Costo del Ciclo de Vida de un Activo.

El objetivo principal de un análisis del Costo del Ciclo de Vida (CCV) de un activo es, como su nombre lo indica, cuantificar la totalidad de los gastos (directos o indirectos, fijos o variables) pagados por este a lo largo de su vida útil, esto incluye los costos generados en las diferentes etapas de su vida como: investigación y desarrollo, adquisición, construcción, operación y desincorporación. Esta información es muy útil para soportar técnicamente decisiones (basado en un análisis económico) de compra de equipos, optimización y re-diseños, programación de mantenimientos y re-potenciación o sustitución de un activo.

 

El CCV suele estar soportado por una serie de análisis complementarios como: Análisis de Confiabilidad-Disponibilidad-Mantenibilidad (RAM por sus siglas en ingles), análisis económicos y análisis de riesgos entre otros. El analisis de CCV normalmente es aplicado para:

• Evaluación y comparación de diseños alternativos.

• Estudios de viabilidad económica.

• Proyectos de optimización de costos operacionales.

• Evaluación y comparación de estrategias de uso, operación y mantenimiento.

• Evaluación y comparación de reemplazos, rehabilitación o desincorporación de equipos.

• Optimización en la asignación de recursos para actividades de mejoras de equipos.

• Planificación financiera de largo plazo.

Es fácil entender que el total de los CCV de un activo no solo comprende los costos de adquisición sino también los costos de producción como: Costos de construcción, operaciones, mantenimiento, logística y otros, los cuales suelen ser más alto que los primeros. Típicamente los costos de producción están entre un 60% a 80% del costo total del ciclo de vida útil de un activo, es por eso la importancia y la necesidad de establecer estrategias para minimizar en lo posible estos costos en las etapas tempranas de la vida de los activos.

Existe muchos métodos para calcular el CCV, casi todos normalizados y estandarizados, que básicamente proveen los procedimientos y formulas para su cálculo, sin embrago son cuatro los estándares industriales referidos específicamente al término de CCV, estas son las normas: ISO 15663, IEC 60300-3-3, NORSOK-0CR-001/2 y SEA-ARP 4293/4294.

Pero si bien es importante hacer los cálculos (que generalmente se hacen con ayuda de un software), es mucho más importante y en la mayoría de los casos bien complicado, recolectar la información necesaria para tal trabajo, en este aspecto tiene mucha importancia como clasificamos y categorizamos los costos.

La tabla anexa, muestra la diferencia en la categorización de los costos de la norma ISO y NORDOK, dos normas orientadas al sector de petróleo y gas. Tal vez para las personas que trabajan en este sector de la industria, no sea extraño los términos CAPEX (Capital expenditure) y OPEX (Operation Expenditure) mencionados en la norma ISO 15663.

Pero en la práctica existen otras dificultades más allá de la categorización de los costos, problemas relacionados con la determinación real de los costos de un activo como:

 

1. Costos operacionales pocos visibles.

2. Factores de costos aplicados incorrectamente (mal identificados o mal categorizados).

3. Procedimientos contables mal aplicados.

4. Políticas presupuestarias pocos flexibles, que no permiten re-categorizar los costos.

5. Procesos Inflacionarios.

6. Procesos de devaluación de la moneda.

7. Otros.

Estos son aspecto de la práctica cotidiana en la vida productiva de un activo que provoca inexactitud a la hora de calcular el CCV y pueden generar punto de vistas erróneos y a su vez tomas de decisiones que no están alineadas con un real proceso de costo beneficio. Por eso es esencial desarrollar un perfil de costo que incluya los siguientes pasos:

1. Identificar todas las actividades que a lo largo del ciclo de vida de un activo generen costos de un tipo u otro.

2. Relacionar cada actividad realizada con una categoría especifica dentro de la estructura seleccionada.

3. Establecer para cada actividad los factores apropiados del costo a valor constante de la moneda (esto corrige los efectos de la inflación, devaluación y cambio de precios).

Cuando hablamos de confiabilidad, disponibilidad o mantenibilidad, estamos hablando también del costo operacional (OPEX), la ingeniería de confiabilidad busca predecir y evitar las fallas, mientras que la ingeniería de mantenimiento busca restaurar las fallas, en el menor tiempo posible, con el menor impacto. No obstante, prevenir y reparar las fallas cuesta dinero, por lo que es el factor económico donde ambas actividades concurren. Sabemos que la calidad y frecuencia de las actividades de mantenimiento repercuten positiva o negativamente en el CCV total de un activo, es por eso que existe tantas estrategias de mantenimientos enfocadas a mejorar y optimizar estas actividades a través de la predicción y eliminación de las indisponibilidades provocadas por: fallas de equipos, actividades de mantenimiento y paradas de emergencias, con el objetivo primario de extender la vida útil de un activo a través de la optimización de su uso.

Muchas tendencias en prácticas operacionales están enfocadas en obtener un bajo CCV maximizando la confiabilidad y disponibilidad de los equipos, sin embargo, no podemos olvidar el efecto que tiene un buen diseño y una adecuada construcción de las instalaciones en la etapa de produccion de los activos, esto quiere decir que no solo reduciendo los costos operacionales podemos tener un bajo CCV, históricamente ha sido más fácil poner la atención en la reducción de los costos operacionales (operaciones orientadas por costos), que en visualizar de los problemas futuros en las etapas de diseño y construcción, no obstante esto no provee la mejor posición para maximizar las ganancias y el retorno de inversión de los accionistas.

BenchMarking Corner Especial - Costos de Mantenimiento

Muchos de mis amigos y seguidores de este blog me han llamado o escrito para consultarme sobre este indicador de gestión en mantenimiento. Aparentemente es un indicador muy usado en la industria, sin embargo pienso que es contraproducente que tenga tanta popularidad y dijo esto porque a pesar que es un indicador muy importante y que definitivamente debe ser monitoreado en función de obtener la excelencia operacional, la impresión que me da es que muchos gerentes siguen considerando el recorte de costos como una estrategia de negocio y viendo a mantenimiento con una mentalidad retrograda, donde es considerado como un mal necesario y no como un proceso productivo. Tal vez me equivoque y si así es, maravilloso, y si no por favor trabajen para crear en sus equipos de trabajo una cultura que valore los costos en su justa medida y luchen por presupuestos que soporten la gestión de confiabilidad.

Categoría del Indicador: Negocios y Gerencia - Costos

Nombre: Costos Totales de Mantenimiento en Función del Replace Asset Value (RAV).

Símbolo: No Aplica

Ecuación estadística: No Aplica

Como Calcularlo:

% Costos Totales de Mantenimiento (RAV) = Costos Totales de Mantenimiento ($) / RAV ($)

Costos Totales de Mantenimiento: Son los costos de mantenimiento por: Labor (incluyendo la labor de los operadores si existe un TPM instalado), materiales, servicio, recursos y contratistas. Incluye también todos los costos relacionadas a perdidas de producción atribuibles a mantenimiento de equipos, gasto de capital directamente relacionados con el ciclo de vida útil de los equipos (reemplazo) y NO debe incluir los gasto por capital por expansión o mejoras en las facilidades.

Valor de Reemplazo de las facilidades o RAV: Este es el valor que se requerirá para reemplazar la capacidad de producción de los activos presente en una planta.

Existen cuatro métodos para determinar el RAV:

1. La manera mas exacta es determinando el costo de capital original de las facilidades y equipos desde su fecha de comisionamiento y hacer un ajuste por inflación según el índice del banco Central de cada país, adicionalmente deben incluirse las mejoras significantes hechas hasta entonces y restarse todas las desincorporaciones o abandonos de equipos los cuales también deben ser ajustados por inflación a la fecha de su desincorporación.

2. Usar el valor de aseguramiento o Insured Asset Value (IAV) proveniente de las compañías aseguradoras, si usa este método debe tener en cuenta que no sera un valor exacto del RAV, ya que, este valor incluye un factor de riesgo determinado por las compañías de seguro. sin embargo se ha demostrado que esta inexactitud tiene poco impacto en comparación con el primer método descrito.

3.  Si la planta fue adquirida recientemente a través de una compra o venta, la empresa compradora normalmente contrata a otra empresa especializada para que haga una valuación del RAV, la observación aquí es que normalmente en esta valuación esta incluido el capital de trabajo y el valor de las tierras, qque en teoria no forman parte del RAV.

4. Si la empresa tiene facilidades similares en tamaño, edad y capacidad, el RAV calculado para una puede ser utilizado para las otras, haciendo por supuesto, los ajustes pertinentes. Este es el método mas inexacto para calcular el RAV.  

Unidad: Porcentaje (%)

Beneficio: El costo de mantenimiento es una medida directa de la efectividad de los programas de mantenimiento para controlar la mano de obra y el resto de los recursos. Adicionalmente es en muchos caso una manera de medir otros proceso de mantenimiento como: planificación y programación, programas de eliminación de defectos, manejos de Inventario, programas de recuperación de materiales y equipos usados etc.

Valor Work Class: 2 %

Valor Esperado: 4 al 5 %

Observaciones: Como complemento de mi comentario inicial quiero agregar que las políticas de recortes de costos ayudan poco a alcanzar los objetivos básicos que se necesitan para un desempeño de clase mundial, sin embargo muchas empresas consideran esta política como una buena practica, aunque se ha demostrado que la implementación de este tipo de política frena el crecimiento, es importante que le quede claro al lector que no estoy en desacuerdo con el control de los costo y que soy de los que piensan que la reducción de costo debe venir por añadidura con la excelencia operacional.

Mantenimiento Predictivo. Elementos Esenciales

El mantenimiento predictivo (PdM) es una herramienta esencial en toda estrategia de confiabilidad, este tiene como objetivo asegurar la máxima confiabilidad y tiempo en servicio de los equipos, sistemas y/o procesos a través del conocimiento de las condiciones operacionales y de las tendencias de desempeño de los equipos.

Contrariamente a lo que se pueda pensar, la razón de negocio en la cual se fundamenta las actividades del PdM es simplemente reducir las pérdidas por paradas no programadas, a través de la planificación de una respuesta a una falla que ha sido detectada antes que esta se convierta en una emergencia.

Para lograr esto la data recolectada en las diversas rutas de monitoreo debe ser convertida en información que permita hacer diagnósticos precisos de las causas de las fallas y tomar las acciones preventivas a tiempo, adicionalmente esta informacion tambien permite planificar las reparaciones de los equipos más eficientemente, ya que, se conoce con precisión cuando esta es necesaria.

Básicamente un buen programa de PdM debe contener cinco elementos esenciales para el manejo de la data, fácilmente recordado por el acrónimo S-C-A-D-A (por sus siglas en ingles: Schedule – Collect – Analysis – Decision – Action) esto no debe ser confundido con el sistema de supervisión y adquisición de data en campo (Supervisory Control and Data Acquisition).

Schedule (Programación): Programar la captura de la data para todas las maquinas incluidas en las diferentes rutas de monitoreo. Para esto se requiere establecer una estrategia de frecuencia de recolección y monitoreo de la data, estas pueden basarse en:

• Monitoreo por calendario.

• Monitoreo por tiempo de funcionamiento.

• Antes o después de una intervención de un equipos.

• Una base cero generada para los equipos nuevos.

Estas estrategias deben estar integradas con el resto de las actividades de mantenimiento, por lo cual, deben integrarse al CMMS, ser parte de la carga de trabajo para la planificación, ser tomada en cuenta en las prioridades de los trabajos y garantizar el cumplimiento y el control de la ejecución de los mismos

Collect: (Captura): Capturar la data por medios manuales o automáticos. Un robusto proceso de captura de datos debe asegurar tres aspectos fundamentales:

• Identificar e instalar de los puntos de recolección de muestras o datos. Estos deben ser colocados en los lugares correctos y en los mismos puntos cuando se trata de equipos similares, para evitar los muestreos cruzados y garantizar un muestreo consistente.

• Asegurar la calidad de las muestras o de la data. Esto se logra con el correcto adiestramiento del personal que toman las muestras o los datos, es recomendable elaborar procedimientos para estas actividades.

• Registrar las “malas” muestras o los datos que estén fuera de los parámetros normales. Para esto es de gran ayuda la elaboración de una orden de trabajo de PdM que le permita a los técnicos tener información relevante de los equipos y al mismo tiempo que se registra toda la información en el CMMS.

Analysis (Análisis): Analizar los resultados de las muestras o data capturada con la intención de determinar los niveles de riesgos y los detalles de los modos de fallas latentes. Esta es la etapa más difícil y donde hay más probabilidades de error, por esta razón es esencial establecer una política de alarma para asegurar la robustez del PdM.

Existen muchas fuentes de información o recursos para poder armar una buena política de alarma, como:

a. Parámetros de maquinarias en similares servicios.

b. Experiencia de operadores, técnicos y proveedores de servicios.

c. Publicaciones y estándares

Algunos parámetros de procesos como temperaturas y presión son controlados por dispositivos de seguridad, estos parámetros no están relacionados directamente con el PdM pero si con la política de alarma de una instalación. En estos casos las fuentes de información son los Set-point de shutdown, Valores seguros de operación y los HAZOP.

Una vez se establezca la política de alarmas y se logre un buen historial de data que reflejen la realidad de nuestros equipos, las alarmas o set-point pueden y deben ser ajustados.

Decision (Decisión): Una vez analizada y validada la presencia de una o varias alarmas, deben ser tomadas las decisiones apropiadas, en el tiempo apropiado por la persona o grupo de personas apropiadas. La formulación de un diagnostico y una subsecuente decisión es una de las acciones más complejas y ambiguas en este proceso, para ello puede ayudarnos las siguientes recomendaciones:

• La calidad en el diagnostico de una falla será más eficiente si existe una sinergia entre los diferentes departamentos o funciones involucradas. La cantidad y la calidad de la información que todos puedan aportar ayudara a evaluar mejor los riesgos y el tiempo con que se cuenta para tomar una acción.

• Una herramienta disponibles que ayuda a la toma de decisión se basa en hacer una series de preguntas basada en la información disponible, como:

o Causas: ¿Existen Causas externas?

o Tendencias: ¿Que muestran las tendencias?

o Predominancia: ¿Cual es el mecanismo de falla predominante?

o Estándares: ¿Cuales son los estándares o las especificaciones que podemos verificar?

o Niveles actuales: ¿Que tan altos son los niveles de alarma comparados con la línea base original?

Una decisión puede ser tomada en cuestión de horas, pero siempre considerando que quien la toma debe ser una persona o grupo de personas con suficiente conocimiento, habilidades y autoridad técnica para generar las prioridades y destinar recursos en base al riesgo observado.

Action (Acción): Todo el trabajo anteriormente mencionado no vale de nada si no se toma una acción. Por lo tanto debemos asegurar que una vez tomada una decisión se genere y se ejecute una acción. La formas más lógica y fácil de garantizar el cumplimiento de una acción es mediante la generación de una orden de trabajo (ODT) de preventivo en el CMMS.

Como podrán darse cuenta no he tocado el tema de la tecnología, ni tampoco las relaciones que guarda el PdM con el mantenimiento basado en condición (MBC) y el mantenimiento proactivo, ya que, esto dependerá en mucho de las características de las instalaciones y de la cultura de confiabilidad arraigadas en ellas. Sin embargo y no obstante lo importante y complejo de estos temas si he mencionado los elementos esenciales que deben tener cualquier programa de PdM en función de convertir la data en información que permita la toma de decisiones y la acción pertinente para evitar una parada no programada, sin estos elementos cualquier intento de afrontar un programa de monitoreo de condición estará destinado a fracasar, independientemente de la tecnología o estrategia de mantenimiento que estemos utilizando.

Mantenimiento de los Equipos Criticos de Seguridad (SCE)

La función principal de un sistema de protección es prevenir, controlar y mitigar los incidentes peligrosos que puedan presentarse, enmarcado en estos sistemas de protección están los Equipos Críticos de Seguridad o SCE por sus siglas en Ingles (Safety Critical Equipment).

 

Los SCE son aquellos dispositivos, equipos o estructuras, permanentes, temporales o móviles que tienen uno a mas modos de fallas que pueden resultar en un evento catastrófico (fatalidades o colapsos de estructuras). Los  SCE son generalmente identificados a través de los análisis HAZID y HAZOP y deben ser confirmados, donde no sea obvio su definición, por otros mecanismos de análisis, esto quiere decir que aun no existiendo un vinculo directo entre un peligro mayor y un equipo de seguridad, este último puede llegar a ser declarado como un SCE.

 

Permítanme tratar de aclarar el párrafo anterior con el siguiente ejemplo: generalmente un equipo o dispositivo cuya función principal es controlar una variable de proceso no se considerar como equipo o dispositivo de protección y es poco probable encontrarlo dentro de los cinco peligros mayores dentro de un análisis de HAZOP o HAZIP, sin embargo, si la falla de este sistema de control puede resultar en una falla con potencial de daño alto o catastrófica, entonces el equipo o dispositivo puede ser considerado SCE. Los sistemas de control, como norma general, no son clasificados como SCE, sin embargo el uso de matrices o árboles de decisión unido con la experiencia del personal de operación y mantenimiento pueden hacer que una válvula de control se convierta en un SCE.

 

No todos los dispositivos de seguridad instalados deben ser declarados como SCE. Existe la tendencia de clasificar todos los dispositivos de seguridad como SCE, sin embargo las empresas generalmente manejan un valor de referencia que indica que los SCE representa entre un 10% a 20% del total de los equipos incluidos en el listado maestro, aun que este porcentaje no es una ley de fiel cumplimiento, nos permite ser racionales a la hora de hacer una clasificacion. Un porcentaje mayor al 20% podría resultar en una pérdida de atención, recursos y esfuerzos para cumplir con el mantenimiento de los equipos que requieren atención preferencial, por otro lado un porcentaje menor al 10% puede ser representativo de una operación de bajo riesgo en función de los peligros encontrado o indicar que el análisis o evaluación de esos peligros no ha sido completado correctamente. 

 

Cuando se identifican los SCE deben ser clasificados por su criticidad a través de un análisis de riesgo, esta criticidad al igual que el resto de la información relacionada con ellos deben ser incluidos en el programa de gestión de mantenimiento (CMMS), esto permitirá que los planes de mantenimiento sean generados, planificados y programados a través del CMMS y que se desarrolle una base de datos que genere fácilmente los reportes de auditoria y los indicadores de gestión requeridos en los programas de integridad de cada instalación.
 

El mantenimiento del los SCE está orientado a un mantenimiento proactivo, basado en inspecciones, pruebas de funcionamiento y re-calibraciones que permiten comprobar los supuestos sobre la degradación los equipos, sus límites seguros de operación y encontrar fallas ocultas, asegurando así su confiabilidad y disponibilidad antes y durante un incidente.

 

Un requerimiento mínimo del mantenimiento de los SCE es que deben ser probados y mantenidos para que cumplan con un estándar de desempeño en demanda. Por ejemplo, deben tener un 99% de probabilidades de que cumplan su función bajo demanda a diferencia  de otros que no prevén incidentes pero que actúan o responden frente a ellos, los cuales, pueden tener un nivel diferente de desempeño, por ejemplo los sistemas de detección de fuego y gas o los sistemas contra incendio tipo diluvio.

 

Otra definición usada para los SCE está relacionada con los Niveles de Integridad de los Sistemas de Seguridad o SIL por sus siglas en ingles (Safety Integrity Level), esta definición indica que todo equipo de seguridad con un nivel SIL igual o menor a 2 debe ser catalogado como SCE. 

Recordemos que el nivel SIL de una instalación va de 1 a 4, siendo el nivel 1 el de mayor riesgo y el 4 el de menor y que  este nivel está en función, entre otras cosas, de las capas o niveles de protección que tenga un sistema para evitar un evento catastrófico 

Nivel de Integridad de los sistemas de seguridad (SIL): Probabilidad de falla en Demanda

Esta definición nos permite reducir las cantidades de SCE de nuestro listado maestro, a través de acciones que permitan incorporando capas de protección adicionales, esto se hace desarrollando un análisis LOPA por sus siglas en ingles (Layer of protection Analysis) a los sistemas de protección (sugiero consultar las normas IEC – 61511 y IEC – 61508 para mas detalles).. 

Considere lo siguiente, Si un switch de presión es instalado junto con una válvula de seguridad simple para evitar flaring (quema de un Fluido), entonces el switch de presión no es considerado SCE, ya que, el switch es considerado como un nivel mas de protección para evitar el flaring (este sistema seguramente tendrá un nivel de SIL mayor a 2), sin embargo si el switch es instalado para proveer redundancia o backup a la válvula de seguridad, para evitar una falla o satisfacer un código de seguridad en el diseño, como la API RP 14C, entonces debe ser considerado SCE, ya que, en su diseño no fue considerado como un nivel adicional de protección sino como algo necesario para evitar una falla.

 

En los últimos años los sistemas de protección de las instalación se han convertido en sistemas más sofisticado y complejo, tratando de convertirlos en sistemas cada vez más robustos, nuevas aplicaciones y tecnología han contribuido a esto, sin embargo, por más robusto que sean o queramos que sean,  el factor mantenimiento es primordial para mantener esta robustez, por eso es importante prestar especial atención a los Equipos Críticos de Seguridad y evitar en lo posible los retraso y la acumulación del Backlog de las actividades de mantenimiento en estos equipos.