de
equipamiento.
Gracias a la posibilidad de llevarse Cascade a campo, se pueden consultar dichos
anexos y comentarios en tiempo real, mientras el operario está realizando la
operación de mantenimiento.
Es posible que tales comentarios y anexos estén disponibles para todos los
usuarios de Cascade, permitiendo mejorar la eficiencia de las operaciones.
Figura 20.- Comentarios y Anexos
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ACTIVIDAD 4: RCM2
En la Figura 20 se observa como para un transformador se está anexando una imagen de
una fotografía tomada del mismo. Además de dicha imagen, también podría anexarse un
fichero en formato Word, pdf, etc., con algún comentario si fuese necesario.
Otras Funcionalidades de Interés
Además de las funcionalidades que se han descrito, Cascade presenta otras
funcionalidades más simples, pero no por ello menos importantes. En este apartado se
describirán algunas de ellas:
1. Gestión de Repuestos
Desde Cascade se pueden gestionar los repuestos existentes en la utility, permitiendo lo
siguiente:
El administrador del sistema puede especificar los repuestos que se han
aprobado para emplear con un equipamiento específico, creando una lista de
piezas de repuesto a emplear cuando algún equipo falle.
Existe un inventario de repuestos, organizado por conjuntos de piezas que se
pueden emplear para un mismo equipo, facilitando la búsqueda de las mismas.
Se pueden definir criterios que permitan que Cascade automáticamente
recomiende una pieza de repuesto de las que han sido aprobadas por el
administrador del sistema.
Los usuarios de las Unidades de Campo y Estaciones Base pueden (en función
del nivel de autorización del que dispongan):
o Localizar, asignar e instalar repuestos.
o Ver el balance de repuestos para todos los almacenes de que dispone la
utility.
o Ver los repuestos disponibles por fabricante.
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
o Gestionar órdenes de compra, recepción de equipos, etc.
Los repuestos pueden ser cargados a las cuentas de las órdenes de
mantenimiento en las que se empleen.
2. Empleados
Desde Cascade, es posible visualizar la lista de empleados para cualquier localización o
conjunto de localizaciones. Además, se podrán definir los empleados a los que se les
asignarán las órdenes de mantenimiento por defecto. Así, sería posible que el sistema
asignara de forma automática al empleado con una mejor cualificación en el área en la
que hubiera que realizar la operación de mantenimiento.
3. Predicciones
Desde Cascade es posible realizar predicciones, de forma que la utility pueda
anticiparse a hechos futuros, permitiéndole planificar de forma precisa los recursos que
va a necesitar, tanto de personal como de material, en un tiempo futuro predeterminado.
Las predicciones que se pueden realizar son las siguientes:
Generar predicciones de carga de trabajo basadas en las condiciones presentes y
las proyectadas en el futuro.
Posibilidad de predecir la carga de trabajo futura a partir de la extrapolación de
datos históricos, una vez se hayan acumulado suficientes.
4. Históricos
En Cascade se almacenan históricos de las inspecciones y operaciones de
mantenimiento a todos los niveles, pudiendo visualizarlos en función de la localización,
equipamiento, operario encargado de la misma, etc.
5. Replicación de Datos
En Cascade, las bases de datos remotas pueden contener información acerca de todos
los activos de la empresa o tan sólo acerca de ciertas localizaciones de la misma, en
función de cómo se haya configurado la herramienta.
125
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Además, en las unidades de campo se puede replicar parte de las bases de datos
remotas, de forma que el trabajador tenga toda la información actualizada de la zona de
la que se encarga de realizar el mantenimiento.
Este proceso de replicación sirve además como mecanismo de seguridad, ya que si se
ocurriera algún problema en alguna base de datos, podría recuperarse al encontrarse
replicada en otro equipo.
Cascade es capaz también de realizar backups periódicamente de las bases de datos,
dotando al sistema de una mayor capacidad de recuperación frente a fallos que puedan
ocurrir en el mismo.
6. Generación de Informes
Cascade incluye por defecto numerosos informes estándares, entre los que se pueden
encontrar los siguientes:
Informes de mantenimiento.
Informes de equipamiento.
Predicciones.
Otros.
También existe la posibilidad de emplear Excel, MS Access, InfoMaker, u otro
programa similar para crear informes personalizados y gráficos.
Un ejemplo de un informe de una inspección de mantenimiento podría ser el que se
muestra en la Figura 21. Cabe destacar, que además de poder definirse informes nuevos,
es posible modificar los ya existentes, para que se muestren los datos que le interesen al
usuario, y que lo hagan de la forma que él necesite.
126
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ACTIVIDAD 4: RCM2
Figura 21.- Informe de Inspección de Mantenimiento
- Integración de Cascade con otras Herramientas
Uno de los puntos fuertes de Cascade es su posibilidad de integrarse con otras
herramientas de terceros, permitiendo importar los datos de la herramienta de terceros, o
incluso ejecutar la misma desde Cascade. En los siguientes subapartados se describen
las distintas herramientas con las que se puede integrar Cascade y sus distintas
funcionalidades.
Termografías
Incluso una serie de datos complejos como pueden ser los datos procedentes de
termografías pueden ser incorporados automáticamente dentro de Cascade.
Existe una integración directa con los formatos de imágenes de FLIR y
MIKRON, usando componentes de software embebidos. En la Figura 22 puede
verse cómo en Cascade hay una pestaña específica para las termografías,
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
permitiendo mostrar las mismas en él, como si de un programa de imágenes
termográficas se tratase.
Las imágenes termográficas son accesibles desde las órdenes de trabajo y desde
las pantallas de detalle de los equipos.
Las imágenes termográficas pueden importarse directamente a la Unidad de
Campo desde el campo (no se necesita volver a la oficina a procesar los
archivos).
El usuario puede definir conjuntos de imágenes con múltiples imágenes.
Se pueden añadir comentarios a las imágenes.
Se pueden configurar Triggers y Órdenes de Mantenimiento basados en los
valores y los análisis radiométricos de MIKRON y FLIR.
Hay disponibles informes personalizados para las termografías, que pueden
modificarse para que se adapten al formato requerido por la utility.
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Figura 22.- Integración de Termografías en Cascade
DTA
Cascade dispone de una interfaz directa con la herramienta Doble Test Assistant v5
(DTA v5), para realizar pruebas del factor de potencia, con las siguientes características.
La gestión de los archivos de las pruebas realizadas con el DTA se hace desde
Cascade directamente, evitando tener archivos de prueba por duplicado.
Se puede lanzar DTA desde una Orden de Mantenimiento de Cascade en las que
se necesite realizar un análisis Doble. Puede observarse como en la Figura 23
hay una pestaña específica para el DTA dentro de Cascade.
Cascade puede realizar un mapeo de los resultados del DTA en las lecturas de
las inspecciones en un equipamiento determinado.
Se pueden configurar los triggers y las órdenes de mantenimiento basadas en
resultados del factor de potencia, históricos y tendencias.
Se pueden visualizar históricos del factor de potencia para múltiples registros de
equipamiento en una sola pantalla.
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ACTIVIDAD 4: RCM2
Figura 23.- Integración de DTA en Cascade
TOA
La información del analizador de aceite del transformador (Transformer Oil Analyst,
TOA) puede ser registrada directamente en Cascade. Como con todos los datos
integrados dentro de Cascade, estos datos pueden ser usados en algoritmos para advertir
sobre problemas potencial a través de los triggers. Hay una interfaz directa con el
software TOA, para el análisis de la calidad del fluido y de los gases disueltos, con las
siguientes características:
Los datos del equipamiento se pueden replicar automáticamente en la base de
datos del TOA.
Posibilidad de visualizar los últimos resultados de los tests desde Cascade
(Unidad de Campo u oficina) de forma independiente del software TOA.
Se puede lanzar TOA desde Cascade para visualizar y examinar el historial
completo y el análisis de un dispositivo.
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ACTIVIDAD 4: RCM2
Posibilidad de definir triggers y órdenes de mantenimiento basados en el análisis
de gases disueltos (DGA), incluyendo valores de gases individuales, códigos de
condición y datos de muestras recomendadas.
Seguimiento de las muestras y análisis de aceite por tipos de dispositivo en TOA
para un único registro de equipamiento en Cascade.
Figura 24.- Integración de TOA en Cascade
LOAD
LOAD (Line Optimization & Analysis Database) es una herramienta que permite
determinar la pieza de equipamiento que más limita el rendimiento a lo largo de una
línea específica de transmisión o distribución. Para la mayoría de las situaciones, es una
cuestión de determinar el factor limitante – el equipo que limita en mayor medida la
corriente transportada por la línea y crea el cuello de botella para la salida a lo largo de
dicha línea.
La integración con Cascade es similar a la ya vista en otras herramientas anteriores,
permitiéndose su lanzamiento desde el propio Cascade.
131
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
PI
Cascade dispone de una interfaz con el sistema PI de OSIsoft, que proporciona una
imagen clara de las condiciones cambiantes en el equipamiento, así como su estado
actual. Gracias a esta integración, será posible que Cascade se anticipe a los problemas,
antes de que ocurran.
Además, gracias a los datos aportados por PI, se pueden aplicar algoritmos complejos
para evaluar la salud del equipamiento, lanzando las pertinentes alarmas y órdenes de
mantenimiento si se considerase oportuno.
Para integrar Cascade con PI, es necesario realizar un mapeo de los parámetros
recogidos por el SCADA, a unas variables o etiquetas definidas en Cascade. Sin
embargo, esta integración se sale del alcance del entregable, y se cubrirá ampliamente
en la tarea RCM.3 de esta misma actividad.
Integración de Cascade con otras Herramientas
Todas las herramientas que se han analizado en los subapartados anteriores, habían sido
integradas con éxito en Cascade anteriormente, y ya existe un interfaz definido. Sin
embargo, hay muchas otras herramientas en el mercado que son útiles para las empresas
eléctricas, y que sería muy importante para ellas que estuvieran integradas con Cascade.
Para ello, Cascade dispone de una aplicación que permite integrar los datos del propio
Cascade con los de otras herramientas, como pueden ser (Indus Passport, SAP, IBM
Máximo, etc.).
El proceso para realizar la integración es el que se describe en la Figura 25. Se trata de
emplear una base de datos intermedia entre el sistema que se quiere integrar y Cascade.
De esta forma, lo único que habría que hacer es que ambas aplicaciones se pusieran de
acuerdo en cómo escribir y leer datos de esa base de datos intermedia.
132
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Figura 25.- Integración de Cascade con otras Herramientas
133
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
4. Resultados
4.1 Evaluación de las herramientas /Tablas
A continuación, se muestra en formato de tablas la evaluación realizada de cada una de
las herramientas software, así como su ponderación (ver leyenda) y puntuación de cada
uno de los cuatro bloques, con el objeto de facilitar la comparación entre las distintas
herramientas.
134
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
RELEX
BLOQUE 1: CRITERIOS FUNCIONALES Y METODOLÓGICOS
GRUPO
SUBGRUPO CRITERIO
DEFINICION
DEL
SISTEMA
Equipo
humano
Activos
1.1 Formación del
equipo natural de
trabajo
1.2 Análisis de
criticidad
1.3 Definición del
equipo
ANÁLISIS
FMEA
ACTIVIDAD 4: RCM2
Identificación 1.4 Definición
jerárquica
Sistema
Sistema/Subsiste
mas
1.5 Identificación
funciones
1.6 Identificación
fallas funcionales
Modos de
fallo
1.7 Identificación
modos de fallo
1.8 Priorización
modos de fallo
(efectos)
1.9 Identificación
causas
DESCRIPCION
¿Permite la definición, conformación del
equipo natural de trabajo y la planificación
de las reuniones?
¿Permite jerarquizar activos en base a la
criticidad?
¿Permite relacionar la criticidad con el factor
de riesgo?
¿Permite definir diagramas de descripción
del sistema?
¿Permite definir el contexto operacional?
1
PUNTUACIÓN
OBSERVACIONES
0
El software está pensado para la fase de diseño.
0
No, únicamente modos de fallos en el módulo
FMEA.
2
No hay módulo de análisis de criticidad.
3
Sí, en módulo RBD.
0
El software está pensado para la fase de diseño.
¿Permite definir el Sistema y su división en
subsistemas?
5
System Tree.
¿Permite definir las funciones y los
estándares de funcionamiento?
3
Sí, en tabla FMEA funcional. Modos de fallo por
un lado y funciones por otro.
2
No muestra fallo funcional, sí modo de fallo.
3
No la liga explícitamente al fallo funcional, ya
que no define expresamente el fallo funcional.
5
El software describe next y end effects.
5
Sí, severidad.
5
Sí, PRN.
3
Sí, se pueden introducir.
¿Permite definir los fallos funcionales que
provoca que el activo no pueda cumplir su
función?
¿Permite definir la causa física que provoca
el fallo funcional?
¿Permite definir el impacto cualitativo del
modo de fallo?
¿Permite definir el impacto cuantitativo del
modo de fallo (impacto económico del modo
de fallo)?
¿Permite definir el indicador NPR en base
ocurrencia, detectabilidad y severidad?
¿Permite definir las causa raices que
provocan el fallo?
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
POLÍTICAS Y
ESTRATEGIAS DE
MANTENIMIENTO
Definición
estrategia
mantenimiento
1.10 Identificación
estrategia
mantenimiento
1.11 Establecer
política
mantenimiento
ACTIVIDAD 4: RCM2
¿Permite identificar las estrategias de
mantenimiento? (correctivo, preventivo,
predictivo, rediseño, etc...)
¿Permite identificar las estrategia
mantenimiento en función del diagrama
lógico de decisión?
¿Permite estimar el intervalo PF para las
actividades de mantenimiento por
condición?
¿Permite definir actividades de
mantenimiento para fallos ocultos?
0
No da soporte.
0
No da soporte.
0
No da soporte.
0
No da soporte.
1
No da soporte a identificar tareas, pero
pueden ser introducidas para para realizar
cálculos.
3
Sí, con el módulo Maintainability.
2
Permite calcular severidad y riesgo.
0
No da soporte.
0
Análisis puntual.
0
No da soporte.
0
No da soporte.
0
No da soporte.
0
No da soporte.
Tareas ->Recursos, costes, frecuencia
OPTIMIZACIÓN
ESTRATEGIAS DE
MANTENIMIENTO
Evaluación
1.12 Fiabilidad
1.13 Costes
Seguimiento
Estimación
1.14 Otros
indicadores
1.15 Trazabilidad
indicadores
1.16 Seguimiento
recomendaciones
1.17 Estimación
óptima de política
de mantenimiento
1.18 Simulación de
indicadores
1.19 Repuestos
críticos
¿Permite evaluar la fiabilidad mediante
indicadores MTTF, MTTR, frecuencia de
fallos, etc?
¿Permitir calcular el coste actual de
mantenimiento?
¿Permite calcular indicadores definidos
por el propio usuario (Ej: TIEPI)?
¿Permite consultar la evolución en el
tiempo de los indicadores?
¿Permite hacer un seguimiento de
recomendaciones de mejora?
¿Permite que el sistema calcule la política
óptima de mantenimiento?
¿Permite estimar indicadores a partir de
propuestas de cambios de indicadores?
¿Permite determinar necesidades de
repuestos?
Calificación del bloque 1
42,0000
1,62 1-2 DEFICIENTE
136
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
RELEX
ACTIVIDAD 4: RCM2
BLOQUE 2: CRITERIOS INFORMÁTICOS
1
CRITERIO
DESCRIPCION
2.1 Ergonomía
2.2 Rendimiento
¿Es intuitivo? ¿La aplicación informática utiliza una interfaz
de operación estándar similar a la de aplicaciones
ofimáticas? ¿Necesita una formación muy extensa para
poder manejarla?
Tiempo de respuesta aceptable en sus funciones
2.3 Visualización Gráfica de Datos
Permite la visualización de los datos en formato gráfico
2.4 Importación / Exportación de Datos
Permite la exportación/importación de datos en otros
formatos (Word, PDF, Excel,…)
Gestión de acceso y perfiles de la aplicación
3
Permite realizar copias de seguridad y restauranción de los
datos
Facilita la integración con otros sistemas y BBDD
5
2.5 Seguridad
2.6 Integridad
2.7 Integración
2.8 Arquitectura
2.9 Sistema de ayuda on-line
PUNTUACIÓN
La arquitectura de la herramienta es ¿cliente/servidor?
¿Web? ¿Tiene BD propietaria?
¿Provee la herramienta de ayuda on-line que sirva de guia
en cada una de las etapas del RCM?
2
OBSERVACIONES
Necesita formación específica.
3
5
3
Se puede intercambiar datos con EXCEL,
ACCESS y XMS (versión Enterprise).
2
No puntuable.
0
23,0000
Calificación del bloque 2
2,88 2-3 SUFICIENTE
137
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
RELEX
ACTIVIDAD 4: RCM2
BLOQUE 3: CRITERIOS LOGÍSTICOS Y DE SERVICIO TÉCNICO
1
CRITERIO
DESCRIPCION
PUNTUACIÓN
3.1 Productos que incluye
Productos que configuran la herramienta software.
1
No tiene módulo RCM.
3.2 Programas de apoyo
Programas de apoyo a la herramienta existentes.
3
Falta RCM, pero si tiene programas de
apoyo.
3.3 Módulos disponibles para el software
Otros módulos disponibles de gestión que ofrece la suite.
Doce módulos.
3.4 Demostración previa
Posibilidad de probar la herramienta en funcionamiento.
3.5 Pertenencia a una suite
La herramienta pertenece a una suite o no.
3.6 Instalación
Posibilidad de visitas guiadas para la adopción del software.
3.7 Ayuda
Telefónica, On-line y/o presencial.
3.8 Auditoría
Herramientas/opciones que faciliten este proceso.
3.9 Distribución
Actualizaciones del software automáticas.
3.10 Servicion de formación
Cursos de capacitación de personal.
3.11 Servicio de consultoría
Asesoramiento en la gestión del mantenimiento.
3
5
3
3
3
2
5
3
3
3.12 Servicio de apoyo técnico
2
Alemania, Italia y Reino Unido.
3.13 Servicio de soporte on-line
Ubicación zona geográfica, medios de soporte, tiempos de
espera.
Posibilidad de soporte técnico online.
Número de empresas que utilizan el software.
3
5
Disponible.
3.14 Presencia en el mercado
Calificación del bloque 3
OBSERVACIONES
Versión evaluación.
Sin RCM.
Telefónica y On-line.
Soporte profesional.
Disponibles.
44,0000
3,14 3-4 BUENO
Nota** Ver guía de precios y condiciones.
138
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
RELEX
ACTIVIDAD 4: RCM2
BLOQUE 4: CRITERIOS ECONÓMICOS
CRITERIO
DESCRIPCION
4.1 Requesitos de implementación
Coste de las actividades necesarias
previas a la implantación.
4.2 Paquetes de implementación
Coste del paquete de implementación.
4.3 Coste del producto
Precio del software.
4.4 Coste de implementación
Instalación propiamente dicha.
4.5 Coste del mantenimiento del software
Coste/año.
4.6 Ingenieros y personal dedicado
Numero de horas de personal dedicado.
4.7 Coste de formación
Costo de los cursos de formación de
personal.
Calificación del bloque 4
1
PUNTUACIÓN
OBSERVACIONES
3
No hay costes. Posiblemente Server, o con la versión
Enterprise el coste de Oracle o la licencia para SQL
Server.
Ninguno. En el caso de FRACAS el coste corresponde
al tiempo que hay que invertir.
2
Depende de la configuración del Software (Módulos).
2
Ninguno, aparte del caso de FRACAS, en el cual
corresponde al tiempo que hay que invertir.
2
Después del primer año 15 % del precio del paquete.
3
No valorable.
3
Ninguno. Dependiendo del paquete o módulo, la
duración mínima es de dos días.
15,0000
2,50 2-3 SUFICIENTE
Nota** Ver guía de precios y condiciones.
139
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
Guía de precios y condiciones
ACTIVIDAD 4: RCM2
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
141
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ITEM
GRUPO
ACTIVIDAD 4: RCM2
BLOQUE 1: CRITERIOS FUNCIONALES Y METODOLÓGICOS
SUBGRUPO CRITERIO
DEFINICION Equipo
DEL
humano
SISTEMA
Activos
1.1 Formación del equipo
natural de trabajo
1.2 Análisis de criticidad
1.3 Definición del equipo
ANÁLISIS
FMEA
Identificación 1.4 Definición jerárquica
Sistema/Subsistemas
Sistema
1.5 Identificación
funciones
1.6 Identificación fallas
funcionales
Modos de
fallo
DESCRIPCION
¿Permite la definición, conformación del
equipo natural de trabajo y la
planificación de las reuniones?
¿Permite jerarquizar activos en base a la
criticidad?
¿Permite relacionar la criticidad con el
factor de riesgo?
¿Permite definir diagramas de
descripción del sistema?
¿Permite definir el contexto operacional?
¿Permite definir el Sistema y su división
en subsistemas?
¿Permite definir las funciones y los
estándares de funcionamiento?
¿Permite definir los fallos funcionales
que provoca que el activo no pueda
cumplir su función?
1.7 Identificación modos ¿Permite definir la causa física que
de fallo
provoca el fallo funcional?
1.8 Priorización modos de ¿Permite definir el impacto cualitativo
fallo (efectos)
del modo de fallo?
¿Permite definir el impacto cuantitativo
del modo de fallo (impacto económico
del modo de fallo)?
¿Permite definir el indicador NPR en
base ocurrencia, detectabilidad y
severidad?
1.9 Identificación causas ¿Permite definir las causas raices que
provocan el fallo?
1
PUNTUACIÓN
OBSERVACIONES
1,00
El software no esta diseñado para RCM.
1,00
No, sólo permite evaluar criticidad de modos
de fallos.
1,00
No hay módulo de análisis de criticidad.
1,00
Sí, en módulo RBD.
1,00
El software no esta diseñado para RCM.
3,00
3,00
Con una herramienta aparte, permite definir
fault tree.
Sí, en tabla FMECA funcional. Modos de fallo
por un lado y funciones por otro.
1,00
No muestra el fallo funcional.
4,00
Si permite definir el modo de fallo en el
FMECA.
5,00
Si permite definir los efectos y los prioriza.
5,00
Sí, severidad.
5,00
Sí, PRN.
3,00
Sí, se pueden introducir.
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
POLÍTICAS Y
Definición
ESTRATEGIAS DE estrategia
MANTENIMIENTO mantenimiento
1.10 Identificación
estrategia mantenimiento
1.11 Establecer política
mantenimiento
OPTIMIZACIÓN
Evaluación
ESTRATEGIAS DE
MANTENIMIENTO
1.12 Fiabilidad
1.13 Costes
ACTIVIDAD 4: RCM2
¿Permite identificar las estrategias de
mantenimiento? (correctivo, preventivo, predictivo,
rediseño, etc...)
¿Permite identificar las estrategia mantenimiento en
función del diagrama lógico de decisión?
¿Permite estimar el intervalo PF para las
actividades de mantenimiento por condición?
¿Permite definir actividades de mantenimiento para
fallos ocultos?
Tareas ->Recursos, costes, frecuencia
¿Permite evaluar la fiabilidad mediante indicadores
MTTF, MTTR, frecuencia de fallos, etc?
¿Permitir calcular el coste actual de mantenimiento?
1.14 Otros indicadores
Seguimiento
Estimación
¿Permite calcular indicadores definidos por el propio
usuario (Ej: TIEPI)?
1.15 Trazabilidad
¿Permite consultar la evolución en el tiempo de los
indicadores
indicadores?
1.16 Seguimiento
¿Permite hacer un seguimiento de
recomendaciones
recomendaciones de mejora?
1.17 Estimación óptima de ¿Permite que el sistema calcule la política óptima de
política de mantenimiento mantenimiento?
1.18 Simulación de
¿Permite estimar indicadores a partir de propuestas
indicadores
de cambios de indicadores?
1.19 Repuestos críticos
¿Permite determinar necesidades de repuestos?
Calificación del bloque 1
1,00
No da soporte.
1,00
No da soporte.
1,00
No da soporte.
1,00
No da soporte.
1,00
No da soporte.
1,00
Si permite evaluar índices de
Fiabilidad en el módulo
estadístico.
Permite calcular severidad y
riesgo.
1,00
No da soporte.
1,00
Análisis puntual.
1,00
No da soporte.
1,00
No da soporte.
1,00
No da soporte.
1,00
Tiene un módulo de evaluación
de repuestos.
5,00
51,0000
1,96 1-2 - DEFICIENTE
143
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ITEM
ACTIVIDAD 4: RCM2
BLOQUE 2: CRITERIOS INFORMÁTICOS
1
CRITERIO
DESCRIPCION
2.1 Ergonomía
¿Es intuitivo? ¿La aplicación informática utiliza una interfaz de operación estándar similar a la
de aplicaciones ofimáticas? ¿Necesita una formación muy extensa para poder manejarla?
Tiempo de respuesta aceptable en sus funciones
2.2 Rendimiento
PUNTUACIÓN
2.3 Visualización Gráfica de
Datos
2.4 Importación /
Exportación de Datos
2.5 Seguridad
Permite la visualización de los datos en formato gráfico
2.6 Integridad
Permite realizar copias de seguridad y restauranción de los datos
2.7 Integración
Facilita la integración con otros sistemas y BBDD
2.8 Arquitectura
La arquitectura de la herramienta es ¿cliente/servidor? ¿Web? ¿Tiene BD propietaria?
Permite la exportación/importación de datos en otros formatos (Word, PDF, Excel,…)
Gestión de acceso y perfiles de la aplicación
2.9 Sistema de ayuda on-line ¿Provee la herramienta de ayuda on-line que sirva de guia en cada una de las etapas del
RCM?
OBSERVACIONES
4,00
4,00
5,00
4,00
4,00
5,00
4,00
3,00
1,00
34,00
3,78 3-4 - BUENO
Calificación del bloque 2
144
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ITEM
ACTIVIDAD 4: RCM2
BLOQUE 3: CRITERIOS LOGÍSTICOS Y DE SERVICIO TÉCNICO
1
CRITERIO
DESCRIPCION
PUNTUACIÓN
3.1 Productos que incluye
Productos que configuran la herramienta software.
3.2 Programas de apoyo
Programas de apoyo a la herramienta existentes.
3.3 Módulos disponibles para el
software
3.4 Demostración previa
Otros módulos disponibles de gestión que ofrece la
suite.
Posibilidad de probar la herramienta en funcionamiento.
3.5 Pertenencia a una suite
La herramienta pertenece a una suite o no.
3.6 Instalación
3.7 Ayuda
Posibilidad de visitas guiadas para la adopción del
software.
Telefónica, On-line y/o presencial.
3.8 Auditoría
Herramientas/opciones que faciliten este proceso.
3.9 Distribución
Actualizaciones del software automáticas.
3.10 Servicion de formación
Cursos de capacitación de personal.
3.11 Servicio de consultoría
Asesoramiento en la gestión del mantenimiento.
3.12 Servicio de apoyo técnico
3.13 Servicio de soporte on-line
Ubicación zona geográfica, medios de soporte, tiempos
de espera.
Posibilidad de soporte técnico online.
3.14 Presencia en el mercado
Número de empresas que utilizan el software.
Calificación del bloque 3
OBSERVACIONES
1,00
2,00
No tiene módulo RCM.
5,00
4,00
5,00
Nueve módulos (ITEM TOOLKIT).
3,00
3,00
2,00
4,00
3,00
3,00
2,00
2,00
2,00
Falta RCM, pero si tiene programas de apoyo.
Versión evaluación con restricciones.
Sí.
Telefónica y On-line.
Soporte profesional.
Tienen programado un conjunto de cursos.
Ofrecen servicios de consultoría.
Estados Unidos, Brasil y Reino Unido.
41,00
2,93 2-3 - SUFICIENTE
Nota** Ver guía de precios y condiciones
145
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ITEM
CRITERIO
ACTIVIDAD 4: RCM2
BLOQUE 4: CRITERIOS ECONÓMICOS
1
DESCRIPCION
PUNTUACIÓN
4.1 Requesitos de implementación Coste de las actividades necesarias previas a la
implantación.
4.2 Paquetes de implementación
Coste del paquete de implementación.
4.3 Coste del producto
Precio del software.
4.4 Coste de implementación
Instalación propiamente dicha.
4.5 Coste del mantenimiento del
software
4.6 Ingenieros y personal
dedicado
4.7 Coste de formación
Coste/año.
5,00
Ninguno.
5,00
2,50
5,00
Ninguno.
2,00
El 20% del precio del producto.
Numero de horas de personal dedicado.
Costo de los cursos de formación de personal.
Calificación del bloque 4
OBSERVACIONES
Depende de los módulos. Ver guía de precios.
Ninguno.
No valorable.
2,00
Variable según las necesidades requeridas.
21,50
3,07 3-4 - BUENO
Nota** Ver guía de precios y condiciones
146
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
Guía de precios y servicios
ACTIVIDAD 4: RCM2
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
Meridium
GRUPO
BLOQUE 1: CRITERIOS FUNCIONALES Y METODOLÓGICOS
SUBGRUPO CRITERIO
DEFINICION DEL Equipo
SISTEMA
humano
Activos
ANÁLISIS FMEA
ACTIVIDAD 4: RCM2
DESCRIPCION
1.1 Formación del
equipo natural de
trabajo
1.2 Análisis de
criticidad
¿Permite la definición, conformación del equipo natural
de trabajo y la planificación de las reuniones?
1.3 Definición del
equipo
¿Permite definir diagramas de descripción del sistema?
¿Permite jerarquizar activos en base a la criticidad?
¿Permite relacionar la criticidad con el factor de riesgo?
¿Permite definir el contexto operacional?
Identificación 1.4 Definición
jerárquica
Sistema
¿Permite definir el Sistema y su división en
Sistema/Subsistemas
subsistemas?
Modos de
fallo
1.5 Identificación
funciones
1.6 Identificación
fallas funcionales
1.7 Identificación
modos de fallo
1.8 Priorización
modos de fallo
(efectos)
1.9 Identificación
causas
¿Permite definir las funciones y los estándares de
funcionamiento?
¿Permite definir los fallos funcionales que provoca que
el activo no pueda cumplir su función?
¿Permite definir la causa física que provoca el fallo
funcional?
¿Permite definir el impacto cualitativo del modo de
fallo?
¿Permite definir el impacto cuantitativo del modo de
fallo (impacto económico del modo de fallo)?
¿Permite definir el indicador NPR en base ocurrencia,
detectabilidad y severidad?
PUNTUACIÓN1
OBSERVACIONES
Si.
5
5
5
5
5
3
5
5
5
5
5
5
¿Permite definir las causa raices que provocan el fallo?
2
Si.
Si.
Si.
Si.
Posible pero el valor real
consiste en la definicion del
sistema a ser analizado. La
definicion en RCMO apalanca la
informacion en SAP.
Si.
Si.
Si.
Si.
Si.
Si.
RCMO no es un software de
ACR pero puede apoyar las
recomendaciones hechas por
dicha metodología.
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
POLÍTICAS Y
ESTRATEGIAS DE
MANTENIMIENTO
ACTIVIDAD 4: RCM2
Definición estrategia 1.10 Identificación
estrategia mantenimiento
mantenimiento
1.11 Establecer política
mantenimiento
OPTIMIZACIÓN
ESTRATEGIAS DE
MANTENIMIENTO
Evaluación
1.12 Fiabilidad
1.13 Costes
1.14 Otros indicadores
Seguimiento
Estimación
1.15 Trazabilidad
indicadores
1.16 Seguimiento
recomendaciones
1.17 Estimación óptima de
política de mantenimiento
1.18 Simulación de
indicadores
1.19 Repuestos críticos
¿Permite identificar las estrategias de
mantenimiento? (correctivo, preventivo,
predictivo, rediseño, etc...)
¿Permite identificar las estrategia
mantenimiento en función del diagrama
lógico de decisión?
¿Permite estimar el intervalo PF para las
actividades de mantenimiento por
condición?
¿Permite definir actividades de
mantenimiento para fallos ocultos?
Tareas ->Recursos, costes, frecuencia
¿Permite evaluar la fiabilidad mediante
indicadores MTTF, MTTR, frecuencia de
fallos, etc?
¿Permitir calcular el coste actual de
mantenimiento?
¿Permite calcular indicadores definidos
por el propio usuario (Ej: TIEPI)?
¿Permite consultar la evolución en el
tiempo de los indicadores?
¿Permite hacer un seguimiento de
recomendaciones de mejora?
¿Permite que el sistema calcule la
política óptima de mantenimiento?
¿Permite estimar indicadores a partir de
propuestas de cambios de indicadores?
¿Permite determinar necesidades de
repuestos?
Calificación del bloque 1
Si.
5
Si.
5
Si.
5
5
5
1
5
4
3
5
5
4
1
Si.
Si.
Provee acceso a datos en SAP
para hacer dichos calculos. No
es una herramienta de calculo
estadistico.
Si. Basado en informacion en
SAP.
Se puede ajustar a las
necesidades del cliente.
Si, de los definidos.
Si.
Si.
Si.
No.
113,0000
4,35 4-5 MUY BUENO
149
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
Meridium
ACTIVIDAD 4: RCM2
BLOQUE 2: CRITERIOS INFORMÁTICOS
PUNTUACIÓN1
CRITERIO
DESCRIPCION
2.1 Ergonomía
¿Es intuitivo? ¿La aplicación informática utiliza una interfaz de operación
estándar similar a la de aplicaciones ofimáticas? ¿Necesita una formación
muy extensa para poder manejarla?
Tiempo de respuesta aceptable en sus funciones
2.2 Rendimiento
2.3 Visualización
Gráfica de Datos
2.4 Importación /
Exportación de
Datos
2.5 Seguridad
Permite la visualización de los datos en formato gráfico
2.6 Integridad
Permite realizar copias de seguridad y restauranción de los datos
2.7 Integración
Facilita la integración con otros sistemas y BBDD
2.8 Arquitectura
La arquitectura de la herramienta es ¿cliente/servidor? ¿Web? ¿Tiene BD
propietaria?
¿Provee la herramienta de ayuda on-line que sirva de guia en cada una de
las etapas del RCM?
2.9 Sistema de
ayuda on-line
Permite la exportación/importación de datos en otros formatos (Word, PDF,
Excel,…)
Gestión de acceso y perfiles de la aplicación
Calificación del bloque 2
5
5
4
5
OBSERVACIONES
Sí, utiliza la propia interfaz de SAP facilitando el
acceso al usuario.
Diseñado dentro de la arquitectura SAP.
Si.
Si, pero dado que esta dentro de la arquitectura SAP
no es necesario usar dicha funcionalidad.
5
5
5
Si. Basado en los perfiles de SAP.
5
Arquitectura SAP trabajando con los datos maestros
de SAP.
Sí, la capacitación de usuario solo toma dos días.
4
Si. Basado en los perfiles de SAP.
Totalmente integrado con SAP.
43,0000
4,78 4-5 MUY BUENO
150
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
Meridium
ACTIVIDAD 4: RCM2
BLOQUE 3: CRITERIOS LOGÍSTICOS Y DE SERVICIO TÉCNICO
PUNTUACIÓN1
CRITERIO
DESCRIPCION
3.1 Productos que incluye
Productos que configuran la herramienta software.
3.2 Programas de apoyo
Programas de apoyo a la herramienta existentes.
3.3 Módulos disponibles
para el software
3.4 Demostración previa
OBSERVACIONES
4
3
RCMO/FMEA
Otros módulos disponibles de gestión que ofrece la suite.
3
APM Software.
Posibilidad de probar la herramienta en funcionamiento.
2
3.5 Pertenencia a una suite
La herramienta pertenece a una suite o no.
3.6 Instalación
Posibilidad de visitas guiadas para la adopción del software.
3.7 Ayuda
Telefónica, On-line y/o presencial.
3.8 Auditoría
Herramientas/opciones que faciliten este proceso.
4
5
4
4
Web Demos. No es posible demo en CD ya que
requiere base de datos en SAP.
Meridium.
3.9 Distribución
Actualizaciones del software automáticas.
3
3.10 Servicion de formación
Cursos de capacitación de personal.
3.11 Servicio de consultoría
Asesoramiento en la gestión del mantenimiento.
4
5
3.12 Servicio de apoyo
técnico
Ubicación zona geográfica, medios de soporte, tiempos de
espera.
3.13 Servicio de soporte online
3.14 Presencia en el
mercado
Posibilidad de soporte técnico online.
3
3
Número de empresas que utilizan el software.
3
Calificación del bloque 3
SAP
Si.
Si.
Funcionalidad del software.
Actualizaciones según contrato de mantenimiento y
soporte.
Si.
Si.
Si. Alemania, USA, Australia, Dubai, Tailandia,
Sudáfrica, Canadá, Brasil, India y China.
Si, con el permiso previo del cliente.
Software relativamente nuevo en el mercado en su
versión 2.1 (ago.2009). Implantado en más de 20
empresas internacionales.
50,0000
3,57 3-4 BUENO
151
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
Meridium
CRITERIO
ACTIVIDAD 4: RCM2
BLOQUE 4: CRITERIOS ECONÓMICOS
PUNTUACIÓN1
DESCRIPCION
4.1 Requesitos de implementación Coste de las actividades necesarias previas a la
implantación.
4.2 Paquetes de implementación
Coste del paquete de implementación.
4.3 Coste del producto
Precio del software.
4.4 Coste de implementación
Instalación propiamente dicha.
4.5 Coste del mantenimiento del
software
4.6 Ingenieros y personal
dedicado
4.7 Coste de formación
Coste/año.
3
Depende del alcance de trabajo y ajustes de configuración.
3
3
3
Depende del alcance de trabajo y ajustes de configuración.
2
18% del precio lista
Numero de horas de personal dedicado.
Costo de los cursos de formación de personal.
Calificación del bloque 4
OBSERVACIONES
Basado en MW de diseño o número total de activos.
Depende del alcance de trabajo y ajustes de configuración.
No valorable.
3
Depende del alcance de trabajo.
17,0000
2,83 2-3 SUFICIENTE
Guía de precios y servicios
No disponible, personalizado según requerimientos.
152
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
Reliasoft
ACTIVIDAD 4: RCM2
BLOQUE 1: CRITERIOS FUNCIONALES Y METODOLÓGICOS
GRUPO
SUBGRUPO
CRITERIO
DESCRIPCION
DEFINICION DEL
SISTEMA
Equipo humano
1.1 Formación del
equipo natural de
trabajo
¿Permite la definición, conformación del
equipo natural de trabajo y la planificación
de las reuniones?
Activos
ANÁLISIS FMEA
Identificación
Sistema
4,00
1.2 Análisis de criticidad ¿Permite jerarquizar activos en base a la
criticidad?
¿Permite relacionar la criticidad con el
factor de riesgo?
3,00
1.3 Definición del equipo ¿Permite definir diagramas de descripción
del sistema?
¿Permite definir el contexto operacional?
3,00
1.4 Definición jerárquica
Sistema/Subsistemas
1.5 Identificación
funciones
¿Permite definir el Sistema y su división
en subsistemas?
¿Permite definir las funciones y los
estándares de funcionamiento?
1.6 Identificación fallas
funcionales
Modos de fallo
PUNTUACIÓN1
¿Permite definir los fallos funcionales que
provoca que el activo no pueda cumplir su
función?
1.7 Identificación modos ¿Permite definir la causa física que
de fallo
provoca el fallo funcional?
1.8 Priorización modos
¿Permite definir el impacto cualitativo del
de fallo (efectos)
modo de fallo?
¿Permite definir el impacto cuantitativo
del modo de fallo (impacto económico del
modo de fallo)?
¿Permite definir el indicador NPR en base
ocurrencia, detectabilidad y severidad?
1.9 Identificación causas ¿Permite definir las causas raices que
provocan el fallo?
3,00
4,00
5,00
5,00
OBSERVACIONES
Permite introducir los integrantes del
grupo de trabajo de RCM (incluye
registros en los cuales se pueden
planificar las reuniones)
Permite jerarquizar los sistemas de
forma básica
Evalua factores de seguridad,
detectabilidad, operaciones e impacto
económico
Se pueden diseñar flujogramas
básicos de operación del sistema
Permite introducir información con
respecto al contexto operacional
Permite dividir la aplicación del RCM
en subsistemas
Dependiendo del tipo de estandar de
RCM funcional permite incluir las
funciones y los estándares
5,00
Sí permite definir el fallo funcional
5,00
5,00
Sí permite definir el modo de fallo en
el FMECA
Sí permite definir los efectos y los
prioriza
5,00
Sí, severidad.
5,00
Sí, NPR.
4,00
Sí, se pueden introducir (dependiendo
del estándar de RCM aplicado)
153
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
POLÍTICAS Y
ESTRATEGIAS DE
MANTENIMIENTO
1.10 Identificación
Definición
estrategia mantenimiento
estrategia
mantenimiento
1.11 Establecer política
mantenimiento
ACTIVIDAD 4: RCM2
¿Permite identificar las estrategias de
mantenimiento? (correctivo, preventivo,
predictivo, rediseño, etc...)
¿Permite identificar las estrategia mantenimiento
en función del diagrama lógico de decisión?
5,00
4,00
¿Permite estimar el intervalo PF para las
actividades de mantenimiento por condición?
3,00
La estimación es cualitativa
¿Permite definir actividades de mantenimiento
para fallos ocultos?
4,00
Sí, permite establecer estrategias de
inspección para fallos ocultos
Sí, permite establecer recursos, costes
y frecuencias de las actividades de
mantenimiento
Tareas ->Recursos, costes, frecuencia
4,00
OPTIMIZACIÓN
ESTRATEGIAS DE
MANTENIMIENTO
Evaluación
Seguimiento
Estimación
Permite seleccionar el tipo de
estrategia de mantenimiento a
proponer
Sí, el software permite seleccionar la
estrategia de mantenimiento en
función del diagrama lógico de
decisión
1.12 Fiabilidad
¿Permite evaluar la fiabilidad mediante
indicadores MTTF, MTTR, frecuencia de fallos,
etc?
1.13 Costes
¿Permitir calcular el coste actual de
mantenimiento?
1.14 Otros indicadores
¿Permite calcular indicadores definidos por el
propio usuario (Ej: TIEPI)?
1.15 Trazabilidad
¿Permite consultar la evolución en el tiempo de
indicadores
los indicadores?
1.16 Seguimiento
¿Permite hacer un seguimiento de
recomendaciones
recomendaciones de mejora?
1.17 Estimación óptima de ¿Permite que el sistema calcule la política
política de mantenimiento óptima de mantenimiento?
1.18 Simulación de
¿Permite estimar indicadores a partir de
indicadores
propuestas de cambios de indicadores?
1.19 Repuestos críticos
¿Permite determinar necesidades de repuestos?
Calificación del bloque 1
5,00
Sí permite evaluar índices de
Fiabilidad por modo de fallo
4,00
Sólo permite establecer el potencial
costo del plan de mantenimiento
1,00
No da soporte.
2,00
Análisis puntual.
1,00
No da soporte.
1,00
No da soporte.
1,00
No da soporte.
2,00
Permite describir los respuestos a ser
utilizados
89,0000
3,42 3-4 - BUENO
154
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
Reliasoft
ACTIVIDAD 4: RCM2
BLOQUE 2: CRITERIOS INFORMÁTICOS
PUNTUACIÓN1
CRITERIO
DESCRIPCION
2.1 Ergonomía
2.2 Rendimiento
¿Es intuitivo? ¿La aplicación informática utiliza una interfaz de operación
estándar similar a la de aplicaciones ofimáticas? ¿Necesita una formación muy
extensa para poder manejarla?
Tiempo de respuesta aceptable en sus funciones
2.3 Visualización Gráfica de Datos
Permite la visualización de los datos en formato gráfico
2.4 Importación / Exportación de Datos Permite la exportación/importación de datos en otros formatos (Word, PDF,
Excel,…)
2.5 Seguridad
Gestión de acceso y perfiles de la aplicación
2.6 Integridad
Permite realizar copias de seguridad y restauranción de los datos
2.7 Integración
Facilita la integración con otros sistemas y BBDD
2.8 Arquitectura
La arquitectura de la herramienta es ¿cliente/servidor? ¿Web? ¿Tiene BD
propietaria?
¿Provee la herramienta de ayuda on-line que sirva de guia en cada una de las
etapas del RCM?
2.9 Sistema de ayuda on-line
OBSERVACIONES
3,00
4,00
4,00
4,00
4,00
5,00
4,00
4,00
4,00
36,00
Calificación del bloque 2
4,00
3-4 - BUENO
155
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
Reliasoft
ACTIVIDAD 4: RCM2
BLOQUE 3: CRITERIOS LOGÍSTICOS Y DE SERVICIO TÉCNICO
PUNTUACIÓN1
CRITERIO
DESCRIPCION
3.1 Productos que incluye
Productos que configuran la herramienta software.
3.2 Programas de apoyo
Programas de apoyo a la herramienta existentes.
4,00
4,00
3.3 Módulos disponibles para el
software
Otros módulos disponibles de gestión que ofrece la suite.
3.4 Demostración previa
Posibilidad de probar la herramienta en funcionamiento.
3.5 Pertenencia a una suite
La herramienta pertenece a una suite o no.
3.6 Instalación
3.7 Ayuda
Posibilidad de visitas guiadas para la adopción del
software.
Telefónica, On-line y/o presencial.
3.8 Auditoría
Herramientas/opciones que faciliten este proceso.
3.9 Distribución
Actualizaciones del software automáticas.
3.10 Servicion de formación
Cursos de capacitación de personal.
3.11 Servicio de consultoría
Asesoramiento en la gestión del mantenimiento.
3.12 Servicio de apoyo técnico
3.13 Servicio de soporte on-line
Ubicación zona geográfica, medios de soporte, tiempos de
espera.
Posibilidad de soporte técnico online.
3.14 Presencia en el mercado
Número de empresas que utilizan el software.
3,00
Calificación del bloque 3
OBSERVACIONES
RCM++
Sí el software RCM++ forma parte de un conjunto de
herramientas de fiabilidad (aunque el mismo se
puede instalar y trabajar de forma independiente)
12 módulos (no todos los módulos se pueden
integrar, el RCM++ se puede integrar con 7 módulos:
Weibull++, ALTA, BlockSim, Xfmea, FMEA
Accelerator, MPC 3 and XFRACAS)
3,00
Versión evaluación con restricciones
3,00
No, pero se puede integrar con otros softwares
diseñados por Reliasoft
3,00
3,00
4,00
4,00
4,00
3,00
Si, se puede obtener ayuda-online
3,00
Estados Unidos, Brasil y Polonia.
2,00
2,00
Con un pago adicional
Telefónica y On-line.
Soporte profesional.
Con un pago adicional
Tienen programado un conjunto de cursos
Ofrecen servicios de consultoría
45,00
3,21 3-4 - BUENO
156
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
Reliasoft
ACTIVIDAD 4: RCM2
BLOQUE 4: CRITERIOS ECONÓMICOS
CRITERIO
DESCRIPCION
4.1 Requesitos de implementación
4.2 Paquetes de implementación
Coste de las actividades necesarias previas a la
implantación.
Coste del paquete de implementación.
4.3 Coste del producto
Precio del software.
4.4 Coste de implementación
Instalación propiamente dicha.
4.5 Coste del mantenimiento del software
Coste/año.
4.6 Ingenieros y personal dedicado
Numero de horas de personal dedicado.
4.7 Coste de formación
Costo de los cursos de formación de personal.
PUNTUACIÓN1
OBSERVACIONES
No disponible, personalizado según requerimientos
157
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
Guía de precios y servicios
ACTIVIDAD 4: RCM2
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
El precio del mantenimiento anual del software es:
Para 1 año: 20% precio del software
Para 2 años: 35% precio del software
Para 3 años: 45% precio del software
159
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
Ivara
GRUPO
ACTIVIDAD 4: RCM2
BLOQUE 1: CRITERIOS FUNCIONALES Y METODOLÓGICOS
SUBGRUPO
DEFINICION DEL Equipo humano
SISTEMA
Activos
CRITERIO
DESCRIPCION
1.1 Formación del equipo
natural de trabajo
¿Permite la definición, conformación del
equipo natural de trabajo y la planificación
de las reuniones?
¿Permite jerarquizar activos en base a la
criticidad?
¿Permite relacionar la criticidad con el
factor de riesgo?
¿Permite definir diagramas de descripción
del sistema?
1.2 Análisis de criticidad
1.3 Definición del equipo
ANÁLISIS FMEA
Identificación
Sistema
1.4 Definición jerárquica
Sistema/Subsistemas
1.5 Identificación
funciones
1.6 Identificación fallas
funcionales
Modos de fallo
1.7 Identificación modos
de fallo
1.8 Priorización modos de
fallo (efectos)
1.9 Identificación causas
PUNTUACIÓN1
3
4
4
5
¿Permite definir el contexto operacional?
5
¿Permite definir el Sistema y su división
en subsistemas?
¿Permite definir las funciones y los
estándares de funcionamiento?
¿Permite definir los fallos funcionales que
provoca que el activo no pueda cumplir su
función?
¿Permite definir la causa física que
provoca el fallo funcional?
¿Permite definir el impacto cualitativo del
modo de fallo?
¿Permite definir el impacto cuantitativo
del modo de fallo (impacto económico del
modo de fallo)?
¿Permite definir el indicador NPR en base
ocurrencia, detectabilidad y severidad?
5
¿Permite definir las causa raices que
provocan el fallo?
4
5
OBSERVACIONES
Si permite la conformación de
equipos de trabajo pero no la
planificación de las reuniones.
Sí.
Sí.
Sí, activos, listado y jerarqía.
Además se encuentran presentes en
los análisis RCM
Sí.
Sí.
Sí.
Sí.
5
5
4
Sí.
Sí.
Sí.
4
4
Sí.
Sí.
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
POLÍTICAS Y
ESTRATEGIAS DE
MANTENIMIENTO
OPTIMIZACIÓN
ESTRATEGIAS DE
MANTENIMIENTO
ACTIVIDAD 4: RCM2
Definición estrategia 1.10 Identificación
estrategia
mantenimiento
mantenimiento
¿Permite identificar las estrategias de
mantenimiento? (correctivo, preventivo,
predictivo, rediseño, etc...)
¿Permite identificar las estrategia
mantenimiento en función del diagrama lógico
de decisión?
1.11 Establecer
¿Permite estimar el intervalo PF para las
política mantenimiento actividades de mantenimiento por condición?
¿Permite definir actividades de mantenimiento
para fallos ocultos?
Tareas ->Recursos, costes, frecuencia
Evaluación
1.12 Fiabilidad
¿Permite evaluar la fiabilidad mediante
indicadores MTTF, MTTR, frecuencia de fallos,
etc?
1.13 Costes
Seguimiento
Estimación
¿Permitir calcular el coste actual de
mantenimiento?
1.14 Otros indicadores ¿Permite calcular indicadores definidos por el
propio usuario (Ej: TIEPI)?
1.15 Trazabilidad
¿Permite consultar la evolución en el tiempo
indicadores
de los indicadores?
1.16 Seguimiento
¿Permite hacer un seguimiento de
recomendaciones
recomendaciones de mejora?
1.17 Estimación
¿Permite que el sistema calcule la política
óptima de política de
óptima de mantenimiento?
mantenimiento
1.18 Simulación de
¿Permite estimar indicadores a partir de
indicadores
propuestas de cambios de indicadores?
1.19 Repuestos
¿Permite determinar necesidades de
críticos
repuestos?
Calificación del bloque 1
Sí.
5
Sí.
5
5
5
Sí.
Sí.
4
Sí.
4
Sí con la herramienta de Isograph
AWB. EXP registra la información de
los fallos, MTTF, MTTR. AWB
permite realizar análisis y optimizar.
3
4
5
5
Sí.
Sí.
Sí.
Sí.
5
3
0
No.
110,0000
4,23 MUY BUENO
161
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
Ivara
ACTIVIDAD 4: RCM2
BLOQUE 2: CRITERIOS INFORMÁTICOS
PUNTUACIÓN1
CRITERIO
DESCRIPCION
2.1 Ergonomía
¿Es intuitivo? ¿La aplicación informática utiliza una interfaz de
operación estándar similar a la de aplicaciones ofimáticas?
¿Necesita una formación muy extensa para poder manejarla?
Tiempo de respuesta aceptable en sus funciones
2.2 Rendimiento
2.3 Visualización
Gráfica de Datos
2.4 Importación /
Exportación de
Datos
2.5 Seguridad
Permite la visualización de los datos en formato gráfico
2.6 Integridad
Permite realizar copias de seguridad y restauranción de los datos
Permite la exportación/importación de datos en otros formatos
(Word, PDF, Excel,…)
Gestión de acceso y perfiles de la aplicación
4
5
5
Facilita la integración con otros sistemas y BBDD
2.8 Arquitectura
La arquitectura de la herramienta es ¿cliente/servidor? ¿Web?
¿Tiene BD propietaria?
¿Provee la herramienta de ayuda on-line que sirva de guia en cada
una de las etapas del RCM?
2.9 Sistema de
ayuda on-line
Calificación del bloque 1
Sí, es bastante intuitivo. Se necesita capacitación
como cualquiero otro software.
No hay problemas con los tiempos de respuestas.
Posee sistema que prioriza de acuerdo a la gravedad
Sí.
Sí.
5
4
5
2.7 Integración
OBSERVACIONES
4
4
4
Sí.
Los sistema de base de datos que utiliza (SQL o
Oracle) cubre esto. Además EXP posee un sistema
de seguridad robusto para limitar las actividades de los
distintos usuarios.
Sí, permite integraciones.
Client/server. Próxima versión será vía :NET
Existen guías para la etapa de decisión - F1
40,0000
4,44 MUY BUENO
162
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
Ivara
ACTIVIDAD 4: RCM2
BLOQUE 3: CRITERIOS LOGÍSTICOS Y DE SERVICIO TÉCNICO
PUNTUACIÓN1
CRITERIO
DESCRIPCION
3.1 Productos que incluye
Productos que configuran la herramienta software.
4
3.2 Programas de apoyo
Programas de apoyo a la herramienta existentes.
3.3 Módulos disponibles para
el software
3.4 Demostración previa
Otros módulos disponibles de gestión que ofrece
la suite.
Posibilidad de probar la herramienta en
funcionamiento.
La herramienta pertenece a una suite o no.
3.5 Pertenencia a una suite
3.6 Instalación
3.7 Ayuda
Posibilidad de visitas guiadas para la adopción del
software.
Telefónica, On-line y/o presencial.
3.8 Auditoría
Herramientas/opciones que faciliten este proceso.
3.9 Distribución
Actualizaciones del software automáticas.
3.10 Servicion de formación
Cursos de capacitación de personal.
3.11 Servicio de consultoría
Asesoramiento en la gestión del mantenimiento.
3.12 Servicio de apoyo técnico Ubicación zona geográfica, medios de soporte,
tiempos de espera.
3.13 Servicio de soporte onPosibilidad de soporte técnico online.
line
3.14 Presencia en el mercado Número de empresas que utilizan el software.
Calificación del bloque 1
3
2
4
OBSERVACIONES
EXP Enterprise (con EXP Pro) . RCM2 (mantenimiento
centrado en confiabilidad), MTA (Análisis de Tareas de
mantenimiento), Priorización de Activos Físicos (criticidad)
MS Access para creación de informes, Excel si se desea
exportar las planillas, SQL Server o Oracle Server
Ninguno. El EXP Enterprise dispone de distintas herramientas
de gestión.
Demo por 60 días
4
5
Sí.
5
4
Sí. Los tres tipos
3
4
5
Sí.
Sí.
De acuerdo a los contratos de soporte y mantenimiento que se
realicen. Es posible
Sí.
Sí, en RCM y MTA- Ellmann Sueiro y Asociados (consultora)
5
España. Argentina. Canada . Eastern Time Canada 8am-8pm
5
Sí.
5
Más de 70
58,0000
4,14 MUY BUENO
Guía de precios y servicios: No disponible, personalizado según requerimientos
163
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
Cascade
Grupo
Subgrupo
Equipo
humano
Definición
del Sistema
Criterio
1.1 Formación del
equipo natural de
trabajo
1.2 Análisis de
criticidad
Activos
1.3 Definición del
equipo
1.4 Definición
jerárquica
Sistema/Subsistemas
Identificación 1.5 Identificación
funciones
Sistema
1.6 Identificación
fallas funcionales
1.7 Identificación
modos de fallo
Análisis
FMEA
Modos de
fallo
1.8 Priorización
modos de fallo
(efectos)
1.9 Identificación
causas
ACTIVIDAD 4: RCM2
Bloque 1: Criterios Funcionales y Metodológicos
Descripción
Puntuación
Observaciones
¿Permite jerarquizar activos en base a
la criticidad?
¿Permite relacionar la criticidad con el
factor de riesgo?
¿Permite definir diagramas de
descripción del sistema?
¿Permite definir el contexto
operacional?
5
El software está pensado para la fase de
operación/mantenimiento. Campos adicionales
pueden ser añadidos sin ninguna dificultad por
parte del usuario.
Sí. Los activos se alinean individualmente basados
en criticidad, salud y riesgo.
5
Sí.
0
4
No, aunque sí permite la visualización de
diagramas previamente definidos.
Sí, hay un gran número de parámetros disponibles
para definir el contexto.
¿Permite definir el Sistema y su división
en subsistemas?
5
Sí. No hay ninguna limitación para crear tantos
subsistemas como se considere oportuno.
¿Permite definir las funciones y los
estándares de funcionamiento?
¿Permite definir los fallos funcionales
que provoca que el activo no pueda
cumplir su función?
¿Permite definir la causa física que
provoca el fallo funcional?
¿Permite definir el impacto cualitativo
del modo de fallo?
¿Permite definir el impacto cuantitativo
del modo de fallo (impacto económico
del modo de fallo)?
¿Permite definir el indicador NPR en
base ocurrencia, detectabilidad y
severidad?
¿Permite definir las causas raíces que
provocan el fallo?
5
Sí.
4
Sí. Se puede añadir una descripción a cada activo
indicando los fallos funcionales que puede
presentar el mismo.
3
Sí, al igual que en el punto 1.6.
5
Sí.
3
No directamente, pero en la cifra de riesgo se
puede incluir el impacto económico.
3
Es posible añadirlo.
3
Si, mediante una descripción, al igual que en los
puntos 1.6 y 1.7.
¿Permite la definición, conformación
del equipo natural de trabajo y la
planificación de las reuniones?
3
164
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
Cascade
Grupo
Subgrupo
Criterio
1.10 Identificación
estrategia
mantenimiento
Políticas y
Estrategias de
Mantenimiento
Definición
estrategia
mantenimiento
1.11 Establecer
política
mantenimiento
ACTIVIDAD 4: RCM2
Bloque 1: Criterios Funcionales y Metodológicos
Descripción
Puntuación
¿Permite identificar las estrategias de
mantenimiento? (correctivo,
5
preventivo, predictivo, rediseño, etc.).
¿Permite identificar las estrategias de
mantenimiento en función del
3
diagrama lógico de decisión?
¿Permite estimar el intervalo PF para
las actividades de mantenimiento por
4
condición?
¿Permite definir actividades de
5
mantenimiento para fallos ocultos?
Tareas -> Recursos, costes,
5
frecuencia
Observaciones
Sí.
Se puede añadir.
Sí
Sí, todas las actividades de mantenimiento
son totalmente configurables.
Sí. Esta característica se encuentra
completamente integrada en Cascade.
165
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
Cascade
Grupo
Subgrupo
Criterio
1.12 Fiabilidad
Evaluación
1.14 Otros
indicadores
Optimización de
Estrategias de
Mantenimiento
Seguimiento
Estimación
Puntuación (1 a 5)
1.13 Costes
1.15 Trazabilidad
indicadores
1.16 Seguimiento
recomendaciones
1.17 Estimación
óptima de política
de mantenimiento
ACTIVIDAD 4: RCM2
Bloque 1: Criterios Funcionales y Metodológicos
Descripción
Puntuación
Observaciones
¿Permite evaluar la fiabilidad
Una vez introducidos los parámetros a
mediante indicadores MTTF, MTTR,
3
medir, los calcula automáticamente.
frecuencia de fallos, etc.?
Se puede visualizar el histórico financiero
para cualquier conjunto de equipos o un
activo individual. Además, se puede
¿Permite calcular el coste actual de
desglosar en trabajo, partes y materiales y
5
mantenimiento?
en recursos. Existe un interfaz con el
sistema financiero de la Empresa, aunque
este último es una funcionalidad adicional.
¿Permite calcular indicadores
Una vez introducidos los parámetros a
definidos por el propio usuario (Ej.:
3
medir, los calcula automáticamente.
TIEPI)?
¿Permite consultar la evolución en
Sí.
4
el tiempo de los indicadores?
¿Permite hacer un seguimiento de
Sí, a través de informes preformateados.
3
recomendaciones de mejora?
¿Permite que el sistema calcule la
política óptima de mantenimiento?
¿Permite estimar indicadores a
1.18 Simulación de
partir de propuestas de cambios de
indicadores
indicadores?
1.19 Repuestos
¿Permite determinar necesidades
críticos
de repuestos?
0-1, Muy Deficiente
1-2, Deficiente
2-3, Suficiente
3-4, Bueno
4-5, Muy Bueno
Calificación del Bloque 1
0
No.
3
Sí, a través de informes preformateados.
5
Sí.
96,00
3,69
3-4, Bueno
166
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
Cascade
Criterio
ACTIVIDAD 4: RCM2
Bloque 2: Criterios Informáticos
Descripción
Puntuación
Observaciones
Sí. Las pantallas de Cascade son accesibles de
manera simple a través de una interfaz gráfica
amigable. Además, la interfaz de usuario y las
presentaciones en pantalla son consistentes con el
resto del sistema. Todas las pantallas del sistema son
completamente configurables.
2.1 Ergonomía
¿Es intuitivo? ¿La aplicación informática utiliza una
interfaz de operación estándar similar a la de
aplicaciones ofimáticas? ¿Necesita una formación
muy extensa para poder manejarla?
5
2.2 Rendimiento
Tiempo de respuesta aceptable en sus funciones
4
Sí.
2.3 Visualización Gráfica de
Datos
2.4 Importación / Exportación
de Datos
Permite la visualización de los datos en formato
gráfico
Permite la exportación/importación de datos en
otros formatos (Word, PDF, Excel,…)
5
Sí.
5
Sí.
2.5 Seguridad
Gestión de acceso y perfiles de la aplicación.
5
Es posible definir diferentes perfiles, de forma que se
limite el acceso a las funcionalidades y localizaciones
existentes en Cascade.
2.6 Integridad
Permite realizar copias de seguridad y
restauración de los datos
5
Sí.
2.7 Integración
Facilita la integración con otros sistemas y BBDD
5
2.8 Arquitectura
La arquitectura de la herramienta es
¿cliente/servidor? ¿Web? ¿Tiene BD propietaria?
N/A
Sí, a través del Módulo de Integración de Cascade,
descrito en un apartado anterior.
La arquitectura es cliente / servidor. No está basado
en Web. La base de datos es abierta (Sybase, Oracle,
MS SQL Server).
2.9 Sistema de ayuda on-line
¿Provee la herramienta de ayuda on-line que sirva
de guía en cada una de las etapas del RCM?
0
No.
34,00
4,25
Muy bueno
Clasificación del Bloque 2
Puntuación (1 a 5)
0-1, Muy Deficiente
1-2, Deficiente
2-3, Suficiente
3-4, Bueno
4-5, Muy Bueno
167
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
Cascade
Criterio
3.1 Productos que incluye
3.2 Programas de apoyo
3.3 Módulos disponibles
para el software
3.4 Demostración previa
3.5 Pertenencia a una suite
3.6 Instalación
3.7 Ayuda
3.8 Auditoría
ACTIVIDAD 4: RCM2
Bloque 3: Criterios Logísticos y de Servicio Técnico
Descripción
Puntuación
Observaciones
Gestión de Activos, Gestión de Mantenimiento,
Productos que configuran la herramienta software.
Mantenimiento Predictivo, basado en Condición y
3
correctivo, Gestión de Trabajos e Informes, Acceso Móvil.
Integración con los Sistemas Financiero y de Gestión de
trabajos de la Empresa.
Programas de apoyo a la herramienta existentes.
Integración con pruebas del factor de potencia, con
5
análisis de gases disueltos, con PI, con imágenes
termográficas y radiométricas, y otras herramientas.
Otros módulos disponibles de gestión que ofrece
Común al punto 3.2.
5
la suite.
Posibilidad de probar la herramienta en
Generalmente no, pero sí será posible para el proyecto
3
funcionamiento.
S2G.
La herramienta pertenece a una suite o no.
Cascade no pertenece a una Suite.
5
Posibilidad de visitas guiadas para la adopción del
Sí.
5
software.
Telefónica y on-line para problemas diarios. Presencial
Telefónica, On-line y/o presencial.
4
cuando se requiera.
Herramientas/opciones que faciliten este proceso.
4
Todos los cambios son trazables, hay niveles de
autorización para tareas en el software
168
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
Cascade
Criterio
ACTIVIDAD 4: RCM2
Bloque 3: Criterios Logísticos y de Servicio Técnico
Descripción
Puntuación
Observaciones
Estarán disponibles pagando un "maintenance fee" anual.
3.9 Distribución
Actualizaciones del software automáticas.
3.10 Servicio de formación
Cursos de capacitación de personal.
3.11 Servicio de consultoría
3.12 Servicio de apoyo
técnico
3.13 Servicio de soporte online
3.14 Presencia en el
mercado
Asesoramiento en la gestión del mantenimiento.
Ubicación zona geográfica, medios de soporte,
tiempos de espera.
3
5
3
5
Posibilidad de soporte técnico on-line.
5
Sí, tanto a través de Telvent como de Digital Inspections.
Número de empresas que utilizan el software.
5
> 80 empresas.
Clasificación del Bloque 3
Puntuación (1 a 5)
60,00
4,29
Ya se encuentra incluido en la instalación.
Servicio proporcionado por KEMA.
En España por Telvent. Soporte tanto telefónico, como
online o presencial. Tiempos de espera mínimos.
Muy bueno
0-1, Muy Deficiente
1-2, Deficiente
2-3, Suficiente
3-4, Bueno
4-5, Muy Bueno
169
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
Cascade
ACTIVIDAD 4: RCM2
Bloque 4: Criterios Económicos
Descripción
Puntuación
Criterio
4.1 Requisitos de implementación
Coste de las actividades necesarias previas a la
implantación.
4.2 Paquetes de implementación
Coste del paquete de implementación.
4.3 Coste del producto
Precio del software.
4.4 Coste de implementación
Instalación propiamente dicha.
3
Coste/año.
3
4.5 Coste del mantenimiento del
software
4.6 Ingenieros y personal
dedicado
4.7 Coste de formación
Numero de horas de personal dedicado.
Coste de los cursos de formación de personal.
Clasificación del Bloque 4
Puntuación (1 a 5)
3
4
N/A
N/A
4
17,00
3,40
Observaciones
No hay costes adicionales de la implementación del
software. Se necesitarían las licencias de los
programas de terceros que se quisieran integrar con
Cascade, aunque esto es algo que se sale del ámbito
de Cascade.
Ninguno.
Depende de la configuración del Software, y de
Integraciones requeridas (ver Tabla 2).
La instalación en sí depende de cada proyecto en
concreto, y se cotiza por separado.
Tras el primer año, supone un 15% del precio total de
las licencias. Incluiría upgrades y soporte técnico.
No es valorable, ya que depende de la instalación.
Se encuentran incluidos en la instalación.
Bueno
0-1, Muy Deficiente
1-2, Deficiente
2-3, Suficiente
3-4, Bueno
4-5, Muy Bueno
170
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Guía de precios y servicios
La realización de un análisis económico es un proceso complejo, en el que es necesario tener
en consideración muchos factores, como el número de activos, subestaciones a gestionar,
personal involucrado, tipo de integraciones que se requieran con otras herramientas de
terceros, etc.
A continuación se describirán una serie de ítems, detallando su contenido, para proceder a
realizar una cotización posterior de los mismos.
1.
Cascade BaseStation Server License – Oracle or MS SQL Server.
Ésta es la licencia por el servidor, incluyendo:
Ilimitadas localizaciones de equipos (zonas, departamentos, subestaciones, etc.).
Ilimitados usuarios concurrentes.
2.
Cascade FieldUnit License.
Ésta es la licencia de Cascade que se necesita para las Unidades de Campo. En este
ítem, se incluye un número ilimitado de licencias de Unidades de Campo.
3.
TOA (Transformer Oil Analyst) Interface Module.
Ésta es la licencia para el módulo que permite que Cascade se integre con la
herramienta TOA, detallado en el apartado 0.
4.
DTA (Doble Test Assistant) Interface Module.
Ésta es la licencia para el módulo que permite que Cascade se integre con la
herramienta DTA, detallado en el apartado 0.
5.
Infrared Interface Module (FLIR, Mikron or FLUKE).
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Ésta es la licencia para el módulo que permite que Cascade se integre con una
herramienta de Termografías como FLIR, Mikron o Fluke, detallado en el apartado
0.
5.1.
FLIR Analysis Viewer.
Si se emplease la herramienta FLIR, sería necesario emplear el FLIR
Analysis Viewer, que tiene una licencia por cada equipo que emplee la
herramienta.
6.
C.I.A. (Cascade Integration Architecture) for SAP.
Ésta es la licencia para el módulo que permite que Cascade se integre con SAP,
detallado en el apartado 0.
Está compuesto por una serie de módulos con el mismo coste de licencia para cada
uno de ellos. Dichos módulos son los siguientes:
Equipamiento.
Posiciones.
Lectura de Inspecciones.
Recursos Humanos.
Órdenes de Mantenimiento.
Financiero y Registro de Tiempos.
172
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
7.
ACTIVIDAD 4: RCM2
C.A.R.E. (Cascade Algorithm & Rules Engine).
Ésta es la licencia para el módulo que permite que Cascade se integre con el PI,
detallado en el apartado 0.
En la Tabla 2, se muestra una cotización de Cascade en base a los ítems descritos
anteriormente.
Ítem
1
2
3
4
5
5.1
6
7
Descripción
Cascade BaseStation Server License
Cascade FieldUnit License
TOA Interface Module License
DTA Interface Module License
Infrared Interface Module License
FLIR Analysis Viewer License
C.I.A. Module License
C.A.R.E. Module License
Precio
650.000
200.000
12.000
12.000
5.000
50
25.000
200.000
$
$
$
$
$
$
$
$
Cantidad
Total
1
1
1
1
1
650.000
200.000
12.000
12.000
5.000
6
1
150.000 $
200.000 $
$
$
$
$
$
Tabla 2.- Cotización de Licencias de Cascade y sus respectivos Módulos
Los cálculos se han realizado considerando que Cascade se implantará en una empresa
eléctrica de una gran envergadura, en la que haya un gran número de subestaciones, así como
de personal involucrado en las mismas.
Una instalación básica de Cascade sin ningún módulo adicional necesitaría los ítems 1 y 2,
con lo que para este caso en concreto, el coste de licencias sería de 850.000 $.
El resto de licencias serían componentes adicionales que se instalarían en función de los
requisitos de cada cliente. Cabe destacar, que el precio de licencias que aparece en la Tabla 2
para los ítems 3, 4, 5, 6 y 7, son los costes de las licencias de los módulos o interfaces de
Cascade para conectarse con otras herramientas. Se supone, que el cliente ya posee dichas
herramientas o que las va a adquirir por separado.
173
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
5. Conclusiones
5.1 Conclusiones RCM
En la elaboración de este documento se ha tenido en cuenta la metodología para el
mantenimiento centrado en fiabilidad (RCM), considerado como un procedimiento que
identifica las funciones del sistema, la forma en la que estas funciones pueden dejar de
cumplirse y que establece a priori unas actividades de mantenimiento preventivo aplicables y
efectivas basadas siempre en consideraciones que tienen que ver con las consecuencias que la
ocurrencia de los fallos traen consigo.
Como recomendaciones generales para una exitosa implantación del RCM en una
organización podemos destacar:
-
Contar con el apoyo de la dirección de la organización, es decir, la implantación del
RCM debe considerarse dentro de la estrategia de la empresa y no como una iniciativa
aislada del área de mantenimiento.
-
Destinar a la implantación del RCM recursos humanos suficientes y con la formación
adecuada. Es importante involucrar en este proceso al personal dedicado y responsable
del plan de mantenimiento, asimismo, el proceso de formación de este personal en la
metodología debe ser capaz de motivar a estas personas y generar en ellos el
compromiso necesario para implantar las metodologías de fiabilidad de forma
eficiente.
-
Evitar en el inicio del proceso de implantación de RCM sobrecargarse y realizar
muchas aplicaciones de forma simultánea, para evitarlo es necesario evaluar el posible
impacto de cada análisis RCM y justificar su aplicación.
-
No aislarse, ni pretender resolver todos los problemas de mantenimiento con el RCM,
recordar que existen otras herramientas que pueden complementar los resultados del
RCM y ayudar a optimizar la fiabilidad operacional de forma integral.
174
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
-
ACTIVIDAD 4: RCM2
Recolección de datos eficaz y eficiente. Es fundamental, para asegurar la calidad de
los datos, contar con una buena base de datos tanto de los equipos como de las
actividades preventivas y correctivas asociadas a ellos.
Una vez realizada la implantación de la metodología RCM es importante que todo el trabajo
desarrollado se emplee adecuadamente y se integre en la mejora continua de las actividades
de la organización.
El RCM resume el conocimiento de la organización sobre las condiciones del sistema y sus
modos de fallo. Para evitar que este conocimiento caiga en el olvido una vez completado el
análisis y para que pequeños cambios o rediseños realizados en los equipos no impliquen
realizar de nuevo todo el análisis, es necesario disponer de una herramienta de soporte
software que permita gestionar todo el conocimiento adquirido en el proceso de análisis
RCM. La evaluación y tabulación de distintas herramientas software para RCM ha sido el
objeto de este proyecto.
Un ejemplo de esto es el software RCMO, con el que se consigue la conexión entre el RCM y
el sistema de gestión de mantenimiento asistido por ordenador (GMAO), que generalmente
suele ser SAP. Esta conexión permite integrar las recomendaciones del análisis RCM dentro
de los Planes de Mantenimiento en SAP PM y controlar la reevaluación automatizada de las
estrategias de mantenimiento para asegurar la actualización de las mismas con el fin de
obtener una mejora continua de los planes de mantenimiento.
Por este motivo, la implantación de un software con las funciones necesarias para introducir
los análisis RCM realizados permitirá:
-
Un mayor y mejor apoyo en el GMAO de la organización a la hora de tomar las
decisiones más acertadas en cada una de las fases del ciclo de gestión de
mantenimiento.
-
Mejorar los procedimientos de recopilación y verificación de los datos necesarios.
-
Obtener retroalimentación (feed-back) de los procesos de recopilación y análisis de
datos.
175
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
-
ACTIVIDAD 4: RCM2
Desarrollar un seguimiento efectivo de las recomendaciones emitidas por el análisis
RCM.
-
Maximizar la efectividad de las actividades de mantenimiento a partir del
establecimiento de las frecuencias óptimas.
Finalmente, hay que tener presente que el proceso de implantación del RCM en una
organización no traerá consigo resultados inmediatos, sino que éstos podrán cuantificarse y
evaluarse de forma segura y fiable en un periodo de tres años aproximadamente. Por tanto,
debe ser entendido como un proyecto de largo alcance y con visión de futuro.
176
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
5.2 Conclusiones de cada herramienta
RELEX
El software RELEX evaluado, integra un total de doce módulos, centralizados en una misma
interfaz desde la que se puede acceder de manera rápida a todos ellos, con posibilidad de
simultanearlos dos a dos. Estos módulos permiten hacer un análisis amplio y preciso de la
fiabilidad de un equipo o sistema.
Cada módulo de Relex Software puede operar de forma totalmente independiente, pero todos
tienen acceso a una base de datos común. Esta estructura integrada permite que los resultados
de los cálculos realizados en un módulo estén inmediatamente disponibles en los otros.
Una vez se realizan los diferentes análisis, el software elabora un informe de resultados. La
aplicación para elaborar gráficos que posee Relex permite elegir entre una amplia variedad de
plantillas ya confeccionadas, con la posibilidad de adaptarlas según requerimientos del
usuario y visualizar mejor los resultados que se deseen.
Por otro lado, la base de datos común que los distintos módulos de Relex llevan incorporada o
que se han ido incorporando, permiten de forma dinámica poder mostrar y actualizar
resultados según se vayan modificando los valores que se hayan introducido en dichas bases.
En la evaluación, se han obtenido los siguientes resultados:
PUNTUACIÓN1
(1 a 5)
0-1 - MUY DEFICIENTE
1-2 - DEFICIENTE
2-3 - SUFICIENTE
3-4 - BUENO
4-5 - MUY BUENO
177
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Bloque 1: Criterios funcionales y metodológicos
Puntuación del bloque 1:
1,62 (Deficiente)
Es importante destacar que este software no tiene módulo de RCM, por tanto, no permite
definir políticas y estrategias de mantenimiento y, por consiguiente, tampoco optimizarlas.
Aunque si que permite realizar análisis FMEA, no es posible definir el equipo natural de
trabajo o jerarquizar activos en base a su criticidad. Tampoco permite definir el contexto
operacional.
En este bloque y teniendo en cuenta la finalidad del estudio y el objeto del proyecto desde el
punto de vista de la metodología RCM, lo puntuamos con la calificación de DEFICIENTE.
Bloque 2: Criterios informáticos
Puntuación del bloque 2:
2,88 (Suficiente)
El software permite una muy buena visualización de los datos de manera gráfica y permite
realizar copias de seguridad y restauración. Posee un rendimiento aceptable en sus funciones
y permite la exportción/importación de datos en diversos formatos.
El software requiere de formación específica para su utilización por parte del personal
dedicado. Puntuamos este bloque con la calificación de SUFICIENTE.
Bloque 3: Criterios logísticos y de servicio técnico
Puntuación del bloque 3:
3,14 (Bueno)
RELEX ofrece la posibilidad de probar el software en funcionamiento y provee a sus clientes
de actualizaciones automáticas del mismo. Con respecto a la ayuda al usuario, RELEX
dispone de las modalidades online y telefónica, no presencial.
Ofrece además cursos de capacitación de personal y la posibilidad de soporte técnico online.
Existen centros en Italia, Alemania y Reino Unido. La herramienta tiene presencia en el
mercado, puntuamos este bloque con la calificación de BUENO.
178
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Bloque 4: Criterios económicos
Puntuación del bloque 4:
2,50 (Suficiente)
En este bloque se ha evaluado básicamente precios, tanto el de compra como el coste
anualizado, y también de los cursos de formación. Se adjunta una guía de precios de
productos y servicios, ya que varían en función de lo que se solicite.
Puntuamos este bloque con la calificación de SUFICIENTE.
En relación al uso de esta herramienta para desarrollar e implantar la metodología de RCM, el
software RELEX, presenta una debilidad muy grande, ya que dentro de las diferentes
aplicaciones de análisis de fiabilidad incluidas en el software, no presenta un módulo
específico de RCM, esta es la razón por la cual, la evaluación realizada a este software con
respecto a los Criterios funcionales y Metodológicos (Bloque 1), quedo con una puntuación
de 1,62 (de un máximo de 5). Esta puntuación corresponde a un nivel de categoría:
Deficiente.
Finalmente, se concluye que el software RELEX no es la mejor alternativa como herramienta
de soporte informático para procesos de implantación de la metodología de RCM, aunque es
importante mencionar que esta herramienta está conformada por un conjunto de módulos de
análisis de fiabilidad los cuales se pueden utilizar para desarrollar otras aplicaciones dentro
del ámbito de la Ingeniería de Fiabilidad y Mantenimiento.
179
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
ITEM SOFTWARE
El software Item Toolkit integra un total de 8 módulos relacionados con técnicas de
Fiabilidad, Mantenibilidad, Disponibilidad, Seguridad y Riesgo.
Cada módulo de software Item Toolkit puede operar de forma totalmente independiente ó de
forma integrada, la integración de los diferentes módulos se puede ajustar según las
necesidades de cada organización. El software utiliza estándares internacionales reconocidos
y permite desarrollar análisis integrales de Fiabilidad, Mantenibilidad, Disponibilidad,
Seguridad y Riesgo a nivel de sistemas, equipos y componentes.
En términos generales el Software Item Toolkit, es una herramienta que permite desarrollar
análisis en diferentes áreas relacionadas con la ingeniería de fiabilidad. Las áreas técnicas más
importantes cubiertas por esta herramienta son: modelos de predicción estadística de
fiabilidad, análisis de modos de fallos, efectos y criticidad (FMECA), análisis de diagramas
de bloques, árboles de análisis de fallos, árboles de análisis de eventos, análisis de Markov,
técnicas de predicción de mantenibilidad y análisis de repuestos.
En la evaluación, se han obtenido los siguientes resultados:
PUNTUACIÓN1
(1 a 5)
0-1 - MUY DEFICIENTE
1-2 - DEFICIENTE
2-3 - SUFICIENTE
3-4 - BUENO
4-5 - MUY BUENO
180
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Bloque 1: Criterios funcionales y metodológicos
Puntuación del bloque 1:
1,96 (Deficiente)
Es importante destacar que este software no tiene módulo de RCM, por tanto, no permite
definir políticas y estrategias de mantenimiento y, por consiguiente, tampoco optimizarlas.
Aunque si que permite realizar análisis FMEA, no es posible definir el equipo natural de
trabajo o jerarquizar activos en base a su criticidad. Tampoco permite definir el contexto
operacional.
En este bloque y teniendo en cuenta la finalidad del estudio y el objeto del proyecto desde el
punto de vista de la metodología RCM, lo puntuamos con la calificación de DEFICIENTE.
Bloque 2: Criterios informáticos
Puntuación del bloque 2:
3,78 (Bueno)
El software permite una muy buena visualización de los datos de manera gráfica y permite
realizar copias de seguridad y restauración. Posee un rendimiento aceptable en sus funciones
y permite la exportación/importación de datos en diversos formatos.
El software requiere de formación específica para su utilización por parte del personal
dedicado, aunque hay que destacar que su interfaz es bastante intuitiva. Puntuamos este
bloque con la calificación de SUFICIENTE.
Bloque 3: Criterios logísticos y de servicio técnico
Puntuación del bloque 3:
2,93 (Suficiente)
ITEM ofrece la posibilidad de probar el software en funcionamiento mediante una versión
evaluación (con restricciones) y provee a sus clientes de actualizaciones automáticas del
software. Con respecto a la ayuda al usuario, ITEM dispone de las modalidades online y
telefónica, no presencial.
181
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Ofrece además cursos de capacitación de personal y la posibilidad de soporte técnico online.
Existen centros en EEUU, Brasil y Reino Unido.
La herramienta no tiene excesiva presencia en el mercado, puntuamos este bloque con la
calificación de SUFICIENTE.
Bloque 4: Criterios económicos
Puntuación del bloque 4:
3,07 (Bueno)
En este bloque se ha evaluado básicamente precios, tanto el de compra como el coste
anualizado, y también de los cursos de formación. Se adjunta una guía de precios de
productos y servicios, ya que varían en función de lo que se solicite.
Puntuamos este bloque con la calificación de BUENO.
En relación al uso de esta herramienta para desarrollar e implantar la metodología de RCM, el
software Item Toolkit, presenta una debilidad muy grande, ya que dentro de las diferentes
aplicaciones de análisis de fiabilidad incluidas en el software, no presenta un módulo
específico de RCM, esta es la razón por la cual, la evaluación realizada a este software con
respecto a los Criterios funcionales y Metodológicos (Bloque 1), quedo con una puntuación
de 1,92 (de un máximo de 5). Esta puntuación corresponde a un nivel de categoría:
Deficiente.
Finalmente, se concluye que el software Item Toolkit no es la mejor alternativa como
herramienta de soporte informático para procesos de implantación de la metodología de RCM,
aunque es importante mencionar que esta herramienta está conformada por un conjunto de
módulos de análisis de fiabilidad los cuales se pueden utilizar para desarrollar otras
aplicaciones dentro del ámbito de la Ingeniería de Fiabilidad.
182
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
MERIDIUM
El software RCMO permite definir estrategias de mantenimiento basadas en RCM y FMEA.
Integra las recomendaciones de un análisis RCM dentro de los planes de mantenimiento en
SAP y controla la reevaluación automática de las estrategias de mantenimiento para asegurar
que la efectividad se mida constantemente con el fin de lograr la mejora continua.
RCMO está totalmente integrado con SAP, de modo que emite una recomendación de
mantenimiento (RCM) y la integra con los planes de mantenimiento en SAP, generando
OTs. Además, permite especificar las consecuencias de los fallos, elabora informes estandar,
descubre activos críticos, optimiza la eficiencia del mantenimiento, mejora disponibilidad y
fiabilidad de equipos y mejora la asignación de recursos de mantenimiento.
Es capaz de rastrear modos de fallo del catalogo de SAP PM para estimar frecuencia. Posee
una guía o constructor de decisión lógica (soporte a la toma de decisión).
También permite revisar todas las tareas existentes que se han definido para los equipos en el
estudio RCM/FMEA para asegurar que no hay conflictos con los planes de mantenimiento
existentes en SAP.
En algunos casos, una recomendación aprobada RCM no requiere la implantación del plan de
mantenimiento. Simplemente se crea una orden de mantenimiento que mitiga el modo de fallo
potencial. RCMO permite crear rápidamente una orden de mantenimiento o notificación para
el equipo para el cual la recomendación se ha escrito.
Una vez el plan de estrategias es optimizado, él mismo puede enviarse a SAP (previa
aceptación) como un plan de mantenimiento propuesto.
RCMO proporciona una página de resumen intuitivo para una fácil revisión de todas las
funciones de los equipos, fallos, modos de fallos, efectos de fallos y recomendaciones.
En la evaluación, hemos obtenido los siguientes resultados:
PUNTUACIÓN1
(1 a 5)
0-1 - MUY DEFICIENTE
1-2 - DEFICIENTE
2-3 - SUFICIENTE
3-4 - BUENO
4-5 - MUY BUENO
183
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Bloque 1: Criterios funcionales y metodológicos
Puntuación del bloque 1:
4,35 (Muy Bueno)
Es importante destacar que este software posee un módulo específico de RCM, mediante el
cual se pueden definir políticas y estrategias de mantenimiento para, posteriormente,
optimizarlas.
Podemos decir que el software RCMO sigue la lógica RCM y su estructura es acorde con esta
metodología. Permite definir el sistema, realizar FMEA, diseñar políticas y estrategias de
mantenimiento y optimizarlas mediante reevaluación automática, todo ello teniendo en cuanta
el contexto operacional. Como únicas deficiencias en este bloque, señalamos que no realiza
cálculos estadísticos ni es capaz de determinar las necesidades de repuestos.
En este bloque y teniendo en cuenta la finalidad del estudio y el objeto del proyecto desde el
punto de vista de la metodología RCM, lo puntuamos con la calificación de MUY BUENO.
Bloque 2: Criterios informáticos
Puntuación del bloque 2:
4,78 (Muy Bueno)
El software permite una muy buena visualización de los datos de manera gráfica y
simplificada, utilizando la misma interfaz que SAP (integrado en ella). Está totalmente
integrado a SAP en todas sus funciones y el rendimiento en las operaciones del software es
equivalente al de SAP.
El hecho de que esté integrado en SAP, simplifica su utilización por parte de la organización
además de numerosas ventajas derivadas de esta característica (no se hace necesario el
exportar/importar datos). Puntuamos este bloque con la calificación de MUY BUENO.
Bloque 3: Criterios logísticos y de servicio técnico
Puntuación del bloque 3:
3,57 (Bueno)
Meridium no ofrece la posibilidad de probar el software en funcionamiento mediante una
versión evaluación en Cd, debido a que el software RCMO está integrado a SAP (no tiene
interfaz propia) y requiere de éste para su funcionamiento. No obstante, permite la
184
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
visualización de demos automáticas a través de Internet así como la coordinación de WEBEX
para visualizar el software funcionamiento en remoto. Ofrece cursos de capacitación de
personal y la posibilidad de soporte técnico online. Existen centros en Alemania, USA,
Australia, Dubai, Tailandia, Sudáfrica, Canadá, Brasil, India y China. Puntuamos este bloque
con la calificación de BUENO.
Bloque 4: Criterios económicos
Puntuación del bloque 4:
2,83 (Suficiente)
En este bloque se ha tenido en cuenta fundamentalmente la no existencia de una guía de
precios preestablecida, tanto de compra del software como del coste anualizado o cursos de
formación. Los precios son personalizados según requerimientos del cliente. Puntuamos este
bloque con la calificación de SUFICIENTE.
En relación al uso de esta herramienta para desarrollar e implantar la metodología de RCM, el
software RCMO de Meridium, presenta muy buenas características (descritas en este
documento) a tener en cuenta a la hora de elegir un software de apoyo a la implantación de la
metodología RCM en la organización. El software RCMO de Meridium cumple con todos los
requisitos necesarios que posibilitan la implantación de la metodología RCM en la empresa,
dando soporte y totalmente integrado con SAP PM.
Por esta razón, y una vez realizada la evaluación de este software con respecto a los criterios
funcionales y metodológicos del RCM, (Bloque 1), obtuvo una puntuación de 4,35 (de un
máximo de 5). Esta puntuación corresponde a un nivel de categoría: Muy Bueno.
Finalmente, se concluye que el software RCMO de Meridium puede ser una buena alternativa
como herramienta de soporte informático para procesos de implantación de la metodología de
RCM.
185
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
RELIASOFT
El software RCM++, permite desarrollar todas las etapas propuestas por la metodología
Reliability Centered Maintenance.
En términos generales, el software RCM++ permite:
Planificar las reuniones de trabajo del proceso de implantación del RCM.
Incluir la información básica sobre el contexto operacional.
Describir la configuración del equipo o sistema a evaluar.
Desarrollar el FMEA (Failure Mode and Effects Analysis).
Definir las funciones, los fallos funcionales y los modos de fallos del sistema.
Desarrollar un proceso de evaluación de la criticidad de los modos de fallos del
sistema evaluado.
Jerarquizar los modos de fallos a partir del factor RPN (Risk priority number).
Definir las estrategias de mantenimiento en función de la lógica de decisión del RCM.
Incluir y comparar los costes de las actividades de mantenimiento seleccionadas a
partir del análisis de RCM.
Introducir datos relacionados con el historial de fallos, con el objetivo de realizar
evaluaciones básicas de indicadores de fiabilidad.
En la evaluación, hemos obtenido los siguientes resultados:
PUNTUACIÓN1
(1 a 5)
0-1 - MUY DEFICIENTE
1-2 - DEFICIENTE
2-3 - SUFICIENTE
3-4 - BUENO
4-5 - MUY BUENO
186
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Bloque 1: Criterios funcionales y metodológicos
Puntuación del bloque 1:
3,42 (Bueno)
Obtuvo una puntuación de 3,42 de un máximo de 5. Esta puntuación corresponde a un nivel
de categoría: Bueno (la categoría Bueno, representa un cuarto nivel entre un total de cinco
posibles niveles: muy deficiente, deficiente, suficiente, bueno y muy bueno).
Bloque 2: Criterios informáticos
Puntuación del bloque 2:
4,00 (Bueno)
Obtuvo con una puntuación de 4,0 de un máximo de 5. Esta puntuación corresponde a un
nivel de categoría: Bueno (la categoría Bueno, representa un cuarto nivel entre un total de
cinco posibles niveles: muy deficiente, deficiente, suficiente, bueno y muy bueno).
Bloque 3: Criterios logísticos y de servicio técnico
Puntuación del bloque 3:
3,21 (Bueno)
Obtuvo una puntuación de 3,21 de un máximo de 5. Esta puntuación corresponde a un nivel
de categoría: Bueno (la categoría Bueno, representa un cuarto nivel entre un total de cinco
posibles niveles: muy deficiente, deficiente, suficiente, bueno y muy bueno).
Bloque 4: Criterios económicos
Puntuación del bloque 4:
No se evalúo el aspecto económico
En términos generales el Software RCM++ de Reliasoft, es una herramienta que permite
desarrollar de forma eficiente y efectiva, aplicaciones de la metodología Reliability Centered
Maintenance. Las mayores fortalezas de esta herramienta consisten en: la inclusión de
diferentes modelos de análisis de modos y efectos de fallos (FMEA), la flexibilidad para
desarrollar los procesos de jerarquización de los eventos de fallos a partir de los resultados del
FMEA y la facilidad para integrar las consecuencias de los modos de fallos con el proceso
final de definición de estrategias de mantenimiento.
187
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Finalmente, se concluye que el software RCM++ de Reliasoft, es una herramienta que se
ajusta muy bien a la propuesta metodológica del RCM y cubre con un nivel alto de
desempeño los aspectos de soporte informático requeridos para llevar adelante procesos de
implantación de la metodología de RCM. Adicionalmente, es importante mencionar, que esta
herramienta puede integrarse a un conjunto de módulos de análisis de fiabilidad desarrollados
por Reliasoft, los cuales suministran soluciones en otras áreas relacionadas principalmente,
con procesos de optimización del mantenimiento y análisis estadístico de la Fiabilidad.
188
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
IVARA
El software EXP Enterprise de Ivara guía a la organización en el proceso de análisis RCM
(acorde a la metodología) y define, implementa y actualiza (en función de los datos obtenidos
por los KPIs) la estrategia de mantenimiento basadas en RCM (activos críticos) y MTA
(activos no críticos). Integra las recomendaciones de un análisis RCM dentro de los planes de
mantenimiento en SAP y controla la reevaluación automática de las estrategias de
mantenimiento.
EXP Enterprise se integra con SAP, de modo que emite una recomendación de mantenimiento
(RCM) y la integra con los planes de mantenimiento en SAP, generando OTs. Permite definir
funciones, fallos y modos de fallo y elaborar una matriz de criticidad (activos críticos).
EXP Enterprise es capaz de gestionar el histórico del RCM y mantener siempre vigentes tanto
el análisis RCM como los planes de mantenimiento. También identifica fallos potenciales
mediante alarmas automatizadas y recomienda acciones correctivas, generando órdenes de
trabajo. Como herramienta de análisis, utiliza la herramienta estadística “Análisis Weibull”.
En la evaluación, hemos obtenido los siguientes resultados:
PUNTUACIÓN1
(1 a 5)
0-1 - MUY DEFICIENTE
1-2 - DEFICIENTE
2-3 - SUFICIENTE
3-4 - BUENO
4-5 - MUY BUENO
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Bloque 1: Criterios funcionales y metodológicos
Puntuación del bloque 1:
4,23 (Muy Bueno)
Es importante destacar que este software está basado en la metodología RCM, mediante la
cual se pueden definir políticas y estrategias de mantenimiento para, posteriormente,
optimizarlas.
Permite definir el sistema, realizar FMEA, diseñar políticas y estrategias de mantenimiento y
optimizarlas mediante reevaluación automática, todo ello teniendo en cuanta el contexto
operacional.
En este bloque y teniendo en cuenta la finalidad del estudio y el objeto del proyecto desde el
punto de vista de la metodología RCM, lo puntuamos con la calificación de MUY BUENO.
Bloque 2: Criterios informáticos
Puntuación del bloque 2:
4,44 (Muy Bueno)
El software permite la visualización de los datos de manera gráfica y simplificada, y su
interfaz es bastante intuitiva.
Puntuamos este bloque con la calificación de MUY BUENO.
Bloque 3: Criterios logísticos y de servicio técnico
Puntuación del bloque 3:
4,14 (Muy Bueno)
Ivara no ofrece de forma genérica la posibilidad de probar el software en funcionamiento
mediante una versión evaluación en Cd, debido a que el software necesita para su
funcionamiento integrarse a una base de datos, por ejemplo SAP PM. No obstante, facilitan la
visualización de demos automáticas así como la coordinación de WEBEX para visualizar el
software en funcionamiento a remoto. También ofrecen una demo de 60 días previas
reuniones con técnicos y comerciales responsables de Ivara.
190
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Ofrece cursos de capacitación de personal y la posibilidad de soporte técnico y ayuda online,
telefónica y presencial. Tiene presencia en España, Argentina y Canada, entre otros paises y
ofrecen servicios de consultoría. Puntuamos este bloque con la calificación de MUY BUENO.
En relación al uso de esta herramienta para desarrollar e implantar la metodología de RCM, el
software EXP Enterprise de Ivara presenta muy buenas características (descritas en este
documento) a tener en cuenta a la hora de elegir un software de apoyo a la implantación de la
metodología RCM en la organización. El software EXP Enterprise de Ivara cumple con todos
los requisitos necesarios que posibilitan la implantación de la metodología RCM en la
empresa, dando soporte e integrado con SAP PM.
Este software permite optimizar la eficiencia del mantenimiento, mejorar la disponibilidad y
fiabilidad de los equipos y, además, optimizar la asignación de recursos de mantenimiento.
Por esta razón, y una vez realizada la evaluación de este software con respecto a los criterios
funcionales y metodológicos del RCM, (Bloque 1), obtuvo una puntuación de 4,23 (de un
máximo de 5). Esta puntuación corresponde a un nivel de categoría: Muy Bueno.
Finalmente, se concluye que el software EXP Enterprise de Ivara puede ser una buena
alternativa como herramienta de soporte informático para procesos de implantación de la
metodología de RCM.
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
CASCADE
En la evaluación, hemos obtenido los siguientes resultados:
PUNTUACIÓN1
(1 a 5)
0-1 - MUY DEFICIENTE
1-2 - DEFICIENTE
2-3 - SUFICIENTE
3-4 - BUENO
4-5 - MUY BUENO
Bloque 1: Criterios funcionales y metodológicos
Puntuación del bloque 1:
3,69 (Bueno)
Bloque 2: Criterios informáticos
Puntuación del bloque 2:
4,25 (Muy Bueno)
Bloque 3: Criterios logísticos y de servicio técnico
Puntuación del bloque 3:
4,29 (Muy Bueno)
Bloque 4: Criterios económicos
Puntuación del bloque 4:
3,40 (Bueno)
Se puede ver como la puntuación que ha obtenido Cascade ha sido muy positiva, con
valoraciones siempre “Buenas” o “Muy Buenas”. Esto es síntoma de que es una herramienta
que satisface la mayor parte de los requerimientos que se le puedan exigir a una herramienta
que mejore la eficiencia de la gestión del mantenimiento de subestaciones.
Se ha podido comprobar en la evaluación que es una herramienta muy potente y que dispone
de una gran cantidad de funcionalidades enfocadas a la mejora de la eficiencia del
mantenimiento de subestaciones eléctricas.
También se han analizado las diferentes interfaces de las que dispone, pudiéndose comprobar
como hay muchos tipos de integraciones posibles, que o bien ya están definidas, o pueden
realizarse a través del Módulo de Integración de Cascade.
Entre los aspectos técnicos pueden destacarse la gran robustez de la arquitectura que presenta
Cascade, ya que la replicabilidad de las bases de datos en todos los equipos que manejan la
192
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
herramienta, hace que la posibilidad de recuperación frente a un fallo sea muy elevada, ya que
la probabilidad de fallo simultáneo de todos ellos es muy reducida. Además, es importante
destacar la gestión que hace la herramienta de los activos, permitiendo conocer de una forma
rápida y eficaz si hay alguno que necesite urgentemente de una operación de mantenimiento.
Tampoco hay que olvidar que cada activo está enlazado con todos los procesos en los que está
involucrado, pudiendo consultar de forma sencilla los procesos de mantenimiento que tiene
asociados, resultados de inspecciones pasadas, un historial de los operarios que realizaron su
mantenimiento, etc.
Una vez analizada la herramienta a nivel técnico, se ha realizado una pequeña valoración
económica, de cada una de las partes descritas en el apartado técnico. Tan sólo se han
analizado las licencias, ya que detalles tales como la instalación o configuración necesaria, es
algo que tan sólo se podrá evaluar en función de proyectos en concreto.
Para finalizar, y a modo de resumen, se han realizado unas tablas en las que se han valorado
del 1 al 5 las características de Cascade, tanto técnicas como económicas. Puede verse como
la evaluación de cada uno de los apartados es muy positiva, teniendo una valoración de
“Buena” o “Muy Buena”, por lo que a priori la herramienta cumple con creces la mayor parte
de los requerimientos que pueden necesitarse para realizar un mantenimiento de subestaciones
eficiente.
Tan sólo quedaría llevar estas conclusiones desde la teoría a la práctica. Por ello, y una vez
realizada la implantación de Cascade en las subestaciones de Ramos y Santiponce, se
realizará un nuevo documento que permita determinar cómo ha cambiado la gestión del
mantenimiento de dichas subestaciones, y comprobar si la valoración teórica obtenida en esta
evaluación tiene su reflejo en la realidad, y satisface todos los requerimientos que Endesa
tiene para la realización del mantenimiento en sus subestaciones.
193
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
5.3 Tabla comparativa de herramientas evaluadas
PUNTUACIONES
Bloque 1: Criterios funcionales y metodológicos
Bloque 2: Criterios informáticos
Bloque 3: Criterios logísticos y de servicio técnico
Bloque 4: Criterios económicos
RELEX
ITEM
MERIDIUM
RELIASOFT
IVARA
CASCADE
1,62
1,96
4,35
3,42
4,23
3,69
2,88
3,78
4,78
4
4,44
4,25
3,14
2,93
3,57
3,21
4,14
4,29
2,5
3,07
2,83
No disponible
No
disponible
3,4
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
6. ANEXOS
6.1 Listado de hitos 2009
Esta fase del proyecto, se ha desarrollado siguiendo un ordena lógico de eventos y bajo un
calendario de actividades bien planificado. A continuación, se hace un breve resumen del
desarrollo cronológico y elaboración de este documento durante el año 2009.
HITOS
16/04/09 – Primera reunión presencial en Sevilla (ETSI) entre ENDESA-SADIEL-OPI. En
ella, se presentan las partes y la OPI explica el trabajo de su grupo de investigación y acredita
su experiencia. Se propone un plan de actividades inicial y se hace una primera puesta en
común de ideas. Se acuerda además la realización de una reunión-taller organizada por la OPI
en Sevilla (ETSI) con fecha tentativa el mes de mayo, donde la OPI explicará la filosofía del
RCM y presentará un primer listado de criterios.
15/05/09 – Teleconferencia ENDESA-SADIEL-OPI, donde se discuten los criterios (Criterios
v1) enviados previamente por parte de la OPI.
02/06/09 – Taller 1 (RCM). Este taller se realizó el día 2 de junio de 2009 en la Escuela
Superior de Ingenieros de Sevilla en horario de mañana 10:00–14:00 y tarde 15:30-18:30.
Para más información, página 38 de este documento.
03/06/09 – Taller 2 (RAMS). Este taller se realizó el día 3 de junio de 2009 en la Escuela
Superior de Ingenieros de Sevilla en horario de mañana 10:00–14:00. Para más información,
página 41 de este documento. (Criterios v2)
17/06/09 – Teleconferencia ENDESA-SADIEL-OPI, donde se discuten los criterios (Criterios
v2) y se acuerdan modificaciones (Criterios v3).
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ACTIVIDAD 4: RCM2
25/06/09 – Teleconferencia ENDESA-SADIEL-OPI, donde se determinan las herramientas a
evaluar y se acuerda la planificación temporal para el año 2009 (ver anexo 6.2). También se
define (como primera versión) el contenido del documento final para entrega diciembre 2009
y se acuerda el envío a la OPI por parte de ENDESA-SADIEL de las demos de los softwares
RCM a evaluar, con el objetivo de trabajar paralelamente sobre idéntica versión de la
herramienta software. ENDESA-SADIEL muestra interés en poder ver (después de cada
evluación) las herramientas funcionando por videoconferencia y se acuerda estudiar la manera
de llevarlo a cabo.
07/07/09 – Teleconferencia SADIEL-OPI, donde se verifica el correcto funcionamiento de la
herramienta “yuuguu” como solución para que ENDESA-SADIEL pueda ver en remoto el
funcionamiento de las diferentes herramientas RCM en tiempo real, realizando paralelamente
una teleconferencia, en las reuniones previstas según planificación.
24/07/09 – Teleconferencia SADIEL-OPI, donde la OPI expone su evaluación de la
herramienta RELEX (a falta de evaluar los criterios económicos dado que la información por
parte de RELEX (Alemania) aún no había sido recibida). Se acuerda realizar una segunda
exposición del software RELEX en septiembre, utilizando la herramienta yuuguu.
25/09/09 – Teleconferencia SADIEL-ENDESA-OPI de evaluación conjunta de las
herramientas RELEX e ITEM Software. Para la herramienta RELEX se utilizó el software
yuuguu, sin embrargo, en la evaluación de la herramienta ITEM Software se coordinó una
WEBEX con un responsable técnico del software, el cuál realizó una demostración y
explicación del software en directo y en inglés.
07/10/09 – Teleconferencia SADIEL-ENDESA-OPI de evaluación del software de
MERIDIUM (RCMO) por la mañana. Por tarde, se coordinó una Web Demo con un
responsable técnico de RCMO, el cual realizó una demostración y explicación del software en
directo y en español.
16/11/09 – Teleconferencia SADIEL-ENDESA-OPI de evaluación del software de
RELIASOFT (RCM++), en la cuál también se acordaron los próximos eventos para la
finalización de este documento en el año 2009.
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S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
02/12/09 – Reunión OPI con técnico responsable de IVARA en Viña del Mar (Chile), con el
objeto de definir el contenido de la Web Demo propuesta para el día 14 de diciembre y
obtener documentación acerca de la herramienta.
04/12/09 – Envío primera versión borrador del documento final por parte de la OPI, anexando
la evaluación paralela de la herramienta CASCADE en el documento.
14/12/09 – Teleconferencia SADIEL-ENDESA-OPI de evaluación de la herramienta software
IVARA.
17/12/09 – Entrega borrador final del documento.
197
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
6.2 Planificación 2009
Julio
01 al 10
13 al 17
20 al 24
27 al 31
01 al 11
Septiembre
14 al 18
21 al 25
28 al 30
01 al 09
Octubre
12 al 16
19 al 23
26 al 30
Relex
Item
Meridium
Reliasoft
Doc. Parte General
Doc. Explicación
Criterios
Revisión/elaboración del documento final
02 al 06
Noviembre
09 al 13
16 al 20
23 al 27
nov al 04
Diciembre
07 al 11
14 al 17
21 al 24
Reliasoft
Ivara
Revisión/elaboración del documento final
Revisión/entrega del documento final
Revisión/elaboración del documento final
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
7. Referencias
Peters R. W. (2002) The RCM Benchmarking System. The Maintenance Excellence
Institute & the Society of Maintenance and Reliability Professionals (SMRP).
Forrester Research, Inc. (2006). Forrester SOA Web Services Management Wave.
http://www.forrester.com/rb/research
Siguiera I. P. (2006) Software Requirements for Reliability – Centered Maintenance
Application. IEEE 9th International Conference on Probabilistic Methods Applied to
Power Systems. KTH, Stockholm, Sweden.
MIL-STD-2173 (AS) Reliability-Centred Maintenance for Naval Aircraft, Weapons
and Support Equipment.
MSG-3. Airline/Manufacturer Maintenance Program Development Document.
(NASA) “Reliability Centered Maintenance Guide for Facilities and Collateral
Equipment”, December 1996. Web Page:
http://www.hq.nasa.gov/office/codej/codejx/rcm.htm
NAVAIR 00-25-403 Management Manual – Guidelines for the Naval Aviation
Reliability Centred Maintenance Process.
Nowlan & Heap Reliability-Centered Maintenance. Department of Defense,
Washington, D.C. 1978. Report Number AD-A066579.
RELEX Software Corporation: www.relex.com
RELEX Software Demo.
Item Software: www.itemsoft.com
S2G: Subestaciones para una Smart Grid
ACTIVIDAD 4: RCM2
Item Software. (2007). Manual Item Toolkit v7. USA.
Item Software Demo.
Meridium
www.meridium.com y www.reliabilityforsap.com
Meridium. (2008). RCMO User´s Guide. USA.
Reliasoft
www.reliasoft.com
Manual Ivara Work Smart. V5.7 2007.
200