1. Introducción La presente tiene por objeto exponer el método de análisis modal de fallos y efectos de elementos clave de procesos o productos. Esta herramienta es una de las tradicionales empleadas en el ámbito de la Calidad para la identificación y análisis de potenciales desviaciones de funcionamiento o fallos, preferentemente en la fase de diseño. Se trata de un método cualitativo que por sus características, resulta de utilidad para la prevención integral de riesgos, incluidos los laborales. La continuidad del suministro se determina en base al número y duración de las interrupciones. Existen dos parámetros que se utilizan para caracterizar estos aspectos: El TIEPI (Tiempo de Interrupción Equivalente de Potencia Instalada) y el NIEPI (Número de Interrupciones Equivalentes a la Potencia Instalada). Las interrupciones que se considerarán en el cálculo del NIEPI serán las de duración superior a tres minutos. Existen unos valores establecidos para estos parámetros por encima de los cuales las empresas eléctricas pueden ser sancionadas realizando descuentos en la facturación a sus clientes en base a una serie de baremos. Para evitar estos extremos la tendencia actual es aplicar, a las instalaciones eléctricas, técnicas capaces de aumentar la fiabilidad de las mismas. Por todo lo dicho a lo largo de las páginas siguientes se hablará de la experiencia de los autores en la aplicación de la técnica FMEA (Análisis de Modos de Fallo y Efectos) a subestaciones eléctricas de transporte y distribución del grupo Endesa. 2. Subestaciones: Definición y funciones. Según el Reglamento Electrotécnico de Alta Tensión, se entiende por subestación al conjunto situado en un mismo lugar, de estructura eléctrica y de los edificios necesarios para realizar alguna de las funciones siguientes: Transformación de la tensión, de la frecuencia, del número de fases, rectificación, compensación del factor de potencia y conexión de dos o más circuitos. Quedan excluidos de esta definición los centros de transformación.
Según su funcionalidad podemos distinguir entre:
Subestaciones de maniobra: Son las destinadas a la conexión entre dos o más circuitos y su maniobra. Subestaciones de transformación: Son las destinadas a la transformación de energía eléctrica mediante uno o más transformadores cuyos secundarios se emplean en la alimentación de otras subestaciones o centros de transformación.
4.1. División de la instalación en bloques funcionales y elementos individuales. Una vez determinada la instalación a la que vamos a aplicar la metodología de estudio, hemos de dividirla en sus bloques funcionales. Estos bloques son los diferentes subsistemas que funcionando de manera conjunta, desempeñan la funcionalidad global del sistema. Los diferentes bloques deben ser divididos a su vez en sus elementos constitutivos. No olvidemos que el FMEA es válido para la identificación de causas de fallo de elementos individuales en procesos en los que la función de cada uno de ellos está claramente definida. A continuación vemos un ejemplo del proceso descrito en el caso de una instalación simple como puede ser el despacho de una oficina.
4.2. Determinación de modos de fallo propios de cada equipo. En primer lugar, debemos definir el concepto de modo de fallo. En nuestro caso vamos a definirlo como las distintas maneras que un determinado equipo tiene de dejar de cumplir la función para la que ha sido diseñado. Para obtener los diferentes modos de fallo que aplican a un determinado elemento debemos preguntarnos: ¿Qué problemas pueden aparecer en el elemento como consecuencia de un mal funcionamiento?. De este modo, siguiendo con el ejemplo de la oficina y centrándonos en el elemento “Pomo” los modos de fallo podrían definirse como: “Bloqueado en posición de cierre”, “Bloqueado en posición de apertura” y “Roto”. Si alguna de estas circunstancias ocurre, el pomo dejará de cumplir la función para la que está diseñado: Actuar sobre la cerradura para, mediante un giro, abrir y cerrar la puerta. Veamos un ejemplo para alguno de los elementos definidos para la subestación. En el caso del elemento definido como 1.2. Aislante del bloque 1. Transformación de Tensiones podríamos definir los modos de fallo como: “Pérdida de características propias del aislante (polaridad, rigidez, etc.)” y “Pérdida de nivel”. En ambos casos el elemento estaría dejando de cumplir la función que ya hemos definido: Mantener las condiciones de aislamiento del transformador. 4.3. Jerarquización de modos de fallo según gravedad. No todos los modos de fallo son igualmente importantes. Así para el caso de una
subestación no será igualmente importante el fallo de un equipo de aire acondicionado que la no apertura de un interruptor tras el disparo de una protección de línea. Para discriminar que modos de fallo son prioritarios es necesario aplicar un criterio, apareciendo de este modo el llamado Número de Prioridad de Riesgo (NPR). Este índice por si mismo no tiene ningún significado si no es por comparación con el obtenido por los demás modos de fallo. El NPR debe contemplar una serie de parámetros fundamentales: La Frecuencia con la que se produce el fallo, el Impacto que dicho fallo tiene sobre el funcionamiento de la instalación y por último la Detectabilidad, es decir la capacidad que tenemos para detectar el fallo en una fase incipiente antes de que sus efectos empiecen a manifestarse. NPR (Importancia o Gravedad) = IMPACTO x FRECUENCIA x DETECTABILIDAD La escala utilizada para valorar cada uno de los parámetros mencionados depende de si se pretende dar mayor importancia a alguno que a los demás. En el caso de la aplicación particular a subestaciones, recomendamos una escala del 1 al 3 para los tres conceptos. Es importante tener en cuenta el carácter (directo o inverso) de los 3 criterios. Para el caso del Impacto y la Frecuencia será directo: Cuanto más grave sean las consecuencias de la ocurrencia del fallo o mayor sea su repetición, mayor será la puntuación y por tanto su importancia. En el caso de la Detectabilidad ocurre lo contrario, cuanto más fácil sea detectarlo, menor será la puntuación dada. En el gráfico siguiente se incluye la jerarquización de modos de fallo para las bornas del transformador de potencia.
4.4. Obtención de causas raíces de modos de fallo graves.
Una vez jerarquizados, según el método explicado, todos los modos de fallo de la instalación debemos determinar cuales deben ser considerados graves, siendo objeto de un estudio detallado de las causas que los provocan. No existe una regla fija para establecer la distinción entre modos de fallo graves y no graves, no obstante recomendamos la utilización de la Regla de Pareto (también conocida como Ley 20/80), la cual establece que tomando medidas sobre el 20 % de los modos de fallos podremos solucionar el 80 % de los incidentes en subestación. De esta forma si hemos definido 100 modos de fallo en nuestra instalación elegiremos como graves los 20 con una mayor puntuación. Una vez ejecutada la criba, estudiaremos las causas raíces de los modos de fallo graves. Para ello obtendremos los llamados Árboles de Causas Raíces. Como se puede observar en la siguiente figura, estos árboles tratan de describir, a lo largo de varios niveles, la secuencia lógica de causas que pueden desembocar en la ocurrencia de un determinado fallo. Cuanto más elevado es el nivel, mayor es el detalle y por lo tanto estaremos más cerca de la causa origen que ha iniciado el fallo. Así pues, si aplicásemos actuaciones capaces de eliminar dichas causas evitaríamos que se produjesen esos fallos. Este es el auténtico fundamento del FMEA. Para pasar del nivel “n” al nivel “n+1” debemos preguntar ¿por qué? puede ser provocada la causa del nivel inferior. Refiriéndonos al árbol incluido bajo estas líneas y para el caso del primer nivel “Degradación del aislamiento” vemos que formulando dicha pregunta aparecen los niveles “Envejecimiento”, “Envejecimiento acelerado” y “Sobrecarga excesiva puntual”.
Una vez obtenidas todas las causas y ramas, para comprobar que el árbol es consistente, seguiremos el camino inverso y lo recorreremos desde el nivel “n” hasta el nivel “1” verificando que el nivel superior “PUEDE PROVOCAR” el inferior. Así vemos que en nuestro árbol un “Fallo del material” puede provocar una “Falta de estanqueidad” y esta a su vez puede provocar una “Contaminación del aislante”.
4.5. Determinación de frecuencias de aparición de causas raíces. Obtenidos los árboles para todos los modos de fallo elegidos, hemos de priorizar que causas raíces de las obtenidas se presentan con una frecuencia relevante. Estas causas son las que están provocando una mayor cantidad de problemas en nuestras instalaciones. Para evaluar dichas causas hemos de contar con la experiencia de las personas que actualmente están mantenimiento los equipos y con los históricos y bases de datos de mantenimiento. En base a esto estableceremos una escala con tres valores asignando a cada causa uno de ellos: “Infrecuente o Improbable” (es muy difícil que esta causa se presente en nuestras instalaciones), “Probable” (se ha presentado alguna vez o podría presentarse) y “Frecuente” (es una causa recurrente). Atendiendo a esta clasificación solo las causas probables y frecuentes pasarán a la siguiente fase de estudio 4.6. Proposición y valoración de soluciones a causas raíces frecuentes y probables. Como ya hemos dicho, el verdadero objetivo del FMEA es encontrar soluciones a aquellas causas raíces que tienen una incidencia importante sobre nuestras instalaciones. En esta fase del proceso y, con la ayuda de técnicos especialistas, trataremos de hallar las actuaciones más convenientes para evitar en el futuro que las causas señaladas como frecuentes o probables se manifiesten dando lugar a sus modos de fallo asociados. Las soluciones aportadas deberán evaluarse tanto desde el plano técnico como económico. Para la primera de ellas utilizaremos dos variables: Impacto y Viabilidad. El Impacto mide la capacidad de la solución para eliminar la probabilidad de ocurrencia del fallo. Recomendamos una escala de 1 a 3 en la que a mayor puntuación, mayor será la capacidad de la actuación para reducir la incidencia de la cauda raíz. La Viabilidad tendrá en cuenta diversos aspectos relacionados con la implantación de la solución: Plazo de implantación en todas las instalaciones, Facilidad técnica (estimación del grado de complejidad), Necesidades auxiliares (otras necesidades a considerar en función del tipo de instalación).
En la figura anterior se ilustra la evaluación de Impacto y Viabilidad para una solución real. Una vez realizada la evaluación de las soluciones las representaremos en un gráfico como el que sigue, usando el eje vertical para el Impacto y el horizontal para la Viabilidad. Evidentemente las soluciones que nos interesan son aquellas con un alto Impacto y Viabilidad. De esta forma, las soluciones enmarcadas en el cuadrante superior derecho serán propuestas para su aplicación a todas las instalaciones. Las enmarcadas en el cuadrante superior izquierdo (alto Impacto / baja Viabilidad) serán propuestas solamente para las instalaciones más críticas. El resto de soluciones deben ser desechadas. No obstante será el posterior análisis económico el que determinará realmente que soluciones son efectivamente llevadas a la práctica.
4.7. Definición de propuestas de mejora. Por la propia naturaleza del análisis de modos de fallo, es necesario disponer de un histórico de incidentes producidos en cada subestación además de información suficiente acerca de los elementos afectados. En el caso del análisis de subestaciones realizado por los autores, al no disponerse de la información precisa y con el nivel de detalle requerido, se recurrió a reuniones con expertos de la propia empresa. El conocimiento y la experiencia adquiridos por estas personas en el ejercicio de su profesión les convierte fuentes de conocimiento ideales para realizar este análisis. Una vez finalizado el análisis se materializa el resultado agrupando las soluciones enmarcadas en los cuadrantes superiores en cinco tipos de propuestas, relacionadas con: 1. Diseño de equipos e instalaciones: Incluyen modificaciones en automatismos en celdas MT, refuerzo en mandos de interruptores e instalación de pararrayos. 2. Mantenimiento: Referida a modificaciones en procedimientos de mantenimiento de equipos o aumento de la frecuencia de aplicación de los ya existentes. 3. Operación: Con el objetivo de permitir la regeneración de medio de extinción en interruptores. 4. Análisis y sistemática: Para el desarrollo de sistemas que permita el seguimiento de parámetros críticos en interruptores, transformadores de potencia y transformadores de medida. 5. Renovación de equipos: Para la sustitución de equipos obsoletos.
4.8. Selección de subestaciones. Establecidas las actuaciones que deben ser llevadas a cabo para mejorar la fiabilidad en subestaciones, el siguiente paso consiste en priorizar las instalaciones en función de su criticidad. En una primera selección se estima que, de todo el conjunto de subestaciones que se estudiaron en su día (841), aquellas que tienen niveles de tensión de AT y MT (668), merecen una especial atención por su proximidad al mercado. Esto es debido a que la experiencia demuestra que los incidentes producidos en estas subestaciones son los que tienen una mayor repercusión en cuanto a calidad de suministro. A pesar de esta primera selección, resulta un número de subestaciones aún excesivamente elevado por lo que se establecen unos criterios para delimitar un primer subconjunto de entre las instalaciones AT/MT. Se incluyen en este subconjunto aquellas que cumplen al menos dos de los siguientes criterios: • Número de transformadores mayor que 3. • Potencia instalada mayor que 60 MVA. • Más de 15 salidas MT. • Más de 200 centros de transformación. De este conjunto se extrae aquellas subestaciones que cumplen además: 1. Subestaciones con más de 15.000 clientes por barra operativa. 2. Subestaciones urbanas con más de 10.000 clientes por barra operativa. 3. Subestaciones con más de 25.000 clientes. 4. Subestaciones con más de 20MW de punta por barra operativa. 5. Subestaciones con más de 90 GWh por barra operativa. Entendiéndose como barra operativa aquella que con los elementos propios de la subestación puede explotarse de forma independiente a las demás. De esta segunda selección resultaron un total de 179 subestaciones. AT/MT lo que supone un 27% del total de subestaciones de este tipo. De la aplicación de los criterios anteriores resulta el siguiente cuadro
4.9. Identificación de equipos afectados. Una vez determinado el conjunto de subestaciones que estará afectado por las actuaciones encaminadas a mejorar la fiabilidad de funcionamiento, es necesario realizar un inventario detallado de las mismas. La correcta identificación de los elementos y partes de la subestaciones afectadas por las iniciativas derivadas de análisis de modos de fallos es clave a la hora de llevar a la práctica las actuaciones por cuanto permitirá planificar los trabajos además de presupuestar de forma fiable el coste total de implantación. El proceso de identificación consta de las siguientes fases: 1. Determinación del tipo de información que se pretende capturar en la subestación. En este sentido, los principales elementos de los que se necesitan datos son:
a. Interruptores: • Marca. • Modelo. • Nº de serie. • Tipo de mando. • Año de fabricación. • Tipo de extinción. • Poder de corte. • Posición. b. Celdas de media tensión: • Tipo de celda (convencional o compacta). • Marca. • Modelo. • Nº série (si es convencional). • Año de fabricación. • Posición. c. Transformadores de medida: • Fabricante. • Modelo. • Número de serie. • Año de fabricación. • Tipo (TI, TT). • Posición. • Fase de instalación. d. Transformadores de potencia: • Fabricante. • Relación de transformación. • Número de serie. • Año de fabricación. • Posición en la subestación.
e. Pararrayos: • Fabricante. • Modelo. • Número de serie. • Año de fabricación. • Posición. • Fase de instalación. Es este punto y una vez determinados con exactitud qué datos se pretende capturar, es necesario diseñar una base de datos que de forma coherente y estructurada permita recoger toda la información. El proceso consta de varias iteraciones. • Se solicita a los responsables de instalaciones los inventarios de instalaciones a su cargo de que pudieran disponer. • Se realiza un análisis para determinar la validez de la información proporcionada, volcándose si procede los datos a la base de datos de identificación. • Petición de datos de equipos de los que aún no se dispone. • Validación por parte de los responsables de instalaciones del resultado final. 4.10. Presupuestación de los trabajos. Una vez se ha determinado mediante análisis FMEA las actuaciones necesarias para mejorar la fiabilidad en subestaciones y se dispone de datos (inventario) que permiten determinar dónde hay que llevar a cabo estas actuaciones. Es necesario elaborar un presupuesto detallado que permita obtener la inversión requerida para la implantación de las propuestas. A la hora de valorar económicamente los costes de implantación, es importante analizar en los siguientes aspectos: 1. Costes unitarios de cada actuación prevista. Determinando con la mayor exactitud posible qué inversión económica requiere por ejemplo cambiar un interruptor, cambiar la borna de un transformador etc. No debemos olvidar incluir además de los costes del material utilizado, la mano de obra del personal cualificado y los gastos derivados del desplazamiento. 2. Inclusión de las nuevas actuaciones en planes ya existentes. Si por ejemplo se ha determinado que es necesario revisar o sustituir las bobinas de disparo de un interruptor de alta tensión, este trabajo no puede realizarse de forma aislada. Por motivos obvios de seguridad tanto el interruptor como todos los equipos asociados (la posición completa en la subestación) deberán estar sin tensión y con los conductores puestos a tierra (posición en descargo). Como quiera que esto puede suponer una afectación del servicio
si no existe redundancia en la subestación, todas las actuaciones que deban realizarse sobre la posición, deben agruparse en el tiempo de manera que el tiempo de indisponibilidad sea el mínimo posible. Los costes derivados de desplazamiento no deberían ser incluidos en estos casos ya que de todas formas se iban a llevar a cabo otras tareas en las que estaban incluidos estos costes. 3. Trabajos adicionales derivados de las actuaciones inicialmente previstas. Cuando en una subestación que quiere realizar la sustitución de un equipo, en muchas ocasiones no basta con adquirir el nuevo aparato e instalarlo sin más. Si por ejemplo el cambio es debido a renovación tecnológica, el equipo que se pretende sustituir tendrá características distintas del que ocupará su lugar (diferente tamaño, piezas de anclaje, etc.) esto hace que sean necesarios trabajos adicionales de adecuación. A partir de la correcta ponderación de los puntos anteriores se obtienen los precios unitarios que, multiplicados por el número de actuaciones previstas, nos dará un presupuesto que aunque aproximado será bastante fiable. 5. Bibliografía sobre FMEA. • Manual AMEF Ford Motor Company (1991). • www.fmeca.com. • Failure Mode and Effect Analysis. “FMEA from Theory to Execution” D.H. Stamatis ASQC Quality Press. Milwaukee, Wisconsin. 1995. • Potential Failure Mode and Effects Analysis (FMEA) QS 9000 Standard. Reference manual. Chrysler Corporation, Ford Motor Company, General Motors Corporation. Second Edition, february 1995. • Norma CEI 812 “Analysis techniques for system reliability. Procedure for failure mode
