Sí, todos nosotros nos imaginamos un universo perfecto sin tiempo perdido, ningún problema, y ningún asunto imprevisto del equipo. Ay, todos sabemos que tal universo no existe, así que de regreso a la realidad.
La misión para lograr los paros Imprevistos nos ha tomado en un interesante, y relativamente rápido, viaje. Venimos de tener que adivinar esencialmente acerca de nuestros problemas de maquinaria completamente a donde estamos actualmente. Pero la búsqueda para desarrollar una mejor comprensión no ha parado en la tecnología comúnmente utilizada en nuestros días. ¿A fin de cuentas, qué director no querría saber el estado del equipo, hoy, mañana y al día siguiente, sin tener que adivinar y sin ninguna intrusión?
Exploremos de donde venimos, donde estamos, y a donde vamos.
La primera Generación - El sabe que es el mejor...
En el principio, la persona que conocía mejor el equipo, andaba en su dominio mirando apenas, escuchando y sintiendo. Esa persona conocía el equipo mejor que a su propia madre. Quizá ellos podrían sentir el aumento de calor de un panel, escuchar la velocidad más lenta de un ventilador en un gabinete o el tiempo de respuesta más lento de un servidor. Cualquiera aberración pequeña que no parecía bien, se iniciaban las investigaciones para cerciorarse que las cosas estuvieran bien. Si un problema no podía ser encontrado, bien, todo lo que podían hacer era esperar y ver y esperar más indicios en vez de una falla.
Por supuesto este método de mantenimiento estaba lejos de ser perfecto, y fue dominado por los lemas "si no esta descompuesto, no lo arregles" y "mantén un ojo en ello". Teníamos que esperar a que algo fallara, para tener algo que arreglar. Pero, en el mejor de los casos, este imprevisto no dañaba el equipo, pero cuesta a las compañías. En el peor de los casos, este enfoque de "espera y ve" creaba un ambiente para equipo dañado, incendio o explosión.
Por supuesto, este método no agarraba los problemas antes que llegaran a ser más grandes. Era un peligro inmenso para la persona que tenía que sentirse alrededor del problema, abrir paneles y tratar de tomar manualmente las temperaturas. Todos los datos eran empíricos, subjetivos, y eran hechos en un momento "conveniente". A veces cuando se requería de un desmontaje adicional, el sistema tenía que ser apagado y no siempre se echaba a andar en el tiempo esperado.
Una cosa que aprendimos durante este período es que la mayoría de las fallas tienen una cosa en común - el calor. O, para ser más preciso, un aumento en el calor. Si un componente fallará, la conexión aumentará en la resistencia.
Nosotros no veremos un "obscurecimiento" del voltaje, pero veremos un aumento en el calor irradiado. Cuando una conexión comienza primero a fallar, la subida de la temperatura sólo puede ser de 5°, y un mes después otros 5°, para una suma de 10 °. Estos aumentos menores en la temperatura son muy difíciles de detectar sin datos comparativos. Si pudiéramos percibir el primer aumento en la temperatura antes de que cause una degeneración de la calidad de la conexión, simplemente lo podríamos reparar y todo estaría bien. Entonces, para pasar de la primera generación de localización de fallas nosotros necesitamos una mejor manera de cuantificar las medidas de la temperatura.
La Segunda Generación – Termografía
Para contestar la necesidad de reunir los datos cuantificables rápidamente, la termografía llegó a ser escogida la solución de facto.
A pesar de que los precios han bajado en los últimos años, las cámaras de imagen termal son relativamente costosas. Sin embargo, recolectan datos excelentes, y posteriormente los datos pueden ser documentados, pueden ser analizados y la acción correctiva sugerida y tomada. Pequeños aumentos en la temperatura pueden ser documentados.
Este fue un paso inmenso hacia adelante. Pero como la mayoría de las soluciones, tiene sus compromisos. Mientras el técnico "puede pararse" a tomar las imágenes, el equipo necesita ser operando y los paneles abiertos. La cámara no puede ver por un panel. Si un aumento de 10° es visto en la superficie del panel, un objeto detrás del panel podría estar 50° más caliente que el punto menos "caliente". Si hay suficiente espacio aéreo, y otro panel entre la fuente de calor y el panel frontal, es posible que ningún aumento notable de temperatura pueda ser visto. Con los paneles abiertos todavía ponemos al técnico en riesgo.
La Termografía es realizada mejor por un técnico familiarizado con sistemas como el suyo y con experiencia con la cámara de imagen termal utilizada. Las compensaciones correctas necesitan ser establecidas y el lente correcto utilizado para que los datos puedan ser exactos. Una imagen de un área grande no podrá ser captada. Debido a la resolución de la cámara y al hecho de que los diferentes puntos interesantes pueden requerir escenarios diferentes de compensación, imágenes individuales serán necesarias de ciertas áreas de interés. El técnico debe ser diligente para que los datos puedan ser exactos. El uso de un termografista capacitado y experimentado rendirá mejores resultados.
Ya que la termografía puede ser todavía intrusiva y no es gratis, a veces puede ser realizada sólo un par de veces al año. Tenga presente, que las inspecciones infrarrojas deben ser realizadas cuando el sistema está a carga completa o cuando esta "ejercitado" casi al máximo.
Para asegurar que un sistema sea cargado apropiadamente, algunas pruebas son realizadas utilizando bancos externos de carga. Mientras esto es un gasto adicional, los bancos externos de carga ayudarán a asegurar que el sistema eléctrico sea cargado al 40% o más para obtener resultados más significativos a las imágenes térmicas. Los bancos de carga tienen sus propios peligros. El alambrado inexacto de los bancos externos de carga podría causar daño al sistema eléctrico. Desde que la mayoría de los sistemas tienen una alimentación proveniente de un empresa prestadora de servicios, un fracaso mayor en este punto podría afectar al sistema entero. Una acción intrusiva como un cableado en bancos de carga con líneas de cable externo, acopladas con el calor de las cargas, aumenta las probabilidades de una herida personal u otros accidentes imprevistos.
¿Ocurrirá un accidente mientras los bancos de carga son desconectados? ¿Mientras los paneles de destello de arco son reinstalados, o mientras se cierra el panel? ¿Si el sistema fue apagado para cualquiera proceso de limpieza , se volverá a encender correctamente?
Mientras el rendimiento de los resultados termográficos son muy útiles, debido a la naturaleza de la prueba en el escenario de una o dos veces por año, ninguna verdadera recolección de datos de la tendencia son reunidos. Cuando las cargas aumentan durante el año, ¿como responden ciertos componentes eléctricos? ¿Se degrada alguna conexión debido al aumento de la carga? ¿Fue realizado todo el mantenimiento periódico correctamente? ¿Fue realizada la inspección de termografía correctamente? ¿Fue el análisis correcto? Mucho es dejado a la interpretación humana.
Usted no puede estar seguro hasta el año próximo. ..o hasta que ocurra una falla. Si tan solo pudiéramos ver en los paneles sin tener que abrirlos.
La Tercera Generación – Ventanas infrarrojas
La necesidad de tomar imágenes térmicas en el momento oportuno y con la menor cantidad de intrusión ha generado el desarrollo de ventanas infrarrojas. La intención de la ventana infrarroja es de permitir al termografista obtener imágenes térmicas mientras el panel esta cerrado, tan a menudo como sea necesario. Esto disminuye mucho el factor de riesgo a los técnicos, al disminuir la probabilidad que al abrir o cerrar el panel causará problemas con los sistemas. Una vez instalado, pueden disminuir mucho la intrusión del trabajo del termografista.
Las ventanas infrarrojas han recorrido un gran camino y actualmente hay una gran variedad en el mercado. Junto con tantas elecciones, vienen los compromisos. Los tipos de materiales y sus compromisos han sido cubiertos muy bien en artículos pasados, así que esta información particular no será cubierta en este artículo. Pero basado en la naturaleza de este artículo, nosotros discutiremos los puntos culminantes.
La ventana infrarroja debe permitir al termografista tomar la imagen térmica mientras no estén abiertos los paneles. La meta con la selección y la colocación de una ventana infrarroja es que la mayoría del, si no es que todos, los objetivos deben estar disponibles para ser vistos.
La ventana Infrarroja permite una línea de visión, basada en el lente utilizado en la cámara térmica. Las barras colectoras pueden cubrir una a otra, si hay paneles de ventilación de destello de arco adicionales instalados, las barras detrás de estos y las partes del interruptor de circuitos no estarán disponibles para escaneo.
Las ventanas infrarrojas son hechas de materiales diferentes y cada una tiene sus beneficios y compromisos. Cada una tendrá diferentes calificaciones para la transmisión de la señal disponible infrarroja. El Técnico necesitará tener presente esto al tomar las imágenes térmicas año tras año. La compensación correcta necesitará ser configurada en la cámara para cada ventana térmica diferente.
Uno necesita tener presente el UL o calificaciones de seguridad del panel en que la ventana infrarroja es instalada. La adición de una ventana inexacta puede invalidar la calificación de la seguridad del panel. Cerciórese de consultar al fabricante de la ventana, al fabricante del panel, así como la organización que ha aprobado o enlistado el panel.
La Cuarta Generación – Aquí, hoy
Si fuéramos a empezar con una pizarra limpia, ¿qué querríamos realmente? ¿Querría usted aumentar la seguridad al no necesitar abrir un panel y conducir pruebas en vivo para conocer una temperatura? ¿Querría usted especificar el panel de interruptores y paneles eléctricos con la inteligencia para tomarse su propia temperatura? ¿No sería agradable si el equipo nos permitiera saber cuando algo dentro está demasiado caliente? ¿No sería grandioso ver cómo en nuestro equipo ocurrió un acontecimiento substancial en la noche? ¿También no querríamos poder saber con certeza que una vez que todos los paneles se montaron nuevamente después del mantenimiento periódico fue terminado que todo esta bien? ¿No querríamos poder mirar en tiempo real que los datos han sido reunido de los últimos 365 días, y justificar que hay una verdadera razón para extender un mantenimiento periódico, para que no cerremos el sistema innecesariamente? ¿No querríamos saber inmediatamente cómo el sistema eléctrico maneja los últimos aumentos del servidor?
Sabemos por experiencia que los problemas empiezan pequeños. Cuándo los problemas son pequeños, exhibirán un pequeño aumento de temperatura. Mientras el problema crece peor, más dramático es el aumento de la temperatura. Cuando el aumento de la temperatura aumenta, al igual que con una conexión mala, el aumento de la temperatura causas oxidación acelerada, corrosión y acumulación de carbón – dañando aún más la conexión, causando un aumento en la resistencia, que causa un aumento en el calor. El ciclo continúa hasta que experimentemos un incendio o una falla total. Basado en la experiencia práctica, el ciclo sólo puede tomar un mes, o tanto como un año.
Si tenemos suerte, detectaremos el problema dentro del ciclo de termografía establecido, antes que llegue a una reparación más costosa o una falla total. Lo mas importante es, mientras más pronto el problema es marcado, más sencilla, más barata, y más rápida es la reparación. Las conexiones que exhiben un aumento de 30°, debido a la resistencia agregada, apenas registrará una disminución en la corriente. De hecho, en pruebas recientes, una rama de circuitos de 20 amperios que acciona una carga resistiva con un aumento de 50° en una conexión, mostró apenas un cambio de 500ma en la corriente de la carga. Cómo la corriente de la rama actúa cuando las disminuciones del voltaje de la fuente, dependen de la carga.
Usted pensaría naturalmente que si el voltaje de la fuente disminuyó, la corriente disminuiría también. Así que usted quizás piense que una conexión mala dentro del circuito de rama causaría que el voltaje aplicado disminuya algo, entonces una disminución correspondiente en la corriente debe ser advertida.
Pero, esto no sucede con los servidores. La Fuente de Alimentación Conmutada (SMPS) encontrado en el servidor típico tiene una característica negativa de la resistencia. Mientras su entrada de voltaje disminuye, su corriente de entrada aumenta. Debido a la resistencia negativa de un SMPS, cuando ocurre una caída menor de voltaje (dice de una conexión que llega a ser defectuoso) un aumento en la corriente será experimentado. Este cambio leve en la corriente de rama puede ser interpretado fácilmente como el uso adicional del procesador, o bien dentro de lo normal de las fluctuaciones de carga, no la mala "conexión" escondida. Básicamente, monitorear la corriente de la carga es una gran manera de saber si la carga es lo que usted había planeado, pero no es medida para el estado del servicio eléctrico y los componentes que hacen el servicio eléctrico.
Si usted tuvo datos extendidos del último mantenimiento periódico, y si todas las temperaturas en los datos estuvieron bien, no habría razón de cerrar un sistema, y exponer a un técnico para abrir un panel y verificar el torque. ¿Pero cómo podríamos reunir tales datos?
Con el monitoreo termal constante, tales datos de tendencia pueden ser reunidos en tiempo real automáticamente y utilizarse para ahorros fiscales como extender los intervalos periódicos del mantenimiento, monitorear el estado del equipo como aumento de las cargas, reduciendo el tiempo de inactividad imprevisto al optimizar el mantenimiento planificado, dándose cuenta de la capacidad del sistema durante tiempos de crecimiento.
La Solución: Monitoreo termal Constante
La próxima generación está aquí: Las 24 horas del día, 7 días a la semana, 365 días al año de monitoreo termal. Utilizando pequeños sensores infrarrojos así como otros sensores de temperatura, cada equipo crítico puede ser monitoreado en tiempo real.
Tales sistemas pueden utilizar su propio circuito de datos, que prevé un buen respaldo al circuito del sistema estándar de administración de construcción (BMS por sus siglas en ingles; building management system). O, usted puede escoger integrarlo en sistemas actuales de BMS.
Una vez instalado, no hay dependencia en la configuración de una cámara ni a la competencia de un técnico. Los paneles protectores no necesitan ser removidos para verificar en una unidad de datos de protocolo (PDU) o pieza de un interruptor si los cambios en cargas ocurren después de traer nuevas cargas en la línea. Desde que los datos son archivados las 24 horas los 7 días de la semana los 365 días del año, los datos pueden ser revisados para transiciones anormales que indicarían los acontecimientos anormales en el calor o la carga eléctrica de un sistema.
Con el rollo fuera de las hojas de los servidores el aumento de la carga en la rama se refleja también en el equipo de distribución. Los efectos de los requisitos de la energía agregada normalmente no serían notados hasta el próximo ciclo de termografía, y pueden ser demasiado tarde para entonces. El mismo sistema de monitoreo termal constante puede ser utilizado para monitorear y alarmar las islas calientes y frías del anaquel del servidor.
Estas hojas de alta densidad de los servidores no interfieren con la eficiencia de la energía, simplemente ocupan menos espacio. Así que emiten más calor por pie cúbico debido a su densidad, comparado a las viejas y grandes configuraciones del servidor. Mientras "más" servidores son instalados en un anaquel, el resultado es un aumento en el BTU generado (calor disipado) del mismo anaquel y un aumento en la atracción actual del circuito de rama. Así que manteniendo un ojo en estas islas calientes y frías llega a ser tan crítico como los componentes eléctricos (PDU, UPS y Switchgears).
Relativamente nuevo en los EEUU, el monitoreo termal continuo en el switchgear crítico ha sido probado sobre los pasados 5 años vía numerosas instalaciones multinacionales exitosas localizadas en el Reino Unido, utilizando la tecnología patentada infrarroja. Desde que estos pequeños Sensores infrarrojos son no de plástico no conductivos, pasivos, (no requieren energía externa), y con un tiempo malo entre fallas insuperable, pueden ser colocados dentro de paneles críticos sin preocupaciones. Ciertos fabricantes de conmutadores (switchgears) en los EEUU ya trabajan para ofrecer instalaciones del fabricante de origen de este sistema, que proporciona los datos de la tendencia y alarmas independientes de cada sensor.
Las Tarjetas de Adquisición de Datos a las que los sensores son cableados pueden ser montadas ya sea en los gabinetes del equipo o externas al conmutador. Cada tarjeta acepta 8 entradas de sensor, y hay una elección de tarjetas de datos. Un tipo se comunica utilizando un circuito de datos ExerTherm y trabajan con el software de ExerTherm para manejar el sistema, (esto puede proporcionar también el estado de bandera de alarma a sistemas existentes por los contactos secos suministrados). Otro tipo de tarjeta comunica directamente al Modbus y otros protocolos claves (ejemplo Profibus), utilizando el cableado existente del bus, y proporcionando control de supervisión y compatibilidad del sistema de adquisición de datos (SCADA por sus siglas en ingles). El sistema también puede ofrecer acceso a Internet vía conexión Ethernet, e inclusive combinado con la última tecnología de transferencia de datos para proporcionar un monitoreo continuo del equipo crítico en ubicaciones remotas. El sistema puede ser adaptado durante un cierre programado, instalado durante una nueva construcción, y puede expandirse como sea requerido en ambos casos. La expansión fácil permite la instalación progresiva en los sitios críticos que sólo tienen cierres parciales del sistema.
Los sistemas de montaje disponibles ofrecen una opción flexible que comprende todo el material no conductivo de alta temperatura. Ya que los sensores infrarrojos son totalmente pasivos y no requieren tendencia a favor del voltaje ni de la corriente, nunca requieren ser recalibrados.
En equipo eléctrico, las conexiones, y los componentes (todo conocido como un objetivo) es más importante saber que un "aumento" de temperatura esta ocurriendo. El "aumento de la temperatura" es el efecto de las pérdidas dentro del "objetivo". Para una conexión, las pérdidas son un resultado de la resistencia en la conexión. Como se discutió previamente, a mayor resistencia del contacto, más altas las pérdidas, así que mas alto aumenta la temperatura.
Así, en imagen térmica, el método aceptado de la medida de la temperatura para el equipo eléctrico es Delta T ( ΔT), es decir el aumento encima del ambiente (la temperatura del aire circundante), del objetivo del equipo para ser medido. Los sensores IR de ExerTherm emplean exactamente el mismo método.
No Solo para Centros de Datos
Aunque los centros de datos fueran utilizados como el ejemplo primario en donde el monitoreo termal constante es utilizado, ExerTherm tiene muchas más aplicaciones que el monitoreo del sistema eléctrico, sistemas de HVAC y temperatura de un centro de datos. Cualquier instalación o planta industrial que esta enfocada en lograr un tiempo productivo mayor y obtener el máximo rendimiento de su mantenimiento planificado puede beneficiarse de esta tecnología.
Monitorear la distribución eléctrica del equipo para plantas de manufactura no sólo llevará al máximo el tiempo productivo, sino también llevará al máximo la seguridad y aminorarán el daño. Muchas de las grandes plantas de manufactura utilizan mucha más energía que un centro de datos. Esta energía potencial que podría ser liberada durante un destello de arco o una falla puede dañar no sólo el equipo eléctrico de distribución, sino también maquinaria robótica e industrial muy costosa, sin mencionar si alguien sale herido que pudiera estar en el área.
Hay muchas aplicaciones dentro de la maquinaria industrial. En la tasa alta del ciclo y/o maquinara cercana a la tolerancia, el desgaste menor de cojinete puede aumentar la tasa del rechazo. Los cojinetes que empiezan a desgastarse exhibirán un aumento en su temperatura operacional. Si pasa desapercibido, la pérdida de tolerancia crítica causará los rechazos, y finalmente una falla catastrófica en la máquina. Esta falla llevará a una reparación más costosa y un tiempo de inactividad mas prolongado. Lo mismo puede ser dicho para motores, conmutadores y bombas. Así que esta tecnología puede ser aplicada literalmente a la mayoría de las plantas de procesamiento/manufactura a grandes escalas y flotas de envío.
Una gran compañía de cruceros ha desplegado ExerTherm en sus naves modernas. Estas ciudades flotantes en el agua no sólo generan y distribuyen la energía para su pequeña ciudad, sino también para su propulsión eléctrica. La pérdida o el daño del equipo eléctrico o de los componentes impulsores son mucho más que apenas un imprevisto de tiempo inactivo para esta industria. Como los centros de datos y manufacturas a grandes escalas, la consecuencia no sólo serán los costos adicionales, sino también una pérdida significativa de las utilidades. El monitoreo termal continuo ofrece una solución que mitiga substancialmente ese riesgo.
Conclusión
El poder para monitorear cualquier componente de unión o dispositivo eléctrico está ahora disponible. No sólo para monitorearlo, sino para registrar también su perfil con el tiempo, que nos da un nivel de información que nunca habíamos tenido.
Ahora podemos saber lo que ocurrió en el pasado, lo que sucede hoy y predecir lo que sucederá en el futuro. Finalmente darnos el poder para un Mantenimiento Predictivo verdadero. Así, quizá esa misión de ningún Tiempo de inactividad Imprevisto se logre a fin de cuentas.
Bob Kern cuenta con mas de 25 años en el diseño de productos y servicio en conversiones de energía y control de equipos. Bob es el Gerente de Productos de Exertherm en Power Service Concepts, Inc. Puede ser contactado al 631-736-0593 o bkern@psc-exertherm.com
Ross Kennedy graduada en Estudios Empresariales en 1970. Varios puestos gerenciales con responsabilidad Internacional en siguieron con Reed International, Unilever, Turner & Newall, así como en las mejores cadenas de tiendas al menudeo del reino Unido. QHi Group fue fundado en 1988, inicialmente como una consultoría, pero se expandieron subsiguientemente en un proveedor de soluciones innovadoras de tecnología en diversas industrias incluyendo ferrocarriles, Procesos de Manufactura, Mantenimiento Predictivo, telemetría inalámbrica y Construccion de Sistemas Integrales. Ross puede ser contactada al +44 (0)1582 461123 o ross@qhigroup.com