Biblioteca | Terminología Técnica

NTSyCS

CDEC

Coordinado

Disponibilidad

Datos de Retorno

Protocolos

SCADA

HMI

OPC

PLC

RFID

PMU

WAMS

BigData

Mantenimiento

Soporte

NTSyCS

¿Qué es la NTSyCS?

La Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS) es el conjunto de exigencias mínimas de Seguridad y Calidad de Servicio asociadas al diseño de las instalaciones y a la coordinación de la operación de los sistemas eléctricos que operan interconectados, según lo establece la Ley General de Servicios Eléctricos y en su reglamentación vigente.



Objetivo de la NTSyCS

El objetivo de la NTSyCS es establecer una serie de exigencias que garanticen el correcto funcionamiento del Sistema Interconectado (SI) nacional, de tal forma que ante una contingencia que desequilibre la relación existente entre la generación y el consumo de la energía eléctrica, los Esquemas de Desconexión Automática de Carga (EDAC) o Generación (EDAG) reestablezcan dicho equilibrio y aseguren el normal funcionamiento del SI.

Actualmente, existen en el SIC esquemas de desprendimiento de carga por baja frecuencia en la zona central (Chilectra y V Región), que fueron concebidos con un criterio de aislamiento local ante contingencias críticas para el SIC. Sin embargo, el aumento de la demanda local tornó ineficientes dichos esquemas, siendo sólo el EDAC de Chilectra el que se adecuó para contribuir a evitar los severos decaimientos de frecuencia que podrían conducir a un eventual colapso global del sistema como consecuencia de un aumento explosivo de la demanda en este punto del sistema o una pérdida de potencia generada. Esta situación, junto a estudios posteriores, determinaron los montos de desprendimiento de carga en función del valor absoluto y gradiente de frecuencia en el momento del evento en cuestión.

En el caso del CDEC-SIC, se estableció que el EDAC operaría con una lógica de 6 escalones, de los cuales el 2°, 4°, 5° y 6° actuarían por valor absoluto de frecuencia y los escalones 1° y 3° por valor absoluto y gradiente de frecuencia. Por otra parte, en el caso del CDEC-SING dicho EDAC se compondría de 8 escalones que actuarían sólo por valor absoluto de frecuencia.



Sistema de Información en Tiempo Real

Si para muchos el primer requerimiento de la NTSyCS es el EDAC, indudablemente el segundo lo compone el Sistema de Información en Tiempo Real (SITR). En términos generales, el SITR se basa en la instalación de equipos encargados de realizar el monitoreo dinámico del sistema de potencia, a través de la adquisición en tiempo real de variables relevantes del SI que permitan detectar la ocurrencia de perturbaciones en el sistema y cambios del estado operativo.

Las principales características del Sistema de Información en Tiempo Real son las siguientes:

• Protocolos de comunicación definidos.
• Características de disponibilidad de los enlaces.
• Estampa de tiempo.
• Frecuencia de muestreo y periodicidad de datos definidos.
• Selección y agrupamientos de alarmas.

Posterior a la NTSyCS, cada CDEC emitió los Procedimientos DO, en los cuales, en términos generales, se enumeró el tipo de variables que cada abonado al SI debería enviar a través del SITR, dependiendo del tipo de instalación en cuestión. De esta forma, cada empresa puede hacer una estimación de la envergadura del proyecto y los costos asociados al mismo.

CDEC

Centro de Despacho Económico de Carga

Son organismos creados por ley, que regulan el funcionamiento coordinado de las centrales generadoras, líneas de transmisión troncal; subtransmisión y adicionales; subestaciones eléctricas, incluidas las subestaciones primarias de distribución y barras de consumo de usuarios no sometidos a regulación de precios abastecidos directamente desde instalaciones de un sistema de transmisión; que funcionan interconectadas en el correspondiente sistema eléctrico.

Coordinado

¿Qué es un Coordinado?

A efectos de la aplicación de la NT, se entenderá por Coordinado a quien explote a cualquier título instalaciones que se encuentren interconectadas, sean éstas:

a) Centrales generadoras.
b) Líneas de transmisión a nivel troncal, subtransmisión o adicionales.
c) Enlaces HVDC.
d) Líneas de interconexión entre sistemas interconectados.
e) Equipos de compensación de energía reactiva.
f) Equipos de compensación de energía activa.
g) Subestaciones, incluidas las Subestaciones Primarias de Distribución.
h) Barras de Consumo de Clientes Libres alimentados directamente desde el ST o a través de alimentadores de uso exclusivo desde barras de media tensión de Subestaciones Primarias de Distribución.
i) Instalaciones de Empresas de Distribución.

Medición de Disponibilidad

De acuerdo con la NTSyCS CDEC publica año a año un informe detallado indicando la Medición de Disponibilidad de la información de cada Coordinado, en una ventana móvil de 12 meses e incluyendo en la medición a los canales de comunicación de datos. El resultado de esta medición debe ser mayor o igual a 99,5%.

Datos de Retorno

Son aquellos datos que se pueden obtener desde CDEC hacia las instalaciones de los Coordinados, permitiendo así que el Coordinado también pueda acceder a toda la información que actualmente supervisa el Centro de Despacho Económico de Carga correspondiente a su zona.

Protocolos

Un protocolo de comunicación es un conjunto de reglas que permiten la transferecia e intercambio de datos entre los distintos dispositivos que conforman la red, estos elementos pueden ser PLC's, variadores de frecuencia, sensores, RTU's, etc. Entre los protoclos más comunes encontramos: Profibus, Modbus, DNP3, etc.



Protocolo DNP3

DNP3 (Distributed Network Protocol, en su versión 3) es un protocolo industrial para comunicaciones entre equipos inteligentes (IED) y estaciones controladoras, componentes de sistemas SCADA. Es un protocolo ampliamente utilizado en el sector eléctrico, de gran difusión en Estados Unidos y Canadá, y menor presencia en Europa donde el uso de alternativas como IEC-60870 101 e IEC-60870 104 gozan de mayor popularidad. También se puede encontrar en otros campos (agua, gas, entre otros tipos de empresas de servicio).

El protocolo DNP3.0 fue diseñado para establecer comunicaciones fiables en medios y entornos desfavorables a los cuales los equipos de automatización del sector eléctrico suelen estar sometidos. Se diseñó para superar las distorsiones que la inducción electromagnética produce en las comunicaciones, la antigüedad de los componentes, y medios de transmisión poco potentes.



Protocolo ICCP – TASE2

El Inter- Control Center Communications Protocol (ICCP) es un protocolo que fue desarrollado bajo el auspicio del Electric Power Research Institute (EPRI). Los enlaces ICCP constituyen un mecanismo para el intercambio de todo tipo de señales: analógicas, acumuladores, comandos, etc., entre dos centros de control en tiempo real.

El ICCP esta basado en los conceptos de cliente – servidor, dado que, todo intercambio de datos tiene su origen en la solicitud de uno de los centros de control (cliente) a otro centro de control que posee y administra esos datos (servidor).

El intercambio de información en tiempo real entre los centros de control se ha vuelto muy crítico, ya que permite la operación de los sistemas eléctricos interconectados. La capacidad de intercambiar la información de los sistemas eléctricos de potencia entre las diferentes áreas de control provee la visibilidad suficiente para la detección de contingencias y el reestablecimiento de las condiciones normales de operación del sistema de potencia.

¿Cómo nació?
El ICCP surgió debido a la necesidad de las organizaciones encargadas de la administración de la energía eléctrica de disponer de un protocolo estándar a nivel internacional para el intercambio de información en tiempo real.

Los sistemas computacionales utilizados por los operadores de los sistemas eléctricos de potencia, para la adquisición de datos, ejecución del control y análisis de seguridad, son los denominados SCADA/EMS (Supervisory Control and Data Acquisition /Energy Management Systems) y los sistemas de control utilizados por las empresas de generación son los denominados GMS (Generation Management System). Consecuentemente, los enlaces ICCP tienen su aplicación directa en el intercambio de información en tiempo real entre estos distintos centros de control en los niveles: regional, nacional e internacional.



Protocolo IEC 101

El protocolo IEC 101 (IEC 60870-5-101) es una norma internacional para la monitorización de los sistemas de energía, sistemas de control y sus comunicaciones asociadas. Es totalmente compatible con las normas IEC 60870-5-1 y IEC 60870-5-5 y su uso estándar es en serie y asíncrono para el telecontrol de canales entre DTE y DCE. El estándar es adecuado para múltiples configuraciones como la de punto a punto, estrella, multidropped, etc.



Protocolo IEC-104

El protocolo IEC 104 (IEC 60870-5-104) es una extensión del protocolo IEC 101 con cambios en los servicios de la capa de transporte, de la capa de red, de la capa de enlace y de la capa física para satisfacer la totalidad de accesos a la red. El estándar utiliza la interfaz de red TCP/IP para disponer de conectividad a la red LAN (Red de Área Local) con diferentes routers de instalación (RDSI, X.25, Frame relay, etc.) también se puede usar para conectarse a la WAN (Wide Área Network). La capa de aplicación IEC 104 se conserva igual a la de IEC 101 con algunos de los tipos de datos y los servicios no utilizados. Existen dos capas de enlace definidas en la norma, que son adecuadas para la transferencia de datos a través de Ethernet o una línea serie (PPP – Point-to-Point Protocol).

Generalmente para los sistemas de energía se utiliza el protocolo IEC 104 para el centro telecontrol y el protocolo IEC 101 para la interacción con las remotas de campo.



Protocolo Modbus

Modbus es un protocolo de comunicaciones situado en el nivel 7 del Modelo OSI, basado en la arquitectura maestro/esclavo o cliente/servidor, diseñado en 1979 por Modicon para su gama de controladores lógicos programables (PLCs). Convertido en un protocolo de comunicaciones estándar en la industria, gozando de mayor disponibilidad para la conexión de dispositivos electrónicos industriales. Las razones por las cuales el uso de Modbus es superior a otros protocolos de comunicaciones son:

• Es público.
• Su implementación es fácil y requiere poco desarrollo.
• Maneja bloques de datos sin suponer restricciones.

Modbus permite el control de una red de dispositivos, por ejemplo un sistema de medida de temperatura y humedad, para comunicar los resultados a un ordenador. Modbus también se usa para la conexión de un ordenador de supervisión con una unidad remota (RTU) en sistemas de supervisión y adquisición de datos (SCADA). Existen versiones del protocolo Modbus para puerto serie y ethernet (Modbus/TCP).



Protocolo Profibus

Profibus (Process Field Bus) Se trata de una red abierta, estándar e independiente de cualquier fabricante, que cuenta con varios perfiles y se adapta a las condiciones de las aplicaciones de automatización industrial.

Fue desarrollada en el año 1987 por las empresas alemanas Bosch, Klöckner Möller y Siemens. En el año 1989 la adoptó la norma alemana DIN19245 y fue confirmada como norma europea en el año 1996 como EN50170. En el año 2002 se actualizaron las normas antes mencionadas incluyendo la versión para Ethernet llamada Profinet.

Las características principales radican en su velocidad, que oscila entre los 9600 a 12000 Mbit/s, siendo el número máximo de estaciones de 127 (32 sin utilizar repetidores) y trabaja para distancias de 1200 metros para 93.75 KBaudios y 200 metros para 500 KBaudios.

Las estaciones pueden ser activas (maestros) o pasivas (esclavos). Conexiones de tipo bidireccionales, multicast o broadcast.



Protocolo C37.118

El C37.118 (Protocolo de sincrofasor ) es el estándar IEEE para el uso de sincrofasores en sistemas de potencia. Cada bloque C37.118 puede manejar 128 entradas fasoriales ( 128 magnitud y ángulo de 128 ), 128 entradas analógicas , y 128 entradas digitales ( 16 canales por entrada).

SCADA

Rápidos cambios en la industria productiva

Impulsados por los competitivos niveles de productividad, eficiencia y calidad de servicio que exige el mercado en la actualidad, requieren de una constante innovación a la hora de resolver la automatización de líneas de proceso, lo cual puede significar difíciles desafíos.

SCADA proviene de las siglas “Supervisory Control And Data Adquisition” (Control de Supervisión y Adquisición de Datos): Es un sistema basado en computadores que permite supervisar y controlar variables de proceso a distancia, proporcionando comunicación con los dispositivos de campo (controladores autónomos) y controlando el proceso de forma automática por medio de un software especializado. También provee de toda la información que se genera en el proceso productivo a diversos usuarios, tanto del mismo nivel como de otros usuarios supervisores dentro de la empresa (supervisión, control calidad, control de producción, almacenamiento de datos, etc.).



ScadaVirtual

Es un sistema completo de SCADA y software HMI para aplicaciones productivas. SCADAVirtual incluye tendencias, alarmas, historicos, reportes. Ideal para visualización y control en tiempo real de su proceso desde cualquier lugar sólo con una conexión a internet.



HMI

Las interfaces básicas de usuario son aquellas que incluyen elementos como menús, ventanas, entre otros, y en general, todos aquellos canales por los cuales se permite la comunicación entre el ser humano y la computadora.

HMI

Human Machine Interface (HMI)

Las interfaces básicas de usuario son aquellas que incluyen elementos como menús, ventanas, entre otros, y en general, todos aquellos canales por los cuales se permite la comunicación entre el ser humano y la computadora. Las HMI son aplicable a sistemas de Automatización de Procesos.

OPC

OLE for Process Control

OPC es un estándar de comunicación en el campo del control y supervisión de procesos industriales, basado en una tecnología Microsoft, que ofrece una interface común para comunicación que permite a los componentes individuales del software interaccionar y compartir datos. La comunicación OPC se realiza a través de una arquitectura Cliente-Servidor. El servidor OPC es la fuente de datos (como un dispositivo hardware a nivel de planta) y cualquier aplicación basada en OPC puede acceder a dicho servidor para leer/escribir cualquier variable que ofrezca el servidor. Es una solución abierta y flexible al clásico problema de los drivers propietarios. Prácticamente todos los mayores fabricantes de sistemas de control, instrumentacion y de procesos han incluido OPC en sus productos.



Ventajas

• Los fabricantes de hardware sólo tienen que hacer un conjunto de componentes de programa para que los clientes los utilicen en sus aplicaciones.
• Los fabricantes de software no tienen que adaptar los drivers ante cambios de hardware.

PLC

Integración de PLC

Las organizaciones modernas requieren del acceso instantáneo y en tiempo real de la información, independientemente si se encuentran en fábrica, en la oficina o en cualquier país. La implantación de formas eficaces de acceder a la información, analizarla y utilizarla, es una manera de lograr ventajas competitivas con el objetivo de incrementar la productividad, reducir sus costos y mejorar la respuesta a sus clientes.

Es evidente, que la industria de hoy tiende a utilizar la tecnología orientada a la optimización de los procesos y recursos con un personal capacitado para nuevos retos.

La integración de sistemas Scada puede involucrar la incorporación de equipos de comunicación que manejen diversos protocolos, Gateways, HMIs, herramientas de ingeniería, UR (relay universal) multiprotocolos, IEDs, PLC y equipos RTU’s que conforman los sistemas de la automatización de las distintas empresas, los cuales además se pueden interconectar directamente con los sistemas SCADA y EMS que incorporan los GUIs (interfaces gráficas de usuario) para mando local y remoto, de tal forma de permitir el desarrollo de la aplicación, la conectividad y acceso a la base de datos de la Empresa.



Funciones

Para que un PLC logre cumplir con su función de controlar, es necesario programarlo con cierta información acerca de los procesos que se quieren secuenciar. Esta información es recibida por captadores, que gracias al programa lógico interno, logran implementarla a través de los accionadores de la instalación. Es decir, a través de los dispositivos de entradas, formados por los sensores (transductores de entradas) se logran captar los estímulos del exterior que son procesados por la lógica digital programada para tal secuencia de proceso que a su vez envía respuestas a través de los dispositivos de salidas (transductores de salidas, llamados actuadores). Un PLC es un equipo comúnmente utilizado en maquinarias industriales de fabricación de plástico, en máquinas de embalajes, en automóviles, entre otras; en fin, son posibles de encontrar en todas aquellas maquinarias que necesitan controlar procesos secuenciales, así como también, en aquellas que realizan maniobras de instalación, señalización y control.

Dentro de las funciones que un PLC puede cumplir se encuentran operaciones como las de detección y de mando, en las que se elaboran y envían datos de acción a los preaccionadores y accionadores. Además cumplen la importante función de programación, pudiendo introducir, crear y modificar las aplicaciones del programa.



Ventajas

Dentro de las ventajas que estos equipos poseen se encuentra que, gracias a ellos, es posible ahorrar tiempo en la elaboración de proyectos, pudiendo realizar modificaciones sin costos adicionales. Por otra parte, son de tamaño reducido y mantenimiento de bajo costo; además permiten ahorrar dinero en mano de obra y la posibilidad de controlar más de una máquina con el mismo equipo.



Dispositivo electrónico

• Programable por el usuario.
• Destinado a gobernar máquinas o procesos lógicos y/o secuenciales que inicialmente surgen para implementar funciones lógicas.



Funciones del PLC

• Reemplazar la lógica de relés para el comando de – motores, máquinas.
• Reemplazar temporizadores y contadores electromecánicos.
• Controles sencillos de LA y/o LC.
• Interface computador/proceso.
• Control y comando de tareas repetitivas o peligrosas.
• Detección de fallas y manejo de alarmas.
• Regulación de aparatos remotos.

Trazabilidad RFID

¿Qué es un sistema de trazabilidad RFID?

Básicamente un sistema de trazabilidad debe permitir establecer cada una de las etapas de un determinado proceso, sea este un proceso productivo o de gestión. Cada una de las etapas de un proceso debe estar claramente identificada con elementos objetivos de medición y estas mediciones deben permitir establecer sin duda alguna la pertenencia a una determina etapa dentro del proceso. Por ejemplo, un proceso productivo comienza normalmente en una etapa de acopio de materias primas y termina normalmente en una etapa de producto terminado, las cuales son claramente diferenciables.

En un proceso de trazabilidad con RFID, lo que se persigue es la identificación de la etapa en la que se encuentra un determinado objeto, persona o bien material, en forma automática de tal forma que se reduzcan considerablemente las labores manuales de “Observación y Registro de Información”, evitando con esto errores, retrasos y pérdida de información.

Hoy en día, los requerimientos de las legislaciones sobre trazabilidad, las falsificaciones y la seguridad al consumidor final, hacen que la trazabilidad cobre una importancia vital dentro de nuestro sistema económico. Una mala gestión de la trazabilidad de los productos puede llegar a una exclusión del mercado sin paliativos.



Propósito

Ir dejando huellas y registrarlas, este es el propósito de la trazabilidad para cualquier producto, articulo, agrupaciones de artículos, pallets e incluso de seres vivos.

Tan fácil como lo hemos dicho y tan difícil de llevarlo a la practica. La trazabilidad requiere que profundicemos en sus dos aspectos generales, donde se agrupan todas las demás:

• El aspecto material, de sensores y captación de datos y señales. Aquí cabe todo el desarrollo tecnológico para estudiar donde se deben aplicar los sensores al articulo y como se capta su señal en movimiento.
• El aspecto de la gestión (no material) de los datos capturados. Aquí es donde se trataran informáticamente los registros recibidos, se tomaran decisiones sobre ellos y se actualizaran las bases de datos.

PMU

Unidad de Medición Fasorial

Las unidades PMU (Unidad de Medición Fasorial) son dispositivos electrónicos inteligentes (IED) muy avanzados. Además de medir los valores de frecuencia, tensión e intensidad, la sincronización con GPS les permite medir directamente los desfases de la tensión entre subestaciones equipadas con PMU, lo que permite una rápida evaluación del estado de todo el sistema. Una PMU como su nombre lo indica, realiza una medición fasorial de las ondas senoidales de corriente y voltaje, dando como resultado de esta medición un fasor ,es decir, un número complejo que representa la magnitud y la fase de la onda senoidal en un instante de tiempo, esta medición es realizada con una periodicidad en el orden de los microsegundos.

Todas las PMU’s tienen un reloj proveniente de una señal GPS, garantizando que la medida se realice en todos los puntos del sistema de potencia en un mismo instante; el reloj interno de la PMU se sincroniza cada segundo con el reloj satelital garantizando así sincronización. Dependiendo de los tiempos de muestreo de la WAMS se toman un número determinado de muestras por segundo, así cuando el reloj da la señal se toma la magnitud de la variable medida y su desfase con respecto a una señal coseno de referencia que en el instante de la medida está pasando por su valor máximo equivalente a un ángulo de 90 grados.

WAMS

Aspectos técnicos de una WAMS

El crecimiento de los Sistemas de Potencia (S.P.) y su dinamismo se convierte en un reto día a día para que el operador de red pueda brindar una operación segura y confiable del sistema. Teniendo que contar con herramientas que le permitan visualizar y controlar el estado del sistema eléctrico con velocidades altas y datos precisos. Actualmente el monitoreo del S.P. se realiza por medio del sistema SCADA (Supervisión, Control y Adquisición de Datos), permitiendo efectuar una estimación del estado por medio de cálculos matemáticos.

Las nuevas tecnologías de monitoreo de la red posibilitan una visión dinámica del S.P. teniendo como principal elemento de medida las unidades de medición fasorial (PMU), generando medidas sincronizadas, con tiempos de muestreo superiores a los obtenidos actualmente con el sistema SCADA.

Un factor importante en la medición fasorial es la sincronización satelital que se realiza entre todas las unidades instaladas en el sistema, como resultado de esta sincronización se obtienen “sincrofasores” (medidas fasoriales del sistema eléctrico en un mismo instante de tiempo). Lo cual permite evaluar el sistema en tiempo real, dando al operador del sistema herramientas que le permitan tomar decisiones más oportunas y acordes con los eventos que se presenten.

BigData

¿Qué es Big Data?

Se define como el conjunto de herramientas informáticas destinadas a la manipulación, gestión y análisis de grandes volúmenes de datos de todo tipo los cuales no pueden ser gestionados por las herramientas informáticas tradicionales. Big Data es un término de origen inglés cuya traducción equivale a "Datos masivos", la tecnología big data tiene por objetivo analizar datos e información de manera inteligente que ayuden a una correcta toma de decisión.

El objetivo fundamental del Big Data es dotar de una infraestructura tecnológica a las empresas y organizaciones con la finalidad de poder almacenar, tratar y analizar de manera económica, rápida y flexible la gran cantidad de datos que se generan diariamente, para ello es necesario el desarrollo y la implantación tanto de hardware como de software específicos que gestionen esta explosión de datos con el objetivo de extraer valor para obtener información útil para nuestros objetivos o negocios.

Mantenimiento

La labor del departamento de mantenimiento, está relacionada muy estrechamente en la prevención de accidentes y lesiones en el trabajador, ya que tiene la responsabilidad de mantener en buenas condiciones la maquinaria, herramienta y equipo de trabajo, lo cual permite un mejor desenvolvimiento y seguridad, evitando en parte riesgos en el área laboral.



Funciones

• Optimización de la disponibilidad del equipo productivo.
• Disminución de los costos de mantenimiento.
• Optimización de los recursos humanos.
• Maximización de la vida de la máquina.



Ventajas

Dentro de las ventajas que estos equipos poseen se encuentra que, gracias a ellos, es posible ahorrar tiempo en la elaboración de proyectos, pudiendo realizar modificaciones sin costos adicionales. Por otra parte, son de tamaño reducido y mantenimiento de bajo costo; además permiten ahorrar dinero en mano de obra y la posibilidad de controlar más de una máquina con el mismo equipo.



¿Porqué hacer mantenimiento?

Porque el mantenimiento representa una inversión que a mediano y largo plazo acarreará ganancias no sólo para el empresario a quien esta inversión se le revertirá en mejoras en su producción, sino también el ahorro que representa tener trabajadores sanos e índices de accidentalidad bajos.

El Mantenimiento Eléctrico es el conjunto de acciones oportunas, continuas y permanentes dirigidas a prever y asegurar el funcionamiento normal, la eficiencia y la buena apariencia de equipos eléctricos. Es de conocimiento general que hoy en día, el mantenimiento eléctrico es necesario para muchos aspectos en la vida diaria, de una forma u otra, ya sea en plantas generadoras, transmisoras, distribuidoras, talleres, fábricas u oficinas etc. Esto nos lleva a la conclusión de que el mantenimiento eléctrico debe ser continuo.



Mantenimiento Preventivo

El mantenimiento preventivo ayuda a evitar o mitigar las posibles consecuencias las fallas en los equipos/sistemas, logrando prevenir las incidencias antes de que estas ocurran. Las tareas de mantenimiento preventivo incluyen acciones como cambio de piezas, limpiezas físicas y lógicas, upgrade de sistemas, etc.



Mantenimiento Correctivo

El mantenimiento correctivo se realiza luego que ocurra una falla en el equipo/sistema que por su naturaleza no pueden planificarse en el tiempo, presenta costos por reparación y repuestos no presupuestadas, pues implica (o no) el cambio de hardware/software del sistema.




Mantenimiento Eléctrico

Permite detectar fallas que comienzan a gestarse y que pueden producir en el futuro cercano o a mediano plazo una parada de una planta y/o un siniestro efectando personas e instalaciones. Esto permite la reducción de los tiempos de parada al minimizar la probabilidad de salidas de servicio imprevistas y/o no programadas, gracias a su aporte a la planificacion de las reparaciones y del mantenimiento. Los beneficios de reducción de costos incluyen ahorros de energía, protección de los equipos, velocidad de inspección y diagnóstico, verificación rápida y sencilla de la reparación.



Objetivos

• Reducir las paradas imprevistas de los diferentes equipos.
• Lograr que los equipos funcionen ininterrumpidamente y con eficiencia.
• Llevar a cabo una inspección sistemática de todas las instalaciones, con intervalos de control para detectar oportunamente cualquier desgaste o rotura.
• Mantener permanentemente los equipos e instalaciones en su mejor estado para evitar los tiempos de parada que aumentan los costos.
• Efectuar las reparaciones de emergencia lo más pronto posible.
• Prolongar la vida útil de los equipos e instalaciones al máximo.
• Conservar los bienes productivos en condiciones seguras y preestablecidas de operación.
• Gestionar el mantenimiento para que incluya todos los aspectos relativos dirigidos al departamento de Mantenimiento Eléctrico.
• Definir políticas de mantenimiento de calidad y seguridad.
• Clasificar los equipos en función de su importancia y qué modelo de mantenimiento debe ser aplicable a cada equipo.




Mantenimiento Industrial

Es la conservación de la maquinaria y equipo con el fin de maximizar su disponibilidad. Esta área se ha perfilado tanto que hoy en día ocupa un lugar importante en la estructura de la organización e inclusive es una de las áreas primordiales para mantener y mejorar la productividad.

Así como el departamento de mantenimiento ha mejorado, la gente que lo lleva a cabo también ha sufrido cambios y han pasado de ser técnicos multiusos a especialistas que conocen perfectamente su área de trabajo.

Actualmente el mantenimiento industrial tiene un gran auge, y además involucra no sólo al personal de mantenimiento sino también a toda la organización como es el nuevo concepto de mantenimiento productivo total, el que permite llevar a cabo un mantenimiento productivo a través de las actividades de pequeños grupos involucrando a todos los niveles de la estructura organizacional de la empresa o Institución.

Soporte

Soporte 24x7

El soporte 24x7 considera la asistencia telefónica, remota ó presencial las 24 horas del días, los 7 días de las semana durante los 365 días del año sin excepción. Ideal para aquellos procesos/sistemas criticos de alta disponibilidad que necesitan atención inmediata ante fallas.



Help Desk

Help Desk ó Mesa de Ayuda es un recurso destinado a proporcionar al cliente o usuario final información relacionada con productos y servicios relacionados a los servicios, solucionar problemas o simplemente orientar a los usuarios en diversos tópicos relacionados con productos y/o servicios. El servicio de Help Desk suele operar mediante diversos canales de comunicación, sean estos: teléfono, página web, mensajería instantánea ó correo electrónico.

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