Explotar una central eléctrica que garantice una tasa de disponibilidad de más del 90% exige una estrategia de mantenimiento muy eficaz. AES Cartagena, en España, sabe cómo hacerlo.

Hace tan sólo 60 años,el Valle de Escombreras –cerca de Cartagena, en Murcia (España) – era una zona escasamente poblada, con una vegetación escasa, un pequeño pueblo de pescadores y poco más. Pero la construcción de una refinería de petróleo a principios de los 50 cambió radicalmente la suerte de la región, provocando un progreso que continúa hoy en día. En los últimos años, con la liberalización del mercado energético español, un número creciente de empresas eléctricas se han establecido en Escombreras, llamado ahora el «valle de la energía». La última compañía en llegar ha sido el gigante norteamericano AES, cuya central de ciclo combinado, con una capacidad de generación de 1200 megavatios, entró en funcionamiento en tres fases a lo largo de agosto, septiembre y octubre de 2006.

AES es una empresa joven, fundada en 1981 por Roger Sant y Dennis Bakke. Ambos trabajaban para empresas públicas de energía de EE.UU. y vieron su oportunidad de independizarse cuando el gobierno inició una privatización. A lo largo de su casi cuarto de siglo de existencia, AES ha crecido rápidamente, convirtiéndose en una de las primeras empresas eléctricas del mundo, con presencia en 25 países y cinco continentes, especialmente en Latinoamérica. AES tiene dos líneas principales de actividad: la generación de electricidad bajo contrato, para venderla a empresas de servicios públicos y otros clientes mayoristas, y la explotación de empresas que distribuyen la electricidad a clientes particulares, comerciales, industriales y gubernamentales. AES suministra a unos 11 millones de personas en todo el mundo y cuenta con plantas de ciclo combinado de gas y carbón, así como de hidrogeneración. La empresa también participa mundialmente en varios proyectos de energía eólica, biomasa y otras fuentes renovables, y pretende convertirse en un líder global en energías alternativas en el futuro.

La presencia de AES en España se remonta a 1998, cuando obtuvo la concesión para construir y explotar una central eléctrica en un terreno del Valle de Escombreras, propiedad de la Autoridad Portuaria de Cartagena. La construcción, con un coste estimado de 700 millones de euros, se inició en agosto de 2004. La central convencional de ciclo combinado consiste en tres unidades independientes de 400 megavatios, cada una con una turbina de gas Mitsubishi 701F y su correspondiente generador termorecuperador y turbina de vapor. Fue diseñada para operar con dos tipos de combustibles: usa principalmente gas natural, pero también puede utilizar petróleo combustible (fueloil). En vez de una torre de refrigeración, la central usa agua del mar que llega a través de un túnel construido especialmente.

 

Los dos participantesprincipales en el proyecto son la propia AES y Gaz de France. Gaz de France también suministra el gas natural y es el único cliente. Italo Freitas, el ingeniero brasileño responsable de implantar el plan de gestión de activos físicos en la central, explica. «Es una asociación: AES tiene un contrato con Gaz de France según el cual ellos suministran el gas y nosotros suministramos la energía y mantenemos la disponibilidad de la central. A continuación, Gaz de France vende esa energía en el mercado». Añade que este sistema le va bien a la empresa francesa porque «la responsabilidad de una gestión eficiente de la central recae en el operador, en este caso, nosotros». Para AES, significa que la central debe funcionar a unos niveles óptimos con una disponibilidad casi permanente, porque, como señala Freitas, «Cada año debemos garantizar a Gaz de France una tasa de disponibilidad cercana al 93%».

Por tanto, necesitamos una estrategia de mantenimiento muy planificada y altamente eficaz. «Contamos con un margen muy reducido para las paradas de mantenimiento y reparación», explica Freitas, «Incumplir el contrato supondría una penalización». El peor de los casos sería que AES no pudiera suministrar la energía según lo acordado y, como último recurso altamente costoso, tuviera que comprarla en el mercado libre.

El problema es asegurar el funcionamiento casi permanente de la central. La solución debe buscarse en una gestión óptima de la eficiencia de los activos, en otras palabras, tener equipos de monitorización que controlen en cada momento el funcionamiento de cada componente y prevean cuándo serán necesarias las reparaciones o recambios. «El primer paso», dice Freitas, «fue preguntar: ¿Cuáles son los equipos más importantes?» Todas las máquinas de la central se clasificaron en una de cuatro categorías: crítica, importante, no crítica y funcionar hasta el fallo. «Los equipos críticos», explica Freitas, «son máquinas cuyo funcionamiento afecta la seguridad e higiene, la producción eléctrica o el rendimiento térmico». Para ellos, tenemos una unidad redundante o de reserva que puede ponerse en marcha inmediatamente. Los equipos importantes, añade, «no son críticos pero también deben tener una unidad de reserva». Los equipos ‘funcionar hasta el fallo’ se pueden usar hasta que sea necesario cambiarlos, ya que no afectan los costes o el funcionamiento global de la central.

«En este negocio, debes identificar rápidamente donde están tus fallos», comenta el director general Mark Green. «Si la central está funcionando, ganamos dinero». SKF apoyó la implantación del análisis de criticidad mediante la metodología SRCM utilizada por SKF en los procesos Asset Efficiency Optimization (Optimización de Eficiencia de Activos – AEO).

 

Con estas definiciones,AES tuvo que encontrar una solución de monitorización. «Para aumentar la fiabilidad del sistema», dice Freitas, «hay que usar sensores para monitorizar las vibraciones y temperaturas, y detectar anomalías. Después de estudiar muchas opciones, AES eligió la solución AEO de SKF. El sistema incorpora hardware, que recopila los datos tanto on-line como off-line, y software, que procesa y analiza los datos recopilados y propone acciones mediante un sistema de apoyo a la toma de decisiones. Algunos componentes tienen sensores permanentes; en otros casos, un técnico de mantenimiento inspecciona regularmente los equipos con colectores de datos SKF que envían la información captada al sistema. La ventaja para AES es que no sólo se detectan los problemas inmediatamente, sino también se evalúan los posibles fallos que pueden producirse durante los próximos meses.

«Se introduce en el sistema toda la información acerca de los posibles fallos y se evalúa y predice la probabilidad de fallo dentro de uno, dos o tres meses», explica Freitas.

Esto significa menos paradas no planificadas, ahorros en costes de mantenimiento, una planificación más temprana y más eficiente de las reparaciones necesarias y, finalmente, una reducción de los costes de explotación. En definitiva, ayuda a AES a lograr uno de sus valores declarados: ‘Aspirar a la excelencia’. La idea tradicional de mantenimiento se transforma, ya que no se trata de resolver problemas después de que hayan ocurrido sino de evitarlos antes de que ocurran y, en definitiva, concebir el mantenimiento «no como un coste sino como algo que puede generar una rentabilidad de la inversión», dice Green.

En Escombreras, el sistema fue implantado durante la fase de construcción. Ahora, AES y SKF están buscando maneras de incorporar el sistema en otras centrales ya construidas y explotadas por la empresa en todo el mundo.

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SKF @ptitude ayuda a evitar averías

AES decidió que necesitaba para su planta en Cartagena una solución de gestión de activos para poder anticiparse a los problemas de fiabilidad y productividad, y eligió la solución de última generación Asset Efficiency Optimization de SKF. Se colocan sensores en equipos críticos y se conectan a unidades de monitorización de estado MasCon48 situadas en áreas estratégicas de la central. Estas unidades funcionan permanentemente y transmiten los datos recogidos por los sensores al ordenador central. Este sistema se complementa con los colectores y analizadores de datos portátiles SKF MARLIN System y SKF Microlog, que cuentan con sensores, utilizados por operarios y el personal de mantenimiento para realizar inspecciones detalladas. Una vez enviados los datos al ordenador central, se realizan diagnósticos a través del sistema SKF Machine Analyst y el SKF @ptitude Decision Support System. Cualquier medida correctiva necesaria es notificada mediante el SAP GMAO, sistema de gestión de mantenimiento informatizado, y se emite la orden de trabajo/petición correspondiente.