Aplicación, retos, resultados e impactos al emplear la Gestión Inteligente de Sistemas de Alarmas en procesos industriales, con sistemas de control distribuido

Introducción

En la RTE Nov/2020-Ene/2021, Vol. 3, No. 1, se describió un panorama general de qué pasaría al optimizar los sistemas de alarmas (SA), dada una problemática existente de estos sistemas, la cual se identificó desde los años 60 y que detonó con el advenimiento y modernización de los sistemas de control distribuido (SCD) incorporados en los cuartos de control, desde donde se llevan a cabo actividades de supervisión, comandos y control operativo de los procesos industriales. Hoy en día, la optimización de alarmas es una práctica común en la industria del petróleo- gas, pulpa y papel, industria química, sector eléctrico, y en algunos casos, es una obligación legal debido a los altos costos que representan principalmente por fallas de error humano. En el caso particular de las centrales generadoras de electricidad (CGE), para resolver la problemática en cuestión, las gerencias de Control, Electrónica y Comunicaciones y la de Sistemas Avanzados de Capacitación y Simulación del INEEL respondieron a la necesidad de atender la racionalización y optimización de los SA en unidades de generación. Iniciando con una evaluación y diagnóstico de los SA: cualitativo (encuestas al operador) y cuantitativo (datos del registro histórico), se consideró una muestra piloto de CGE, basado en las ya difundidas normas internacionales ANSI/ISA y EEMUA, que posteriormente sirvieron para llevar a cabo un muy interesante proyecto, considerar los criterios establecidos y aplicar una metodología denominada Gestión Inteligente de Sistemas de Alarmas (GISA) que apoyara a muchos de los SA existentes a recuperar el nivel ESTABLE que se tenía antes de la modernización de los SCD y se les preparó para alcanzar el nivel ROBUSTO que marcan las normas. Surgieron ideas originales para la realización de estas tareas. Las etapas del proyecto fueron las que se muestran en la Figura 1.

Más allá de la metodología de administración del ciclo de vida de las alarmas, que implica una serie de pasos que habría de adoptarse como una nueva cultura y embeberla en las actividades diarias de operación y supervisión de los SA, se generaron procedimientos y herramientas para realizar los diagnósticos y apoyar a los operadores en las CGE en mejorar el desempeño de los SA de cualquier SCD y de cualquier tipo de planta de proceso de la cual se trate.

Antes de abordar cómo se aplicó GISA, los resultados y los impactos obtenidos, es conveniente aclarar algunos aspectos importantes que facilitarán la comprensión del tema en cuestión.

El interesante punto de partida:
¿Qué es una alarma?

Eliminando la confusión que existía de lo que propiamente es una alarma, como definición general, una alarma es el mecanismo de informar al operador de una condición anormal en el proceso y como consecuencia, se requiere una acción del operador para restablecer la condición operativa al estado normal de operación. Una alarma entonces tiene los siguientes propósitos:

Al no existir acción, entonces no se considera alarma, sino un aviso de algo ocurrido en la operación del proceso que se esté llevando a cabo, por ejemplo: aviso de que arrancó una bomba de agua (como parte del proceso natural) no es una alarma, a diferencia de que, si la bomba no arranca, entonces, sí sería una alarma.

Para tomar alguna decisión al configurar una alarma, existen varias consideraciones que deben de tenerse en cuenta, entre ellas se encuentran: aspectos de prioridad, seguridad, acciones correctivas, severidad y calidad.

Metodología GISA

GISA ha sido la solución integral del INEEL orientada a incrementar la seguridad, disminuir los costos de mantenimiento y evitar los disparos innecesarios.

GISA se sustenta en experiencias adquiridas en cuartos de control de CGE con unidades de diversas tecnologías, cuyos resultados y recomendaciones están llevando exitosamente a cumplir objetivos tangibles en el mejoramiento del desempeño de los SA, con base en las acciones del operador, los estados operativos, y transición de los estados operativos, de cada alarma de los procesos y sus sistemas de control.

Contribuciones y resultados llevados a cabo por el INEEL e impactos trascendentes

La solución integral del INEEL consta de cinco fases embebidas y considerando al usuario final y lo que debe tenerse en cuenta para tomar las decisiones al configurar las alarmas, en primer lugar, la seguridad, seguido de aspectos como prioridad, acciones correctivas, severidad y calidad (Figura 2).

Fases

1. Identificar el nivel de desempeño.
2. Establecer las metas y reglas para desarrollar mejoras del SA.
3. Para racionalizar y reconfigurar el SA.
4. Utilizar técnicas avanzadas de gestión de alarmas.
5. De los resultados obtenidos.

Los beneficios para el cliente son:

Durante las diversas etapas del proyecto GISA, se desarrolló infraestructura para atender la racionalización de alarmas, que posteriormente sería la base para identificar áreas de mejora e implantar modificaciones a la base de datos, interfaz hombre máquina (IHM), ayudas para el operador y lazos de control.

Herramienta genérica de evaluación de SA

Se desarrolló la herramienta genérica de evaluación de sistemas de alarmas (HEGESA®), que consiste en evaluar una o varias unidades de una central generadora, determinar el estado de desempeño en que se encuentra el SA e identificar áreas de mejora para un más alto nivel de desempeño de los SA.

La aplicación de esta herramienta redunda en beneficios para el rendimiento del personal de la central, la vida útil de los equipos, mejor aprovechamiento de los recursos y materias primas para la operación y generación de energía eléctrica y por ende en reducción de los disparos de las unidades y costos operativos.

Se determinan los parámetros identificables y cuantificables y se les aplican los pasos que se muestran en la Tabla 1.

Paso	Parámetro evaluación	Ponderación
1. Identificación y selección de parámetros de evaluación de las alarmas	1. Niveles de prioridad 2. Cantidad de alarmas por cada 10 minutos en condición normal 3. Cantidad de alarmas en contingencia o disparo durante el primer minuto 4. Cantidad de alarmas por turno 5. Claridad de abreviaturas y/o acrónimos en la descripción 6. Libro de Alarmas 7. Facilidad de configuración de alarmas (modificación altas y bajas) 8. Registros históricos 9. Desplegado en la IHM	Todos 0-5
2. Asignación de escala de valores ac/parámetro	Niveles de prioridad, cantidad alarmas en contingencia...	Todos 0-5
3. Asignación de pesos a los parámetros	Niveles de prioridad, cantidad c/10", cantidad x turno...	1< P < 2
4. Análisis y evaluación de c/parámetro por unidad	Evaluación de c/parámetro según escala de valores y peso	T = ΣTp = 75/x
5. Tabla y gráfica comparativa de parámetros evaluados	Evaluación detallada, elaboración de tabla y gráfica
6. Documentación resultado y conclusiones	Identificación de áreas de mejora y recomendaciones para lograr un mejor desempeño del SA

Tabla 1.

Análisis de señales basado en registros de eventos

También se desarrolló una herramienta para el análisis de señales de alarmas basado en registros históricos (ASARHE®), los datos de alarmas obtenidos de la estación de ingeniería son convertidos a archivos separados para identificar las alarmas por mes, en turno, por hora, cada 10 minutos, las 20 más ruidosas, por prioridad y en porcentaje por prioridad. Estos datos permiten identificar áreas de mejora donde atender el SA (Figura 3).

En el mercado internacional se ofertan los servicios de gestión de alarmas a través de un sistema de cómputo que extrae, vía Open Protocol Control (OPC), información almacenada en el archivo histórico de alarmas de los SCD con el cual se opera la unidad generadora; la información se pasa a archivos digitales para graficar y, posteriormente, hacer correlaciones e identificar: patrones de presentación de alarmas, alarmas problemáticas, alarmas ruidosas, alarmas recurrentes, espurias (falsas, por ejemplo, falla por falta de calibración de algún equipo), etcétera.

Con esta información, el personal de operación y mantenimiento de las unidades realiza un análisis y toma acciones correctivas, las cuales son tardías y, por ser fuera de línea, no evitan las consecuencias de no atender las alarmas en el momento oportuno. Esta información sirve para programar mantenimientos o para hacer cambios en el proceso, pero no funciona como óptima protección de la unidad.

Rubro	Contenido/descripción
LIBRO DE ALARMAS NORMALIZADO (LAN)	Tag Leyenda Punto de ajuste Prioridad Acción Causa Consecuencia	Tag (identificador) Leyenda Punto de ajuste Prioridad:     crítica 5% máximo    precrítica 15% máximo    de planta 80% mínimo Acción del operador Causa que originó la alarma Consecuencia de no atender oportunamente la alarma
DISPAROS	Disparos
LEYENDAS	Guías para elaborar la descripción de las alarmas
ABREVIATURAS	Diccionario de abreviaturas utilizadas en la leyenda de alarmas
UNIVERSO	Distribución antes y después de racionalizar las alarmas

Tabla 2

Normalización de parámetros

Independientemente de la unidad y la cantidad de alarmas que se maneje en cada central donde se aplique GISA, el diagnóstico, la filosofía de la central, los criterios de diseño de alarmas, el libro de alarmas, la aplicación de técnicas avanzadas de control, el monitoreo y la documentación asociada, son parámetros que deben cumplirse por normas y éstos son, por regla general, normalizados al adoptar la metodología.

Panel digital en la IHM del operador

En algunas CGE cuando la cantidad total de alarmas podía incorporarse en una pantalla, se optó por desarrollar paneles digitales gráficos con tres secciones con cuadros de alarmas como se visualizaba en los paneles físicos, tal es el ejemplo adjunto que muestra las alarmas de una turbina (Figura 4).

Acciones del operador en la IHM

La ACCIÓN del operador documentada en los LAN, se asoció a cada alarma y a petición de operador se despliega esta información en tiempo real en una ventana sobre la alarma (Figura 5).

Estas acciones que el operador tiene disponibles, son las que lleva a cabo ante la ocurrencia de una alarma para mantener la unidad en la zona segura de operación.

Modos operativos, camino al nivel ROBUSTO

De acuerdo a la revisión de la EMMUA versión 2013, ésta declaró al nivel ROBUSTO como el nivel de desempeño más alto, de manera que para que las unidades de las CGE atendidas lograsen ese nivel, se definieron modos operativos a incorporar en los lazos de control (Figura 6).

Asimismo, se diseñó la lógica que se aplicó a cada alarma, dependiendo del estado operativo en que se encuentre la unidad: disponible (reserva fría), arranque, generación, mantenimiento y disparo (Figura 7).

Posteriormente, se vincularon variables a los modos operativos y los diagramas dinámicos de control para determinar la situación operativa actual de la unidad. Así, se desarrolló la estrategia para la adición de lógica necesaria en los lazos de control en el SCD, correspondiente a cada alarma, agrupando las alarmas relevantes en cada situación operativa para presentarle al operador únicamente el conjunto de alarmas que le guíen a tomar las acciones correctivas sobre el proceso para sacar la unidad de la zona peligrosa de operación y llevarla la zona segura de operación.

Norma mexicana para la gestión de alarmas

Por la importancia de la aplicación de esta metodología el INEEL elaboró dentro del alcance del proyecto una norma que aplica a todos los SA de las unidades de las CGE operadas con SCD y es utilizada hasta ahora de facto y puede registrarse como NMX.

¿Cuándo concluye GISA?

GISA NO CONCLUYE, es decir, esta metodología y en parte el éxito de ésta es que el personal de las centrales la ha adoptado como parte de las actividades cotidianas y como una nueva cultura técnica que beneficia el rendimiento y atención a los procesos operativos de la central que son atendidos por los operadores de la misma, por ende, extiende la vida útil de los equipos, mejora la productividad, disminuye el error humano y redunda en pro de los parámetros de eficiencia de la central. Expresado en otras palabras, GISA es una MEJORA CONTINUA.

Resultados finales e impactos

En México, hasta la fecha no existe otro tecnólogo en el país que esté desarrollando tales actividades, sin embargo, las actividades de GISA que el INEEL ha aplicado a los SA en las CGE, pueden equipararse con empresas a nivel internacional que también están aplicando una gestión inteligente de sistemas de alarmas (Figura 8).

Tales empresas son PAS® (Process Automation System) pionera en los Estados Unidos sobre la gestión de alarmas, Honeywell- Matrikon® empresa con importante posicionamiento en la resolución de problemas de los SA, Mitsubishi® y Yokogama® en Japón que cuenta con sistemas de software, cuyos registros de eventos de alarmas, notifican al operador sobre anomalías en el proceso, Siemens® en Alemania y ABB® en Suiza, Finlandia y Suecia también cuentan con sistemas de análisis y ayuda para la racionalización de alarmas, entre otras.

La importancia de este desarrollo consiste en que contribuye a incrementar la seguridad durante las diversas situaciones operativas de las unidades, aumenta la vida útil de los equipos, mejora los índices de desempeño de las centrales manteniendo la continuidad de la generación ya que el operador cuenta con las alarmas relevantes en el momento oportuno y con la prioridad claramente definida para tomar decisiones y acciones correctivas sobre el proceso y, así, evitar disparos innecesarios y deterioro en el equipo por los eventos transitorios que se presentan durante la operación de las unidades generadoras de energía eléctrica, que representan altos costos de producción e interrupción del servicio eléctrico.

La aplicación de este desarrollo ha modificado las metodologías operativas de todas las centrales atendidas, mejorando los procedimientos operativos y de mantenimiento en las CGE.

GISA ha mejorado la conciencia situacional principalmente en los operadores y de manera generalizada en el personal operativo y de mantenimiento.

Cabe mencionar que GISA es un desarrollo innovador en México, es también una capacidad de servicio. Quien pretenda ofrecer el servicio de gestión inteligente de sistemas de alarmas en unidades generadoras debe formar un equipo multidisciplinario que dominen las siguientes habilidades:

De los análisis de accidentes llevados a cabo por organismos internacionales como la Health and Safety Executive (UK), se derivan recomendaciones para incrementar la seguridad de las instalaciones, siendo una de éstas la implantación de una metodología de gestión de alarmas, como GISA, cuyo costo por inversión de racionalización de alarmas, se recupera en menos de ocho meses.

Los beneficios son tangibles en un mediato plazo, entre ellos: mayor disponibilidad de las unidades, mejora en la respuesta del operador ante situaciones de contingencia que permiten restablecer las condiciones operativas más rápidas y eficientes, disminuyendo la caída del sistema eléctrico y disparos de unidad innecesarios, así como la disminución del índice de falla por error humano que por ende se refleja en recursos financieros de la empresa, registros de análisis y datos contables de cada CGE.

Usuarios finales de este proyecto han comentado sobre el aumento de la confiabilidad de las unidades generadoras mediante la innovación en el país por medio de GISA, como pilar estratégico haciendo que las CGE permanezcan competitivas en su parque de generación.

Asimismo, se ha logrado beneficiar las labores de los operadores, apoyo en un ágil diagnóstico y atención a contingencias ocurridas.

Existen publicaciones del INEEL sobre el tema, disponibles en el Boletín IIE (2012), memorias de congresos internacionales en San Francisco (WCECS-2014), Vancouver (PES-2015), registros de INDAUTOR y de capítulo del libro Transactions on Engineering Technologies.

Por último, solo resta mencionar que este proyecto altamente exitoso y desarrollado por el INEEL, forma parte de las contribuciones que el Instituto aporta en la demanda de mejoras en centrales generadoras de electricidad.

Autores:
Eric Zabre Borgaro, ezabre@inel.mx
Rafael Román Cuevas, rroman@ineel.mx