Seis SigmaSeis Sigmaσ6σ6

Laguna Verde, Veracruz

22 DE NOVIEMBRE DE 2004

Seis SigmaSeis Sigmaσ6σ6

“Cualquiera que se remonte “Cualquiera que se remonte a la edad de piedra se podrá a la edad de piedra se podrá percatar que para cazar un percatar que para cazar un mamut, los hombres se mamut, los hombres se tenían que poner de acuerdo tenían que poner de acuerdo y trabajar en equipo con el y trabajar en equipo con el fin de poder regresar con la fin de poder regresar con la cena para la familia. Las cena para la familia. Las cosas básicas no han cosas básicas no han cambiado tanto desde la cambiado tanto desde la época de los picapiedra”.época de los picapiedra”.

1er. Paso1er. Paso El proceso Seis Sigma comienza con la sensibilización de los ejecutivos para llegar a un entendimiento común del enfoque Seis Sigma y para comprender los métodos que permitirán a la compañía alcanzar niveles de Calidad hasta entonces insospechados

2do. Paso2do. Paso consiste en la selección de los empleados. Profesionales con capacidad y responsabilidad en sus áreas o funciones que van a ser los responsables de liderar los proyectos de mejora. Si se pretenden resultados significativos, es importante tomar conciencia de que habrá que dedicar una parte importante de su tiempo a los proyectos. Seis sigma implica una nueva cultura de trabajo.

El método Seis Sigma, conocido como DMAIC,consiste en la aplicación, proyecto a proyecto, de un proceso estructurado en cinco fases.

En la fase de definición se identifican los posibles proyectos Seis Sigma, que deben ser evaluados por la alta dirección. Una vez seleccionado el proyecto se escoge el equipo más adecuado capaz de asumir el compromiso que implica trabajar en seis sigma. Para lograr la definición del proyecto, se deberán contestar las siguientes preguntas

¿Quién? ¿Qué? ¿Cuándo? ¿Dónde? ¿Por qué? ¿Cuánto?

D IM A C

La fase de medición consiste en la caracterización del proceso identificando los requisitos clave de los clientes, las características clave del producto (o variables del resultado) y los parámetros (variables de entrada) que afectan al funcionamiento del proceso. En esta fase se define el sistema de medida y se mide la capacidad del proceso.

Las herramientas utilizadas en esta fase son:

• Mapeo de proceso

• Diagrama Causa y Efecto (Ishikawa)

• Matriz Causa-efecto

• Análisis Gauge R&R

• Análisis de la capacidad de la línea base y RTY (Rendimiento)

• AMEF

D IM A C

En la tercera fase, análisis, el equipo analiza los datos de resultados actuales e históricos. Se desarrollan y comprueban hipótesis sobre posibles relaciones causa-efecto utilizando las herramientas estadísticas pertinentes. De esta forma el equipo confirma las variables clave de entrada que afectan a las variables de respuesta del proceso.

Herramientas:

• Análisis Multi-Variable

• ANOVA (Análisis de Varianza)

• Prueba de Hipótesis

• Estudios de Correlación y Regresión

D IM A C

En la fase de Improvement – Incremento o mejora. El equipo trata de determinar la relación causa-efecto (relación matemática entre las variables de entrada y la variable de respuesta que interese) para predecir, mejorar y optimizar el funcionamiento del proceso.

Herramientas

• DOE (Diseño de Experimentos)

• Obtención de Y = f(x)

• Revisión de la configuración del proceso

D IM A C

La última fase, control, consiste en diseñar y documentar los controles necesarios para asegurar que lo conseguido mediante elproyecto Seis Sigma se mantenga una vez que se hayan implantado los cambios. Cuando se han logrado los objetivos y la misión se dé por finalizada, el black belt entrega al líder del proyecto para que conjuntamente con el equipo hagan de este proyecto un sistema permanente de aseguramiento de calidad.

Herramientas:

• SPC- Gráficas para toda ocasión

• Plan de reporte de métricos

• Transición de entrega al dueño del proceso, quién será el responsable del control subsecuente

D IM A C

Reconocemos que la excelencia es un hábito,

No un evento aisladoNo un evento aislado

Laguna Verde Rumbo a la Excelencia

Julio, 2006

Introducción a la Metodología Seis Sigma en la Central Laguna Verde

Sistema de Control de espesor en TuberíasSistema NSW de la U-1

Introducción a la Metodología Seis Sigma en la Introducción a la Metodología Seis Sigma en la Central Laguna VerdeCentral Laguna Verde

Sistema de Control de espesor en TuberíasSistema de Control de espesor en TuberíasSistema NSW de la USistema NSW de la U--11

GERENCIA DE CENTRALES NUCLEOELECTRICASGERENCIA DE CENTRALES NUCLEOELECTRICAS

La única Central La única Central NucleoeléctricaNucleoeléctrica de nuestro de nuestro país, ubicada sobre la costa del país, ubicada sobre la costa del Golfo de México en el Km. 42.5 Golfo de México en el Km. 42.5 de la carretera federal de la carretera federal CardelCardel--NautlaNautla, en la localidad , en la localidad denominada Punta Limón denominada Punta Limón municipio de Alto Lucero, municipio de Alto Lucero, cuenta con un área cuenta con un área de 370 Ha. de 370 Ha.

Geográficamente situada a 60 km. al Geográficamente situada a 60 km. al Noreste de la ciudad de Noreste de la ciudad de XalapaXalapa, 70 , 70 km. al Noroeste del Puerto de km. al Noroeste del Puerto de Veracruz y a 290 km. al Noreste de la Veracruz y a 290 km. al Noreste de la Ciudad de México.Ciudad de México.

La Central Laguna Verde La Central Laguna Verde (CLV) cuenta con 2 unidades (CLV) cuenta con 2 unidades generadoras de 682.5 generadoras de 682.5 MwMweléctricos cada una. Los eléctricos cada una. Los reactores son marca General reactores son marca General ElectricElectric, tipo Agua Hirviente , tipo Agua Hirviente (BWR(BWR--5), contención tipo 5), contención tipo MarkMark II de ciclo directo. II de ciclo directo.

CENTRAL NUCLEOELECTRICA LAGUNA VERDE UNIDAD 1 Y 2CENTRAL NUCLEOELECTRICA LAGUNA VERDE UNIDAD 1 Y 2

▲▲

▲

▲▲

▲

TUXPANTUXPAN

LAGUNA VERDELAGUNA VERDE

VERACRUZVERACRUZCORDOBACORDOBA

XALAPAXALAPA

COATZACOALCOSCOATZACOALCOS

•Mayo del 2004, durante la recarga 10 U1, detección de fuga en tubería

en sistema NSW

•Fuga detectada debido a erosión del material que obligo a una acción

correctiva inmediata.

•Esta detección se realizo durante el periodo de mantenimiento de la

recarga, en caso contrario, esa fuga “sorpresiva”, nos hubiera obligado

a un paro automático de la planta-Unidad 1, con un impacto económico

de aproximadamente $1’020,138 dólares (día/paro) e impacto en los

indicadores WANO Internacional.

Antecedentes

M

A

R

OBRA DE TOMA

AGUA DE MAR

TUBERIA

EXTERIOR

GENERADORES DIESEL

CONTROL

REACTOR

TUBERIA

EXTERIOR

CANAL

DE

DESCARGA

OBRA

DE

DESCARGA

AGUA

DE

MAR

M

A

R

Obra deObra detomatoma

Proyecto NSW

Proyecto NSW 66σσ--0104LV

0104LV

Obra deObra dedescargadescarga

Edificio del Reactor U1

Golfo de Golfo de MéxicoMéxico

CENTRAL NUCLEOELÉCTRICA

LAGUNA VERDE - VERACRUZ

Planteamiento del ProblemaPlanteamiento del Problema¿Qué es el problema?:Qué es el problema?: excesivo desgaste en la tubería que ocasione un paro no programando de la planta.¿Cuándo ocurre?¿Cuándo ocurre? en Mayo del 2004¿Dónde ocurre?¿Dónde ocurre? en Laguna Verde U1 NSW¿Qué magnitud tiene el problema?Qué magnitud tiene el problema? Actualmente se tiene un desgaste promedio mensual de 0.00278 cuando según especificaciones debía de ser de 0.002008. ¿Cómo se que es un problema?¿Cómo se que es un problema? De acuerdo al Reporte Inconformidad Corrección (RIC)

Exceso de desgaste de la tubería principal de enfriamiento de la U1 NSW de la planta nucleoeléctrica Laguna Verde detectado en mayo del 2004. Actualmente se tiene un desgaste de 0.00278 cuando el programado debía ser 0.002008

Planteamiento del Objetivo Planteamiento del Objetivo Monitorear el desgaste de la tubería a fin de evitar un paro no programado de la planta a través de un sistema de medición confiable, que será implementado en su totalidad en mayo del 2005 y que ayude a tomar acciones preventivas en vez de las correctivas que actualmente se manejan.

No. Sistema Cant

1 NSW 572 C12(A-D) 383 B35(A-B) 244 RHR 225 MS 156 NCCW 137 DG 128 MWT 119 CM 1110 COND 911 HSW 912 B22(A-E) 913 N41 914 OG 915 HPCS 816 OIA 717 DSA 718 RFW 719 C5(A-C) 720 HD 621 R32 622 S11 6

No. Ssitema Cant23 as 524 rwcu 525 tsw 526 D13(A-L) 527 FPCC(G41) 528 EDR 429 FPCC(G41) 430 N22 431 T42 432 WCR 433 WS 4

No. Ssitema Cant

34 BS 335 CS 336 DLO 337 G4 338 LPCS 339 MD 340 PARA 341 PW 342 R62 343 RRA 344 SS 345 C72A 2

Número de reportes de condición por

sistema

TENDENCIA DEL SACPAC 8 DE JUNIO DEL 2004

FALLAS DETECTADAS EN SISTEMA NSW

77

26

20

13

6 6

2 2 2

100.00%

33.77%

59.74%

76.62%

84.42%

92.21%94.81%

97.40%

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

TOTAL Fallas entuberias

Fallas envalvulas

Fallas en bridas Fallas ensoportes

Fallas eninstrumentos

Fallas enequipo

Fallas encomponentes

(filtros)

Documentos

FALLAS

No.

DE

RE

PO

RTE

S D

E C

ON

DIC

ION

0.00%

20.00%

40.00%

60.00%

80.00%

100.00%

120.00%

FALLAS EN TUBERIAS DEL SISTEMA NSW

26

65

43 3

1 1 1 1 1

100.00%

96.15%92.31%

88.46%84.62%

80.77%

69.23%

57.69%

42.31%

23.08%

0

5

10

15

20

25

30

TOTAL Disminuciónespesores

mejora dedrenajeS

fugastubend

poros perdida deceramaloy

fuga de tub. Fuga cdo Fuga tee Derrame DesempeñoHumano

FALLAS

No. D

E RE

PORT

ES D

E CO

NDIC

ION

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

Analizando los histogramas anteriores vemos que la disminución del espesor de la tubería representa el 23% de las fallas en las tuberías, por lo que podemos definir los siguientes métricos del proyecto:

Primario:Primario: desgaste de la tubería (medido en pulgadas)

CríticosCríticos:: costo del sistema de medición y costo de mantenimiento preventivo.

Secundarios:Secundarios: costo de paro no programado de planta, fletes por emergencias, horas extras, sobreprecio en refacciones y materiales

Métricos del Proyecto Métricos del Proyecto

A continuación podemos ver el gráfico del métrico primario.

Reporte General de Espesores

0.002008333

0.002780.42Promedio

1650.0023841.980.10.030.1340.3281250.37501/05/2004

1230.0024441.060.10.130.1340.3281250.37501/11/2000

820.000005.9800.230.1340.3281250.37501/06/1997

760.007484.010.030.230.1340.3281250.37501/12/1996

720.001675.980.010.260.1340.3281250.37501/08/1996

660.000003.0200.270.1340.3281250.37501/02/1996

630.004954.040.020.270.1340.3281250.37501/11/1995

590.001685.950.010.290.1340.3281250.37501/07/1995

530.002494.010.010.30.1340.3281250.37501/01/1995

490.004966.050.030.310.1340.3281250.37501/09/1994

430.0025543.100.110.340.1340.3281250.37501/03/1994

0.450.1340.3281250.37529/07/1990

MESES ACUMULADOS

DESGASTE PROMEDIO MENSUAL

MESES(ESPESOR MÍNIMO DISEÑO - ESPESOR

MEDIDO)

ESPESOR MEDIDO

MINIMO DISEÑO

ESPESOR CODIGO

ESPESOR NOMINALFECHA

Serie de Tiempo

DESGASTE MENSUAL PROMEDIO

0.000000.001000.002000.003000.004000.005000.006000.007000.00800

0 50 100 150 200

MESES

DES

GA

STE

Métrico PrimarioDesgaste de Tubería NSW

0.000000.002000.004000.006000.00800

43 49 53 59 63 66 72 76 82 123 165Días

Des

gast

e

Target Actual Projected Linea base

1. Evitar salidas no programadas de la U1, a través del control de espesores de tuberías que tendría un impacto económico en promedio $1’020,138 dólares/dia. Sistematizando el procedimiento de selección de componentes para medición de espesores del NSW para darle Mayor Confiabilidad

2. Identificar puntos de control en tuberías para disminuir su índice de fallas.

Áreas de Oportunidad

• Miembros del Equipo

Equipo de trabajo

Supervisor gpo. medicionesCFE25 añosMantenimiento IES/PND

Ing. Francisco J. Rojas

AnalistaCFE12 año

Ingeniería grupo de soporte técnico

Ing. Gilberto Ramos Soto

ReresentanteFinancieroCFE20 añosSubgerente Administrativo

Ing. César Hernández

TecnicoCFE5 añosControl programa

monitoreoIng. Xochitl lopez

ExpertoCFE15 añosSupervisor de programas

de ingenieríaIng. Jesús Rosales

Cruz

ExpertoCFE21 añosJefe de modificacionesIng. Bernardo

Magaña

Process OwnerY Líder de proyectoCFE25 añosJefe de ingeniería en sitioIng. Fabián Barrios

ChampionCFE20 añosGerente General

Ing. Rafael Fernández de la

Garza

Categoría deMiembro

UN / CompañíaExperienciaÁrea FuncionalNombre

• Miembros del Equipo

Equipo de trabajo

Inspección VisualCFEOperación

Ing. Humberto González Ortega

Inspección VisualCFEOperación

Ing. Francisco Medrano Martínez

Supervisor programa monitoreo

CFE25 añosIngenieriaIng. Juan F.

Martínez

Supervisor modificacionesCFE

Mantenimiento Modificaciones

Ing. Miguel AngelReyes Cruz

CalibracionequipoCFE19 años

Mantenimiento –Metrología

Ing. Miguel Angelde la Rosa

ExpertoCFE24 añosIGSTIng. Genaro Arano

Parra

TecnicoCFE25 años

Mantenimiento IES/PND (Pruebas no

destructivas)Ing. Jorge Martínez

González

Categoría deMiembro

UN / CompañíaExperienciaÁrea FuncionalNombre

Equipo de trabajo

• Miembros del Equipo

Equipo de trabajo

ExpertoCFEJefe teleinformaticaIng. Gerardo

carballoDesarrollo prog. Base de datosCFEInformatica

Ing. G.MargaritaHernandez p.

Black BeltCFEAsesoria

Act. Laura Ma. Rico Alvarez

Black BeltCFEAsesoria

Lic. Sergio RobertsVillarreal

Desarrollo prog.Base de datosCFEInformatica

Ing.Ma. De los Angeles Medel c.

TecnicoCFEPruebas no destructivasIng. Jose juan

cervantes

Experto analisiscausa-raizCFECausa Raíz

Ing. José Luis Jiménez Ayala

Tecnico medicionCFE28 añosPruebas no destructivasIng. César

Tlapalcoyoa Cruz

Coordinador CalidadCFE25 añosSACPASI

Ing. Andrés Mendoza López

Categoría deMiembro

UN / CompañíaExperienciaÁrea FuncionalNombre

Equipo de trabajo

Fotos de reuniones

Ahorro PotencialAhorro Potencial: Estos se obtienen al lograr tener bajo control el

sistema de medición que dará confiabilidad a la operación de la

planta. Control significa: captura, registro, almacenamiento y

seguimiento de los espesores de las tuberías, que permitan programar

mantenimiento preventivos para evitar roturas, fugas o escurrimientos

inesperados que obliguen a mantenimiento correctivos con sus

consecuentes costos adicionales: mano de obra extraordinaria, costos

elevados por adquisiciones emergentes de componentes, materiales y

refacciones así como fletes que sumados al costo de paro de planta

(1’020,138) incrementan el costo financiero de operación.

TALLERTALLER

MODIFICACIONESMODIFICACIONES

IES/PNDIES/PND

CIVILCIVIL

GRUPOSGRUPOS

$325$325--6060

$215.26$215.26

$115.16$115.16

$206.93$206.93

SALARIO SALARIO TABULADOTABULADO

$102,075.44$102,075.44$119,088.02$119,088.0284084014401440$567.09$567.09

IMPORTE IMPORTE HRS/NORMALHRS/NORMAL

IMPORTE IMPORTE HRS/EXTRAHRS/EXTRA

HRS. HRS. EXTRAEXTRA

HRS. HRS. NORMALNORMAL

SALARIO SALARIO INTEGRADOINTEGRADO

$120,460.17$120,460.17$187,382.49$187,382.4984084010801080$892.30$892.30

$88,972.34$88,972.34$124,561.28$124,561.281260126018001800$395.43$395.43

$7,100.84$7,100.84$8,521.00$8,521.00108108180180$315.59$315.59

IMPORTE TOTAL: $758,161.57

ACTIVIDADES REALIZADAS:ACTIVIDADES REALIZADAS:1. DEMOLICION DE CONCRETO PISO Y POSTERIOR COLOCACION2. RETIRO DE ARENA (EXCAVACION) Y POSTERIOR RELLENO3. LIMPIEZA DE TUBERIA DE 24”4. EXAMEN DE ULTRASONIDO5. DEMOLICION DE CONCRETO PARA APERTURA PENETRACION MECANICA6. HABILITADO DE TUBERIA DE 24”7. INSTALACION DE ANDAMIOS Y POSTERIOR RETIRO8. INSTALACION DE CASETA PARA CONTENER POLVOS Y POSTERIOR RETIRO9. CORTE DE SOLDADURAS EN TUBERIA DE 24”10. MONTAJE DE TUBERIA DE 24” NUEVA11. CORTE, RECUPERACION Y RELOCALIZACION DE STUB-END DE 24”12. EXAMEN DE LIQUIDOS PENETRANTES13. COLACION DE CONCRETO EN LA PENETRACION MECANICA14. ACOPLAMIENTO Y TORQUE A BRIDAS DE 24”

MANO DE OBRA APLICADA A TRABAJOS DEL SISTEMA NSWMANO DE OBRA APLICADA A TRABAJOS DEL SISTEMA NSW--10R10R--U1U1

$ 835,234.23$ 835,234.23COSTO TOTALCOSTO TOTAL

GESTION FINANCIERAGESTION FINANCIERA--COSTOS Y ANALISIS FINANCIEROCOSTOS Y ANALISIS FINANCIERO

$ 77,072.66$ 77,072.66MATERIALES EMPLEADOS EN OTROS TRABAJOS AL MATERIALES EMPLEADOS EN OTROS TRABAJOS AL SISTEMA NSWSISTEMA NSW--10R10R--U1U1

$ 758,161.57$ 758,161.57MANO DE OBRA APLICADA A TRABAJOS DEL MANO DE OBRA APLICADA A TRABAJOS DEL SISTEMA NSWSISTEMA NSW--10R10R--U1U1

IMPORTEIMPORTECONCEPTOCONCEPTO

GERENCIA DE CENTRALES NUCLEOELECTRICASGERENCIA DE CENTRALES NUCLEOELECTRICASREPORTE DE COSTOS RELACIONADOS CON TRABAJOS AL REPORTE DE COSTOS RELACIONADOS CON TRABAJOS AL

SISTEMA NSWSISTEMA NSW--10R10R--U1U1

MONEDA NACIONALMONEDA NACIONAL

Ahorros Suaves:Ahorros Suaves: Los representan la adquisición de una cultura de

medición confiable y sistemática que permita:

• La identificación de puntos críticos en el sistema, que demandan una toma de

medición así como su registro en una base de datos confiable que permitan la

toma de decisiones que nos lleven a programar mantenimientos preventivos

dejando atrás la práctica de ejecutar mantenimientos correctivos.

• La obtención de un estricto control sobre los costos de mantenimiento.

• Concentración de la información en una sola base de datos que permita de esta

manera una rápida consulta para la toma de decisiones, sin importar la

ubicación del tramo dañado, así como utilizar herramientas estadísticas que

permiten un análisis de información confiable para la toma de decisiones.

• Crear conciencia que la disciplina en el seguimiento sistemático de mediciones

es indispensable para la confiabilidad de la operación de la planta.

El impacto en estos tres indicadores de desempeño afectan considerablemente la calificación que WANO otorga trimestralmente a esta Planta.

Estos tres indicadores están estrechamente ligados al sistema NSW.

FACTOR DE CAPACIDAD 2004

Tendencia Histórica90

77.1

68.2

89.8

77.3 77.8

67

96.2

82.2 82.6 81.675.8 76.5

98

68.2

199019911992199319941995199619971998199920002001200220032004Sep

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100%

U-1Subger.Producc.

ING. GILBERTO VALDES COIRO

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Acum2004

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100%

Real 99.8 92.7 94.3 33.3 0 22.4 89.9 99.8 81.2 68.2Meta 93.3 92.7 91.8 16.8 8.5 93.4 93.7 92.4 93.4 93.9 91.6 94 75

CONCEPTO MES Acum. Anual

Factor de Capacidad (%) 81.24 68.23

Perdida de Cap. Planeada (%) 0.20 17.04

Perdida de Cap. NO Planeada (%) 18.56 14.72

Nota: En SEPTIEMBRE-2004, las Pérdidas de Capacidad fueron:PLANEADAS:

Ajuste de BC's y toma de datos de flujo de RRC= 170.63 MWh Mov. de Barras de Control (VO-3402)= 44.24 MWh Prueba de Valvs. de Turbina (VO-3409) = 759.78 MWh

NO PLANEADAS: Inspeccion de 1-N27-DT-001A y determinar fuga de 1-RFW-AV-9070=

951.49 MWh 22/Sept/04; 02:48 Hrs. SCRAM manual del reactor al degollarse la línea

de drenes de válvulas de alivio de aceite de gateo dentro de la Caja-"A" lado oeste y Ascenso de potencia= 90,231.75 MWh

CAUSAS AJENAS Se declara paro Paro por ETOs, por perdida de ultimo sumidero de calor

al alcanzar 34.4°C= 177.43 MWh Alta temperatura de agua de mar, provoca bajo vacio en Condensador,

se baja potencia para estar en zona de trabajo de turbina Principal = 56.11 MWh

Media BWRs 2004/Q2 = 89.63% (18 Meses)Meta U-1, 2004 = 79.56 %Reto U-1, 2004 = 82.91 %

F.C.= ----------------------------------------------------------------------------------------------------------X 100Energia de Referencia-(Energia perdida Planeada + Energia perdida No planeada)

Energia de Referencia

Reto Anual = 82.91 %

10ma. RECARGA 10ma.

RECARGA

x

PERDIDA DE CAPACIDAD FORZADA 2004 U-1

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Acum2004

0

5

10

15

20

25

30%

Real 0 7.23 5.65 0 0 1.52 9.65 0 18.59 6.26Meta 5.75 6.63 5.83 25.99 0 5.92 5.73 7.01 5.92 5.45 7.4 5.7 6.77

(BWRs Atlanta Center)18 meses(Abr-02 / Sep-03)

FLR= ------------------------------------------------------------------------ X 100Energia perdida Forzada

Energia de Referencia -(Energia Perdida Planeada + Energia Perdida por extensiones de Recargas)

Subger.Producc.

ING. FERNANDO ARREVILLAGA

1.1

2.5

3.2

3.9

Mejor Cuartil Mediana Media Peor Cuartil0

1

2

3

4

5

6%

Media BWRs 2004/Q4 3.43%Meta U-1 2003 5.54%Reto U-1 2003 3.00%

CONCEPTO MES Acum. Anual

Perdida de Capacidad Forzada 18.59 6.26

REVISAR HISTORICO Y METAS 2005 DE WANO.

Scram ManualHrs. F/S = 44.22Dias F/S= 1.84

Pérdida = 7.23%

Reparacion de Tubos rotos Cond.

Ppal. Pérdida = 5.65%

Scram Automatico Hrs. F/S =51.52Dias F/S= 2.15

Pérdida = 9.12%

Scram ManualHrs. F/S = 120.97

Dias F/S= 5.04Pérdida = 18.36%

Nota: En SEPTIEMBRE-2004, las Pérdidas de Capacidad FORZADAS fueron:

FORZADAS: Inspeccion de 1-N27-DT-001A y determinar fuga de

1-RFW-AV-9070= 951.49 MWh 22/Sept/04; 02:48 Hrs. SCRAM manual del reactor al degollarse la

línea de drenes de válvulas de alivio de aceite de gateo dentro de la Caja-"A" lado oeste y Ascenso de potencia= 90,231.75 MWh

x

Tendencia Histórica

SCRAMs AUTOMATICOS NO PLANEADOS POR 7000 HRS CRITICAS 2004 U-1

0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

1.01 1.01 1.021.00 1.00

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20Número

Real Meta

En SEPTIEMBRE - 2004 NO se registro ningun SCRAM Automatico.

El anterior SCRAM ocurrio el: 11/Julio/04; 19:14 Hrs. por falla en fusible de la tarjeta de control de la TBAAR "A"; se dispara turbina Principal y Turbobombas de agua de alimentacion por alto nivel de Reactor (N-8)

Subger.Seg. Nuc.

ING. JAVIER MARCOS MAYORGA

Media BWRs 2004/Q1 (2 años) = 0.52

Meta de U-1, 2004= 1.00

Indice = SCRAMs X 7,000 HrsHrs. criticas (12 meses)

x

5.97

0

3.93

5.15

0.96

2.81

1.040.81 0.94

1.85 1.86

0

2.99

0

1.02

90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 2004Sep

0

1

2

3

4

5

6

7Numero

Media BWRs 2004/Q2 (2 años) =0.58

• Falta consistencia en el sistema de selección de componentes para la medición, lo que hace la operación vulnerable.

• Es necesario reforzar la interacción entre las áreas involucradas en la operación del sistema NSW U1.

• La información que se tiene está dispersa y no facilita la toma de decisiones.

• Falta de enfoque del programa de mantenimiento preventivo.

• Ausencia de pertenencia de planta.

Conclusiones de la fase

Como consecuencia de la introducción de la metodología seis seis sigmasigma en la planta nos percatamos de una serie de deficiencias que ponían en riesgo nuestra operación:

Conclusiones de la fase

Por lo anterior, la finalidad del proyecto es: lograr la

confiabilidad operativa del sistema NSW y fomentar

una cultura de mantenimiento preventivo, desechando

la práctica anterior de mantenimientos correctivos

emergentes con los costos adicionales consecuentes.

Diagrama de flujo del proceso:Diagrama de flujo del proceso:Control de Espesor de Tuberías en la Unidad 1 del Sistema NSWControl de Espesor de Tuberías en la Unidad 1 del Sistema NSW

GENERACION DE FLUJO TURBULENTO EN

PAREDES

ORIFICIO DE RESTRICCIÓN

MEDICIÓN CONULTRASONIDO

EN ESPECIFICA-

CIÓN

SI

SI

MONITOREO ESPESOR

ENTRADA DE AGUA DE MAR

INICIO

RIESGO PARO PLANTA

NO

REPARO

NO

ACTUALIZO BASE DE DATOS

ELABORAR RIC PARA REPARACIÓN

VA

VA

VA

NVA

NVA

VA

VA

NVA

VA

VA

DEFINIR FRECUENCIA DE

MEDICION

VA

Mapeo detallado

Matriz Causa & Efecto

Fuga detuberíamayor delNSW

Environment

Measurements

Methods

Material

Machines

Personnel

Alta velocidad causada por el flujo

Falta supervisión

Falla en componentes

Falta de recubriomiento Belzona

Fugas

Erosión / Corrosión en tubería

Falta software para captura y

Equipo de medición obsoleto

Falta equipo para toma ultasonidos

Filtro de entrada H20

Insuficiete por diseño

Poca resistencia a laerosión

Falta seguimientodeladelgazamiento

Información

Procedimientos

Carencia

Falta

Definición de

Falta de círculosde calidad para

Fallas en

Carencias

Equipo de mediciónobsoleto

Resultadosinconsistente de

No hay registro deespesores

Impacto decuerpos extraños

Microorganismos

Arena

Partículasextrañas

Baja Marea

f iltros

c arretes

codoste e

válvulas

equipos

Incons iste

Falta de

Falta de

Incos isten

cia en

Falta de

Falta de

seguimiento

Recolecció

Dispersa

Sistema de medició n con fiable

Pro grama de medic ión

Medició n de

tubería menor

Med ición de

tuber ía mayor

submedio ambient eSistema de

medición

c onfiable

Programa

demedic ión

Medición

d e tu bería

menor

Medició n

de tuber ía

may or

Cause-and-Effect Diagram

FLUJOFLUJO

Generar SM

(f rom SM)Planeacion

(from Actors)

Ver SM

(f rom SM)

Ca ptura de me dic io nes de moni toreo

(f rom Monitoreo)

PND

(from Actors)

EXOP

(from Actors)

Generar Gráficas

(f rom Historial)

<<include>>

Actual izar Cat. de Tuberías

(f rom Cat. Tuberias)

Ver historial

(f rom H istorial)

<<include>>

<<include>>

Ver PM

(f r om PM)

Ver RIC

(f rom RIC)

Asignar frecuencias

(f rom Frecuencias)

<<include>>

<<include>>

IGST

(from Actors)

<<incl ude >>

DIAGRAMA GENERAL DE CASOS DE USO DE EROCORDIAGRAMA GENERAL DE CASOS DE USO DE EROCOR

Seis SigmaSeis Sigmaσ6σ6

Juntos hacemos la diferenciaJuntos hacemos la diferenciaJuntos hacemos la diferencia

GRACIASGRACIAS

Tres de 400 KV a Tecali, Puebla y PozaRica; dos de 230 KV a la ciudad de Veracruz

Líneas de transmisión

1 millón 96 mil metros cúbicos (6 millones895 mil barriles).

Ahorro anual en combustóleopor unidad

4,782 GWh, al 80% de factor de capacidadEnergía anual generada porunidad

655.14 MWePotencia eléctrica neta porunidad

682.44 MWePotencia eléctrica bruta porunidad

20 por unidadBombas de chorro internas de recirculación

9,600 tons / Hr. Flujo de recirculación

2 por unidadBombas de recirculación

99.7 % Calidad del vapor

3,989 tons. / Hr. Flujo de vapor

71.7 Kg/Cm2 Presión nominal del reactor

109 por unidadBarras de control

87.85 ton. por unidadPeso total de uranio

96 ensambles al 2.71% de U235 Recarga anual de combustible por reactor

444 ensambles; 92 toneladas de combustible (UO2) al 1.87% U235 en promedio

Carga inicial de combustible porreactor

UO2 enriquecido al 3% Combustible nuclear

BWR –5 agua ligera en ebulliciónTipo de reactor nuclear

2,021 MW Potencia térmica por reactor

Dos Numero de unidades

General electric Marca

Unidades 1 Y 2 Reactor nuclear

4 Polos

0.9 Factor de potencia

19,703 Amps. Corriente

1800 rpm. velocidad

60 Hz.. Frecuencia

22 KV. corriente alternaVoltaje

750 MVA. Capacidad

Cerrado refrigerado con hidrógenoTipo

Mitsubishi Heavy industries Marca

Unidades 1 y 2Generador eléctrico (cadaunidad)

10 Extracciones de vapor

13.3 Kg/Cm2Presión de vapor a la entrada

267 o C Temperatura de vapor a la entrada

2 Turbina baja presión

2 Extracciones de vapor

68.2 Kg/Cm2Presión de vapor a la entrada

283 o CTemperatura de vapor a la entrada

1 Turbina alta presión

1800 rpm. Velocidad

De flujo cuádruple impulso reacciónTipo

Mitsubishi Heavy industries Marca

Unidades 1 Y 2 Turbinas (una por cada unidad)

Impacto de $1’020,138 mil

dólares diarios en promedio

al evitar el paro de planta

no programa.

Estimados Financieros

* Valor Promedio de los a* Valor Promedio de los añños 2000 al 2003os 2000 al 2003

** Precio de transferencia CFE.$ 753 al tipo de cambio de 11.8 p** Precio de transferencia CFE.$ 753 al tipo de cambio de 11.8 por cada or cada dllusadllusa

Valor de la Generación Diaria en la Central Laguna Verde

Descripción MWh USA $

2,046,479Valor de la Generación Diaria LV-U1 & LV-U2 ($ USA/MWh)

Capacidad Efectiva LV-U1 & LV-U2 (MWh) 682.44Capacidad Efectiva Real Promedio LV-U1 (MWh)* 666.13Capacidad Efectiva Real Promedio LV-U2 (MWh)* 670.18Precio de Transferencia CFE ($ USA/ MWh)** 63.81Valor de la Generación Diaria LV-U1 ($ USA/MWh) 1,020,138Valor de la Generación Diaria LV-U2 ($ USA/MWh) 1,026,340

6σ

56

SEIS

SIG

MA:

Cont

rol d

e es

peso

r de

tub

ería

s en

la U

1 de

l sis

tem

a N

SW

Centro de Diseño e Innovación de Productos 2002 Septiembre de 2005

NSW

TUBERIAS

VALVULAS

EQUIPOS

INSTRUMENTOS