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Índice General
(Página)
Aprobación……………………………………………………………………...........iDedicatoria……………………………………………………………………..........iiReconocimiento……………………………………………………………….........iiiLista
de
Tablas……………………………………………...................................ivLista
de
Figuras……………………...................................................................vResumen……………………………………………………………………….……vi
Introducción………………………………………………………………….………1
Reseña Histórica……………………………………………………………...........4Capítulo
1Generalidades sobre la Teoría de Mantenimiento……………………………..111.1
Definición de Mantenimiento……………………………………..................121.2
Principales Objetivos del Mantenimiento………………………………...…131.3 Tipos
de Mantenimiento…………………………………………..................131.3.1
Mantenimiento Preventivo………………………………………………….131.3.1.1 Ventajas del
Mantenimiento
Preventivo…………...............................141.3.1.2 Fases del
Manteni miento Preventivo…………………………………...141.3.2 Mantenimiento
Predictivo…………………………………………………..181.3.2.1 Ventajas del Mantenimiento
Predictivo…………………………………181.3.3 Mantenimiento
Correctivo………………………………………………….191.3.3.1 No
Planificado……………………………………………………………..191.3.3.2
Planificado…………………………………………………………………19Capitulo 2Parámetros
Fundamentales………………………………………………………202.1 Ciclo de Vida de un
Equipo…………………………………………………..212.2
Confiabilidad………………………………………………………………...…212.3 Costo del Ciclo de
Vida……………………………………………………….212.4
Defecto…………………………………………………………......................222.5
Desconfiabilidad………………………………………………......................222.6
Disponibilidad……………………………………………………………….....222.7 Efectividad de
Sistema…………………………………………………….....222.8 Factor de
Utilización…………………………………………………………..222.9
Inspección………………………………………………………….................222.10
Lubricación……………………………………………………………………222.11
Mantenibilidad………………………………………………………….........232.12 Mantenimiento
de Campo…………………………………………………..232.13 Mantenimiento en
Parada…………………………………………………..232.14 Mantenimiento en
Talleres………………………………………………….232.15 Mantenimiento No
Planificado……………………………………………...232.16 Mantenimiento
Operacional………………………………………………...23
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4.8 Inspección Aérea…………………………………………………………...…424.9 ¿Cómo atacar
una falla en Línea de
Transmisión?.................................42
4.9.1 Se encontró un Conductor roto…………………………………………....434.9.1.1
¿Cómo reparar la falla
encontrada?...................................................434.9.2
Se encontró un árbol sobre la línea sin rotura
delConductor…………………………………………………………………………..444.9.3 Se encontró una
Cadena de Aislamiento perforada…………………….444.9.4 Se encontró un
Pararrayo perforado en la Subestación………………..454.9.5 Se encontró un
Cable de Guarda roto…………………………………....454.9.6 Se encontró una Torre
caída en el paso del río……………………...….464.9.7 Se encontró una
Ménsula doblada………………………………….........46Capítulo 5Sistema Integral
de Mantenimiento de Equipos de Potencia Eléctrica
ubicados en la Subestación Buena Vista……………………………………….475.1
Control de Equipos……………………………………………………………495.2 Auditoria de
Equipos…………………………………………………….. …..495.3 Programación de las Rutinas
de Mantenimiento…………………………..495.4 Rutinas de
Mantenimiento……………………………………………………505.5 Nomenclatura de
Equipos……………………………………………………515.6 Nomenclatura de los Conjuntos de
Equipos……………………………….525.7 Reportes de
Inspección………………………………………………………535.8 Ordenes de
Trabajo…………………………………………………………..565.9 Planificación del
Mantenimiento……………………………………………..585.9.1 Documentos y Actividades
Requeridas…………………………………..58
5.9.1.1 Para trabajos en
Subestaciones………………………………………...585.9.1.2 Para trabajos en Líneas de
Transmisión…………………………….…595.9.2 Personal que participa en la
Planificación delMantenimiento……………………………………………………………………..605.10
Historial de Equipos………………………………………………………....615.11 Indicadores de
Gestión…………………………………………………..…61Capítulo 6
Aplicación de un Programa Computarizado para el
Mantenimiento Preventivode los Equipos de Transmisión de Potencia
Eléctrica…………………………636.1 Pasos a seguir para la implementación del
Programa deMantenimiento……………………………………………………………………..64
6.2 Lenguaje de Programación…………………………………………………..656.3
Estructura Lógica del Programa……………………………………………..666.3.1 Base de
Datos……………………………………………………………….676.3.2
Formularios…………………………………………………………………..686.3.3
Reportes………………………………………………………………..……716.3.4
Gráficos……………………………………………………………………...716.3.5
Menús……………………………………………………………………...…72Conclusiones……………………………………………………………………….74Recomendaciones…………………………………………………………………75Referencias
Bibliográficas………………………………………………………..76
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Anexos………………………………………………………………………………77 Anexo 1.
Diagramas Unificares de las Subestaciones de Transmisión
Occidental. CADAFE………………………………………………………………78 Anexo 2.
Listado de Equipos. S/E Buena Vista……………………………..…84 Anexo 3.
Equipos por Conjunto. S/E Buena Vista……………………………..91 Anexo 4.
Reportes de Inspección. S/E Buena Vista…………………………..98 Anexo 5.
Ordenes de Trabajo. S/E Buena Vista……………………………...124 Anexo 6.
Informes Varios. S/E Buena Vista…………………………………..150 Anexo 7.
Manual del Usuario. Sistema Integral de Mantenimiento………...158
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i
Diseño de un Sistema de Mantenimiento de Equipos Eléctricos
en Sistemas de Potencia Eléctrica en 115 kV y 230 kV
Br. Leonardo A. Arellano R.
El Trabajo de Grado titulado “Diseño de un Sistema de
Mantenimiento
de Equipos Eléctricos en Sistemas de Potencia Eléctrica en 115
kV y 230
kV”, presentado por el Br. Leonardo A. Arellano R., en
cumplimiento parcial
de los requisitos para optar al Título de Ingeniero
Electricista, fue aprobado
por el siguiente jurado.
Prof. J. Hildemaro Briceño Prof. Ricardo Stephens
C.I.: 3.766.862 C.I.: 15.175.313
Prof. María A. Salazar
C.I.: 11.461.469
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ii
Dedicatoria
Hoy que se cumple una etapa más de mi vida, sentir la
satisfacción de
lograr alcanzar la meta anhelada de todo estudiante, la
culminación del
Trabajo de Grado, requisito primordial para obtener el título de
profesional,
quisiera dedicar este triunfo a quienes estuvieron a mi lado en
todo
momento, mis padres, mi hermana, mi novia, mi familia toda,
quienes con su
lucha inalcansable, su amor, amistad, comprensión, apoyo
incondicional,
confianza y paciencia, fortalecieron cada dia mis valores como
persona,
como ser humano, enseñandome lo bonito y grandioso que tiene la
vida, el
compartir con los seres que realmente queremos. A ustedes les
debo todo lo
que soy y gracias a su apoyo y profundo amor es que se cumple
uno de mis
grandes sueños.
El tr iunfo es nuest ro.
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iii
Reconocimiento
Me complace en expresar mi gratitud y agradecimiento a todas
aquellas personas que hicieron posible la realización de este
Proyecto.
A CADAFE, por brindarme la oportunidad de realizar el
Trabajo de
Grado en tan prestigiosa Empresa.
Al Ing. Ezio Carrero, Gerente de la División de
Transmisión Occidental
por depositar en mi tanta confianza otorgándome la
responsabilidad de
ejecutar dicho trabajo.
La Ing. Luis García, Jefe de la División de Transmisión por su
valiosa
colaboración en la realización de este Proyecto, orientándome
siempre que
fue necesario.
A los Ingenieros Iván Briceño y Alfredo Méndez, quienes
colaboraron
en todo momento cuando necesitaba de su ayuda. Gracias por su
amistad.
Al Ing. Carlos Carrillo, con quien compartí innumerables
momentos
durante mi estadía, gracias por su incondicional amistad, apoyo
y valiosos
consejos. Siempre se lo agradeceré. Al Tec. Jorge Graterol,
excelente compañero quien estuvo presente
colaborando para llevar a cabo la realización del Programa
de
Mantenimiento.
Al personal de Mantenimiento Eléctrico, tanto de
Subestaciones como
de Líneas de Transmisión, por su desinteresada colaboración y
respaldo.
A Carlos Flores, amigo incondicional con quien pude contar
en
aquellos momentos cuando mas lo necesitaba, proporcionándome
sus
conocimientos en el área de programación. Gracias por su
desinteresada
colaboración.
Al Prof. J. Hildemaro Briceño, por su acertada
colaboración y
asesoramiento académico en la elaboración de dicho Proyecto,
orientándome siempre a mejorar en todo momento.
A todos ustedes, Gracias.
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iv
Lista de Tablas
(Página)
Tabla N° 1. Equipos de Potencia………………………………………………...51
Tabla N° 2. Niveles de Tensión de Equipos de
Potencia…………………..…52
Tabla N° 3. Subestaciones de Transmisión. Sistema
Occidental……………52
Tabla N° 4. Conjunto de Equipos. Subestación Buena
Vista………………...53
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Lista de Figuras
(Página)
Figura N° 1. Organigrama Estructural de CADAFE
(1996)…………………….7
Figura N° 2. Organigrama Estructural de la Dirección de
Transmisión……….8
Figura N° 3. Organigrama Estructural de la División de
Transmisión. Sistema
Occidental……………………………………………………………………………9
Figura N° 4. Diagrama de Equipos y Conjunto de
Equipos…………………..68
Figura N° 5. Edición Ordenes de Trabajo………………………………………70
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2
Esta Subestación cuenta con dos Autotransformadores de
230/115/13.8 kV de 100 MVA cada uno, dos barras independientes a
nivel de230 kV y una Barra Principal y una de Transferencia a nivel
de 115 kV para
facilitar el mantenimiento de los Disyuntores de los tramos o
transferirlos en
caso de fallas; equipos de maniobra (Disyuntores y Seccionadores
a nivel de
230 kV y 115 kV), los cuales permiten abrir o cerrar un circuito
eléctrico
usando para ello en su mayoría aire comprimido para su
operación. Posee
también Transformadores de Medida (Corriente y Potencial) a
objeto de
alimentar instrumentos de medición, protección y otros aparatos
análogos;
Pararrayos cuya función es la de descargar a tierra las
sobretensiones
producidas por descargas atmosféricas, maniobras u otras causas.
Cuenta
además con equipos que permiten suministrar la energía necesaria
para el
control, mando, señalización, protección, registro, mediciones,
etc.,
denominados Servicios Auxiliares de los Equipos de Potencia. Y
para
garantizar la máxima seguridad, tanto al personal como a los
equipos, se
encuentran instalados y bien diseñados los Sistemas de Puesta a
Tierra.
Todos estos equipos y muchos otros como Sistemas de Alarmas,
Sistemas de Comunicaciones, Planta de Emergencia, etc.,
necesitan un Plan
de Mantenimiento que garantice el buen funcionamiento de todos y
cada uno
de los Equipos instalados en dicha Subestación de
Transmisión.
El Sistema Integral de Mantenimiento tiene como objetivo
esencial la
planificación del mantenimiento preventivo con el fin de
disminuir los costos
de mantenimiento. Dentro de sus objetivos se encuentran:
Ø Controlar toda la información referente a los equipos
sometidos a
mantenimiento.
Ø Mantener y controlar la información de las actividades
asociadas a los
programas de mantenimiento.
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3
Ø Programar y controlar la mano de obra y los materiales y
repuestos
utilizados en el mantenimiento.Ø Producir la información
necesaria para la determinación de los
problemas en el desarrollo del mantenimiento preventivo y
establecer
las posibles causas de los mismos.
Entre sus principales actividades, se pueden resaltar las
siguientes:
Ø Emisión de Ordenes de Trabajo y Reportes de Inspección
por
Conjunto de Equipos. Ø Planificación, programación y
control de ordenes de trabajo.
Ø Historial del comportamiento de los equipos e
instalaciones.
Ø Creación y actualización de las rutinas de
mantenimiento.
Ø Programación de mantenimiento preventivo en base a
varios criterios
(frecuencia, horas de operación, etc.).
Ø Control y evaluación de la programación de
mantenimiento.
Ø Indicadores de gestión (Mano de Obra, Costos, Ordenes,
Reportes,
etc.).
Ø Otros tipos de reportes, según necesidades del
usuario.
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4
Reseña Histórica
En 1946 el Ejecutivo Nacional creó la Corporación Venezolana
de
Fomento (CVF) como instituto autónomo adscrito al Ministerio de
Fomento y
le asignó como parte de su patrimonio las inversiones del Estado
en las
empresas existentes en el País.
En 1951 se formuló el primer Plan Nacional de Electrificación,
con
participación de expertos venezolanos y extranjeros quedando
bajo la
responsabilidad de la CVF, limitándose hasta el año de 1958 a
resolver
problemas locales de electrificación, sin una verdadera
coordinación entre los
sistemas propios y los correspondientes al sector privado. La
existencia de
quince empresas de Energía Eléctrica con sus propias directivas
y sus
diferentes sistemas organizativos, obstaculizaba la puesta en
marcha de un
Plan Nacional de Electrificación. A raíz de esta situación nace
CADAFE
(Compañía Anónima De Administración y Fomento Eléctrico), el 27
de
Octubre de 1958, producto de la unión de las quince empresas
generadorasy distribuidoras de energía eléctrica, y dependían de la
Corporación
Venezolana de Fomento, posteriormente se pone en marcha el
primer Plan
de Electrificación, que consistió en una red formada por cuatro
centros de
generación hidráulicos y térmicos con tensiones comprendidas
entre 115 y
400 kV.
CADAFE comienza a generar, transmitir, distribuir y vender
energía
eléctrica el 30 de Julio de 1959 y en 1968 realiza un conjunto
de acciones
para fortalecer la operatividad y el funcionamiento de la
compañía. En este
periodo se construye la interconexión EDELCA – CADAFE, a través
de la
línea de transmisión Macagua Santa Teresa a 230 kV. Su puesta
en
funcionamiento marca un hito importante el proceso de
interconexión al unir
estos dos grandes sistemas de Caracas.
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5
Al finalizar estos primeros diez años, la empresa de
electricidad
contaba con casi medio millón de suscriptores, distribuidores en
milquinientas poblaciones y caseríos.
Desde sus inicios CADAFE se orientó a la descentralización de
sus
actividades, con mayor énfasis en la electrificación de la
provincia.
Los años de 1969 y 1978 se han calificado como los de gran
empuje
de CADAFE, consecuencia de la aplicación de las políticas para
la
construcción de grandes plantas de generación, desarrollos en
sistemas de
transmisión para reforzar las interconexiones y dar un impulso
vigoroso a los
programas de electrificación y distribución. Se comienza a
construir Planta
Centro con cinco unidades de generación de 400 MW cada una de
ellas. Se
lleva a cabo el estudio para optimizar el aprovechamiento
integral de los ríos
Uribante, Dorados, Camburito y Caparo. Posteriormente se
instalaron treinta
y seis unidades turbogas, dando paso a la Planta Pedro
Camejo.
Conjuntamente con el desarrollo de las actividades relacionadas
con
el fomento del potencial energético, CADAFE construyó y amplió
numerosas
subestaciones, logrando a la vez la incorporación de la isla de
Margarita al
Sistema Interconectado Nacional, a través del cable submarino a
115 kV
entre las ciudades de El Morro de Chacopata en la Península de
Araya y
Punta de Mosquito en Margarita.
Es esta década se conectaron el Sistema Occidental y el
Central,
mediante la línea que une la subestación Guanare con la
subestación
Acarigua 1 y entra en operación al Sistema Eléctrico
asociado a Planta
Centro a 400 kV y a 230 kV.
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Misión de la Empresa
Su misión es la de generar y transmitir la energía eléctrica, de
manera
confiable y segura con el fin de adelantar el desarrollo
económico y social del
país con el propósito de mejorar el nivel de vida de la
población.
Visión de la Empresa
Ø Modernizar los sistemas de control y regulación de las
unidades de las
diferentes plantas para la generación y transmisión de la
energía.Ø Desarrollo e implementación de sistemas de
información para el
mejoramiento de las tareas técnico - administrativas.
Ø Optimización de la facturación, cobranza y control de
energía vendida
a clientes especiales como empresas regionales de distribución
y
comercialización.
Ø Un cambio integral que implica un nuevo estilo
gerencial
Objetivos de la Empresa
Ø Prestar el servicio eléctrico tanto en zonas urbanas
como rurales.
Ø Satisfacer la demanda de energía eléctrica que se
requiere para el
desarrollo económico del país de forma eficiente y
confiable.
Ø Conducir al mayor número de habitantes el suministro de
energía
eléctrica.
Ø Alcanzar niveles satisfactorios de seguridad y calidad
el servicioprestado.
Ø Fomentar la generación de energía hidroeléctrica
utilizando los
recursos naturales del país en forma racional.
Ø Desarrollar el recurso humano de la compañía dentro de
las
ocupaciones de la industria eléctrica.
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7
Estructura Organizativa
La Organización de CADAFE esta basada en la teoría
organizacional
lineo funcional, en la cual se destacan las líneas de autoridad
y
responsabilidad así como la de comunicación, indicando la
variedad de
actividades que se realizan para alcanzar los objetivos de la
empresa de
acuerdo con el acta constitutiva, estatutos y disposiciones
existentes.
Junta Directiva
Contraloría Interna
PRESIDENCIA
Dirección deConsultoría Jurídica
Dirección RelacionesIndustriales
Direcciónde Secretaría
Dirección deInformación y Publicidad
Vicep. EjecutivaGeneración y Transmisión
Vicep. Ejecutivade Planificación
Vicep. Ejecutivade Finanzas
Vicep. Ejecutivade Coordinación Filiales
Direcciónde
Generación
Direcciónde
Transmisión
Direcciónde
Planificación
Direcciónde
Informátic
Gcia.Gral. Planta
Centro
Direcciónde
Desarrollo
DirecciónEconomía y
Finanzas
DirecciónAlmacén y
Suministros
DirecciónCoordinación
Comercial
DirecciónCoordinación
Técnica
Figura N° 1. Organigrama Estructural de CADAFE (1996)
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8
Existe una Junta Directiva que es el órgano de gestión
administrativa
ordinaria de la compañía, integrada por el Presidente, dos
miembros de laJunta Directiva y los Vicepresidentes, las
actividades administrativas,
técnicas y operativas de la empresa, son ejecutadas bajo la
dirección de la
Presidencia, Vicepresidencias Ejecutivas, la Contraloría
Interna, Direcciones,
Gerencias, Sistemas de Producción y cuatro empresas regionales
de
distribución y comercialización. Direcciones de Generación y
Transmisión las
cuales tienen a su cargo la responsabilidad de supervisar y
controlar las
operaciones y el mantenimiento de la producción de energía y su
transmisión
a través de cinco Gerencias de Producción, a saber:
Ø Gerencia de Operaciones.
Ø Gerencia de Coordinación de Sistemas.
Ø Gerencia de Transmisión Sistema Oriental.
Ø Gerencia de Transmisión Sistema Central.
Ø Gerencia de Transmisión Sistema Occidental.
Vicepresidencia Ejecutiva deGeneración y Transmisión
Dirección de Transmisión
Gerencia deOperaciones
Gerencia deCoord. Sistemas
SistemaOriental
SistemaCentral
SistemaOccidental
Despachosde Carga Unidad Coord.Técnica
Unidad Coord.Administrativa
Unidad Coord.Recursos Humanos
Figura N° 2. Organigrama Estructural de la dirección de
Transmisión
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El Sistema de Transmisión está conformado por una red cuya
longitud
es de 15.765 Km, de los cuales 1.462 corresponden a 400 kV,
4.491 a 230kV y 9.812 a 115 kV, distribuidos en los tres Sistemas:
Oriente, Centro y
Occidente, con sus respectivos Despachos de Carga de alcance
Regional y
el Centro de Control Nacional, ubicado en la Mariposa. Para
operar la red de
CADAFE, el Sistema cuenta con 162 Subestaciones de Transmisión
con una
capacidad de transformación de 16.497 MVA.
CADAFE a través de su Despacho de Carga Oriental, Central y
Occidental, coordinan las operaciones de sus Sistemas de
Generación y
Transmisión de Energía Eléctrica, lo que permite cumplir con sus
objetivos de
seguridad y economía, para garantizar:
División deTransmisión
Unidad deMantenimiento
Unidad deOperaciones
Zonas deTransmisión
SecciónLíneas
SecciónS/E
Sección Control yEvaluación
rea deMantenimiento
rea deOperaciones
Mantenimiento deSubestaciones
Mantenimiento deLíneas
Figura N° 3. Organigrama Estructural de la División
deTransmisión. Sistema Occidental
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Ø Continuidad del servicio las 24 horas del día.
Ø
Calidad del servicio, manteniendo los parámetros del
SistemaEléctrico de Potencia dentro de las condiciones normales
de
operación.
Ø Economía de operación, aplicando métodos y
procedimientos de
minimización de los costos de la energía.
Ø Acciones correctivas en situaciones de emergencia.
CADAFE además está interconectada con Colombia, a través de
las
Subestaciones La Fría II en 115 kV y el Corozo en 230 kV, ambas
ubicadas
en el estado Táchira, lo que representa un medio importante de
intercambio
de energía eléctrica para ambos países.
Para aumentar la confiabilidad del Sistema de Transmisión,
CADAFE
se ha preocupado por construir sus redes en forma de anillo y
así garantizar
un suministro permanente en caso de fallas.
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Capítulo 1
Generalidades sobre
La Teoría de Mantenimiento
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12
Capítulo 1
En el presente capítulo se hace un resumen de los conceptos
básicos
de la Teoría de Mantenimiento, y su objetivo es dar a conocer
toda la
terminología relacionada con el tema con el propósito de
uniformar el
lenguaje de una manera clara, sencilla y comprensible y pueda
ser entendido
fácilmente el contexto aquí presentado.
Para que exista un buen Programa de Mantenimiento es
necesario
una correcta y eficiente operación de todos y cada uno de los
equipos que
conforman el sistema sometido bajo estudio, ya que el uso
adecuado de
estos equipos permite una disminución en los posibles daños que
a futuro se
puedan presentar, de este modo se reducirán las fallas y los
gastos que
éstas producirían, sobre todo en los Sistemas Eléctricos de
Potencia, los
cuales ameritan un alto grado de atención, responsabilidad y
operatividad.
Por tal motivo, hay que planificar, programar, ejecutar,
inspeccionar ycontrolar todas las actividades para obtener un
eficiente Plan de
Mantenimiento que garantice la disponibilidad operacional de los
equipos a
fin de prestar unas condiciones óptimas de servicio. Cada una de
estas
actividades deben ser ejecutadas con objetivos y metas bien
definidas.
1.1 Definición de Mantenimiento
Se define como todas aquellas actividades necesarias para que
un
equipo sea conservado o restaurado de manera que pueda
permanecer
operando de acuerdo con una condición especificada. Ya que
el
Mantenimiento es una actividad eminentemente dinámica, esta debe
ser
planificada, desarrollando acciones continuas y permanentes para
garantizar
un funcionamiento normal, eficiente y confiable.
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La razón por la que el Mantenimiento Preventivo se ha hecho
tan
importante es que los equipos son tan costosos, y las funciones
que cumplentan importantes y complejas, que si ocurre algún
problema afectará en gran
medida al normal funcionamiento y cumplimiento del servicio.
1.3.1.1 Ventajas del Mantenimiento Preventivo
Ø Confiabilidad, los equipos operan en mejores condiciones
de
seguridad, ya que se conoce su estado, y sus condiciones de
funcionamiento.Ø Mayor duración de los equipos e
instalaciones.
Ø Uniformidad en la carga de trabajo para el personal de
Mantenimiento
debido a una programación de actividades.
Ø Menor costo de las reparaciones.
Su propósito es prever las fallas manteniendo los sistemas
de
infraestructura, equipos e instalaciones productivas en completa
operación a
los niveles y eficiencia óptimos.
1.3.1.2 Fases del Mantenimiento Preventivo
Ø Inventario técnico, con manuales, planos,
características de cada
equipo.
Ø Procedimientos técnicos, listados de trabajos a
efectuar
periódicamente.
Ø Control de frecuencias de trabajo, indicación de la
fecha exacta a
efectuar el mantenimiento.
Ø Registro de eventos, fallas, reparaciones y costos que
ayuden a
planificar.
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15
Es indiscutible que para llevar a cabo un eficiente Plan de
Mantenimiento de cualquier equipo o conjunto de equipos, se hace
necesariocontar con una organización lo más perfecta posible,
recursos financieros
suficientes, repuestos, materiales y equipos de buena calidad y
contar
además con el personal técnico capacitado para llevar a cabo los
planes de
mantenimiento previamente establecidos, cuya función principal
es minimizar
los paros imprevistos o la depreciación excesiva de los equipos
a través de
paros periódicos programados, para descubrir y corregir
condiciones
defectuosas.
Es importante poder contar con un sistema de historias de fallas
de los
equipos existentes dentro de la instalación, ya que no solo
servirán para
identificarlos, sino que debe contener en forma breve los
motivos de las
fallas, partes que se cambiaron y las frecuencias con que
ocurrieron las
mismas. Es necesario conocer además el costo total de las
reparaciones o
fallas debido a paros imprevistos.
Al tener la información mencionada se debe estimar lo que
hubiera
costado si el equipo se hubiera parado con tiempo para
planificar, reunir los
materiales y lograr el uso adecuado de los recursos necesarios
para realizar
las labores de mantenimiento. La diferencia entre lo que costó
la falla y lo
que hubiera costado si se planifican, es el dinero que se puede
invertir en un
Programa de Mantenimiento Preventivo.
A la hora de realizar la inspección se deben incluir todos
los equipos
de procesos, de servicio, equipos accesorios y equipos de
protección,
aquellos que se puedan deteriorar o que sea factible a causar
tiempo ocioso
o sobretiempo de trabajo. Debemos contestarnos las siguientes
preguntas:
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16
Ø ¿Es un artículo crítico?
Si su falla producirá un paro mayor imprevisto o pérdidas
muycostosas, la necesidad del mantenimiento es casi cierta.
Ø ¿Hay equipo de repuesto disponible en caso de que suceda
la falla?
Si la carga de trabajo o responsabilidad se puede desplazar
fácilmente a otro equipo, tomaremos en cuenta otros factores
como
costo de mantenimiento de paro.
Ø ¿El costo de mantenimiento preventivo excede los gastos
de tiempo
ocioso y el costo de reparación o reemplazo?
Si cuesta casi lo mismo retirar un equipo para reparar una
falla
repetitiva que lo que cuesta repararla en su totalidad, el valor
del
mantenimiento preventivo es muy problemático.
Ø ¿La vida normal de un equipo sin mantenimiento
preventivo
sobrepasa las necesidades de producción?Si se espera que surja
la obsolencia más rápidamente que el
deterioro, el mantenimiento preventivo puede ser un desperdicio
de
dinero.
Las partes de cada equipo que se deben inspeccionar se
determinan
mediante la integración de la siguiente información:
Ø Recomendaciones de los fabricantes.
Ø Manuales de servicio emitida por cada equipo.
Ø Experiencia del personal de mantenimiento en
general.
Ø Registros históricos (historia de fallas o
reparaciones).
Ø Frecuencia de trabajo.
Ø Números de paradas imprevistas por parte del equipo.
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El ciclo de inspección de un equipo o conjunto de equipos se
determinará por la porción que más falla. No existe regla
establecida odisponible de cuan a menudo inspeccionar, esto depende
de varios factores:
edad y clase de equipo, medio ambiente, requisitos de seguridad
y horas de
operación.
Existen otros factores tales como: mayor intensidad de uso o
servicio,
susceptibilidad al deterioro; debido a que el equipo puede estar
sujeto a
fricción, fatiga, tensión o corrosión. Susceptibilidad al
siniestro (vibraciones,
sobrecarga o abuso) y susceptibilidad a perder el ajuste.
Si un equipo tiene presente alguna de estas últimas severidades
es
necesario reducir los periodos o intervalos entre servicio de
mantenimiento
preventivo.
Es importante señalar que las actividades relacionadas con
lubricación, limpieza, ajuste en los equipos y en los distintos
tipos deconexiones relacionadas con estos y el cambio de aceite (a
pesar que esto
último implica un paro) no son tareas propias del Mantenimiento
Preventivo,
sino es lo que se conoce como Mantenimiento Rutinario y por
supuesto es
necesario realizarlo en el momento adecuado. Mientras cuando se
realiza el
Mantenimiento Preventivo, existe una implicación de paro para
cambiar.
Reparar o ajustar partes del equipo. Estas tareas deben ser
planeadas,
programadas y controladas bajo un estricto control de
supervisión por parte
del Jefe o Supervisor de Mantenimiento.
Con la normalización de estas actividades se puede obtener
un
mantenimiento eficaz y bien planeado en los sistemas eléctricos,
lo cual es
de suma importancia ya que es el factor básico para dar un
servicio continuo
y de buena calidad al sector industrial, comercial y
residencial.
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El Mantenimiento Preventivo será utilizado por aquellos equipos
que
estén estrechamente asociados al servicio y seguridad del
personal y con losequipos adecuados para realizar dicho
mantenimiento los cuales no deben
estar alejados de los mismos.
1.3.2 Mantenimiento Predictivo
Son aquellas tareas de seguimiento del estado y desgaste de una
o
más piezas o componente de equipos prioritarios a través de
análisis de
síntomas, o análisis por evaluación estadística, que determinan
el puntoexacto de su situación.
Este tipo de Mantenimiento se basa fundamentalmente en
detectar
una falla antes de que suceda, para dar tiempo a corregirla sin
perjuicios al
servicio, ni detención de la producción, etc. Estos controles
pueden llevarse a
cabo de forma periódica o continua, en función del tipo de
equipos, sistema
productivo, etc.
Para ello se usan instrumentos de diagnóstico, aparatos y
pruebas no
destructivas, como análisis de lubricantes, comprobaciones de
temperatura
de equipos eléctricos, etc.
1.3.2.1 Ventajas del Mantenimiento Predictivo
Ø Reduce los tiempos de parada.
Ø Permite seguir la evolución de un defecto en el
tiempo.
Ø Optimiza la gestión del personal de mantenimiento.
Ø Conocer con exactitud el tiempo límite de actuación que
no implique el
desarrollo de un fallo imprevisto.
Ø Toma de decisiones sobre la parada de un equipo en
momentos
críticos.
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Ø Permitir el conocimiento del historial de eventos y
fallas del equipo
para ser utilizada por el Mantenimiento Correctivo.Ø
Facilita el análisis de las averías.
Ø Permite el análisis estadístico del sistema.
1.3.3 Mantenimiento Correctivo
Es la actividad desarrollada para corregir una falla presentada
en un
equipo o sistema después de un paro no previsto. Las
características que
presentan este tipo de mantenimiento son:
Ø Presencia de un carácter urgente.
Ø Necesidad de una solución inmediata para evitar pérdidas
de tiempo,
pérdidas de producción y pérdidas de dinero.
Existen dos tipos de Mantenimiento Correctivo, entre ellos:
1.3.3.1 No Planificado
Corrección de las averías o fallas, cuando estas se presentan, y
no
planificadamente, al contrario del caso de Mantenimiento
Preventivo.
Esta forma de mantenimiento impide el diagnóstico fiable de
las
posibles causas que provocan la falla, pues se ignora si falló
por mal trato,
por abandono, por desconocimiento del manejo, por desgaste
natural, etc.
1.3.3.2 Planificado
El Mantenimiento Correctivo Planificado consiste en la
reparación de
un equipo o máquina cuando se dispone del personal, repuestos
y
documentos históricos necesarios para efectuarlo.
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Capítulo 2
Parámetros Fundamentales
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Capítulo 2
Se debe tomar en cuenta que para aplicar un eficaz Plan de
mantenimiento debe existir un idioma común que englobe la
diversidad de
equipos. Por lo tanto se hace necesario controlar algunas
variables, como
por ejemplo:
Ø Tiempo entre Fallas.
Ø Costos de Mantenimiento.
Ø Tiempo fuera de servicio.
Ø Costo de las reparaciones.
Ø Capacidad productiva de los equipos.
2.1 Parámetros Fundamentales
No es posible obtener una rentabilidad óptima si se descuida
la
función propia del Mantenimiento, por ello se debe analizar los
siguientesparámetros:
2.1.1 Ciclo de Vida de un Equipo:
Plazo de tiempo durante el cual un equipo conserva su capacidad
de
utilización.
2.1.2 Confiabilidad:
Probabilidad de que un equipo lleve a cabo su función
adecuada
durante un periodo de tiempo dado.
2.1.3 Costo del Ciclo de Vida:
Costo total de un equipo a lo largo de su vida, incluyendo los
gastos
de compra, operaciones de mantenimiento, mejora, reforma y
retirada.
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2.1.4 Defecto:
Evento en los equipos que no impiden su funcionamiento,
todavíapueden a corto o largo plazo, provocar su
indisponibilidad.
2.1.5 Desconfiabilidad:
Probabilidad de que un equipo falle en servicio a lo largo de
un
periodo de tiempo dado.
2.1.6 Disponibilidad:
Probabilidad de que un equipo se encuentre disponible para su
uso.
2.1.7 Efectividad de Sistema:
Probabilidad de que un sistema opere a toda capacidad durante
un
período dado.
2.1.8 Factor de Utilización:
Relación entre el tiempo de operación de un equipo y su
tiempodisponible.
2.1.9 Inspección:
Tareas o servicios de Mantenimiento Preventivo, caracterizado
por la
alta frecuencia y corta duración, normalmente efectuada
utilizando
instrumentos de medición electrónica, térmica, sin provocar
indisponibilidad
del equipo.
2.1.10 Lubricación:
Servicios de Mantenimiento Preventivo, donde se realizan
adiciones,
cambios y análisis de lubricantes.
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2.1.11 Mantenibilidad:
Probabilidad de que un componente o equipo pueda ser restaurado
auna condición operacional satisfactoria.
2.1.12 Mantenimiento de Campo:
Son cuadrillas que se trasladan hasta el sitio donde se
encuentra el
equipo para realizar el Mantenimiento Preventivo, Predictivo y
Correctivo.
2.1.13 Mantenimiento en Parada:
Tareas de mantenimiento que solamente pueden realizarse cuando
el
equipo esté parado y/o fuera de servicio.
2.1.14 Mantenimiento en Talleres:
Consiste en llevar el trabajo a realizar a un sitio fijo donde
exista
manufactura, repuestos, ensamblaje, donde se pueda efectuar
un
mantenimiento correctivo en su totalidad.
2.1.15 Mantenimiento No Planificado:
Es aquel que es necesario realizar en emergencias cuando ha
sido
posible prever su ejecución, es mantenimiento de tipo correctivo
que se
efectúa posteriormente a la aparición del accidente.
2.1.16 Mantenimiento Operacional:
Es el que realizan los operadores en sus actividades de rutina,
tal
como lubricación periódica, limpieza, verificación de ruidos
extraños y
ajustes.
2.1.17 Mantenimiento Selectivo:
Servicios de cambio de una o más piezas o componentes de
equipos
prioritarios, de acuerdo con recomendaciones de fabricantes.
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2.1.18 Parada General:
Situación de un conjunto de equipos a los que se
efectúeperiódicamente revisiones y/o reparaciones concentradas y
programadas en
un determinado periodo de tiempo.
2.1.19 Plan de Mantenimiento :
Relación detallada de las actividades de mantenimiento que
necesite
un equipo o conjunto de equipos y de los intervalos temporales
con que
deben efectuarse.
2.1.20 Rata de Fallas:
Probabilidad de falla casi inmediata de un equipo de edad
determinada.
2.1.21 Reconstrucción:
Conjunto de trabajos de reparación, añadiendo mejoras que
por
razones técnicas o económicas se justifiquen. Puede implicar el
aumento dela vida útil y ser calificado como una inversión.
2.1.22 Reparación:
Conjunto de trabajo de rehabilitación que restituyen a un equipo
sus
especificaciones originales.
2.1.23 Soportabilidad:
Cualidad de poder atender una determinada solicitud de
mantenimiento en el tiempo de espera, prefijado y bajo las
condiciones
previstas.
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2.2 Costos de las Reparaciones
Es necesario conocer además el costo total de las reparaciones
o
fallas debido a paros imprevistos. Estos se clasifican en:
2.2.1 Costos Directos:
Mano de obra.
Materiales utilizados.
Sobretiempo.
Otros gastos.
2.2.2 Costos Indirectos:
Tiempo perdido por los obreros de producción.
Desperdicio de materiales.
Preparación de los equipos.
Trabajos que se necesiten volver a ejecutar.
Ajuste.Otras pérdidas posibles.
En conclusión se puede afirmar que los objetivos finales a
lograr son
una mayor efectividad de los sistemas y una reducción en los
costos de
operación.
2.3 Mantenimiento Óptimo
Es una metodología usada para obtener mejoras en el rendimiento
de
cualquier organización, es decir, es la sumatoria de diferentes
principios que
se deben cumplir para tratar de obtener costos totales de
operación mínimos
e instalaciones de operación y servicios, operando en buenas
condiciones
durante un porcentaje de tiempo óptimo.
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2.3.1 Principios Básicos del Mantenimiento Óptimo
Ø El mantenimiento óptimo es parte integral de la
organización y es tan
importante como la producción.
Ø El mantenimiento es una unidad de servicio y no debe
permitirse que
domine las operaciones.
Ø El trabajo de mantenimiento debe ser controlado en su
origen,
supervisando la carga del mismo (horas hombre utilizadas) y
debe
realizarse en forma ordenada.
Ø La ejecución ordenada de la carga de trabajo se logra a
través de unsistema de ordenes de trabajo (ordenes escritas). El
sistema incluye
las siguientes funciones básicas: Solicitud, Planificación,
Estimado,
Autorización, Programación, Ejecución y Revisión.
Ø A excepción de los casos de emergencia, el trabajo de
mantenimiento
debe ser planificado antes de empezarlo. Planificación y
Ejecución
son funciones diferentes. El operador solicitante del trabajo
tiene el
privilegio de exigir un estimado de costo antes de dar su
autorización.
Ø En la organización de mantenimiento deben existir tres
niveles de
operación: Mantenimiento Operacional (trabajos Rutinarios),
Mantenimiento de Campo (realizando en el origen
mantenimiento
preventivo y correctivo) y Mantenimiento de Taller (trabajo
realizado
en un sitio fijo). El Mantenimiento Operacional es realizado por
el
personal de producción.
Ø Todos los trabajos de mantenimiento deben ser revisados
y
comparados por normas preestablecidas y toda desviación debe
ser
corregida de inmediato.
Ø Los costos de mantenimiento deben ser reportados y
registrados de
tal forma que el costo de mantener una facilidad o equipo mayor
sea
determinado fácilmente.
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Ø El mantenimiento debe recibir soporte técnico ordenado:
diagramas,
planos, especificaciones y dimensiones deben estar
disponibles.Ø La función de mantenimiento debe incluir,
programa para medir la
productividad laboral, análisis de actuación, realización de
estudio de
métodos, preparación de normas y desempeño de otras
funciones
técnicas por parte de los supervisores.
Todas estas actividades buscan medir el rendimiento de la
organización, conducir a la toma de decisiones en forma efectiva
y preparar
programas de mantenimiento más eficientes.
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Capítulo 3
Mantenimiento Preventivo, Predictivo y
Correctivo ejecutado en las Subestaciones
de CADAFE
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Capítulo 3
El Mantenimiento General Preventivo, Predictivo y Correctivo que
se
ejecutan dentro de las Subestaciones de CADAFE, está enmarcado
en un
Programa Mensual de Mantenimiento que involucra a todos los
Equipos y
Conjunto de Equipos de Potencia, Servicios Auxiliares,
Mediciones y
Protecciones y Líneas de transmisión, estableciendo un orden
cronológico
para su respectiva ejecución. Entre los tipos de mantenimiento
que se
ejecutan, se encuentran:
3.1 Mantenimiento Preventivo:
Es el que se realiza en los equipos antes que presenten fallas
o
cuando aparezcan indicios de ellas, para mantenerlos en
condiciones
operativas para las cuales fueron diseñados.
3.2 Mantenimiento Predictivo:
Es el que se realiza para detectar una posible falla antes de
quesuceda, de manera que se pueda prever su mantenimiento y
corregirla
a tiempo. Su ejecución es de forma periódica.
3.3 Mantenimiento Correctivo:
Se aplica cuando los equipos o conjunto de ellos han sufrido
fallas significativas y se requiere su reparación de
inmediato.
A continuación se hará una breve descripción de las
distintas
actividades de mantenimiento típico que se le aplica a los
equipos más
importantes que conforman la Subestación Buena Vista, ubicada en
el
Estado Trujillo y forma parte del Sistema de Transmisión
Occidental de
CADAFE.
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3.4 Mantenimiento General de un Autotransformador de Potencia
de
230/115/13.8 kV
Ø Programar los trabajos a ejecutar.
Ø Solicitar el permiso de consignación del equipo.
Ø Planificar el trabajo.
Ø Selección del personal, materiales, equipos y
herramientas necesarias
en sitio.
Cuando el jefe de consignación efectúe la apertura del permiso
ante el
Despacho de Carga y el equipo sea desenergizado, se lo entregará
al jefe de
trabajo informándole que puede proceder a ejecutar los
trabajos
programados, pero antes debe darse cumplimiento de las medidas
de
bloqueos y seguridad como son:
a. Colocar tarjeta de consignación en mandos afectados.
b. Conectar a tierra los equipos involucrados.c. Delimitar áreas
de trabajo.
d. Bloquear orden de disparo.
e. Bloquear mando de Disyuntores.
f. Bloquear mando de Seccionadores.
g. Extraer Disyuntor del Lado de Baja del Autotransformador, si
es
posible.
El siguiente paso es proceder a realizar las pruebas de las
protecciones, entre las que se encuentran:
3.4.1 Protección de Sobretemperatura (alarma y disparo): Se
realiza
desplazando las agujas de los relojes indicadores de temperatura
y
deberán actuar los contactos de alarma y disparo.
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3.4.2 Protección de Sobrepresión: Se realiza abriendo la tapa
del relé de
presión de aceite y se mueve el eje del émbolo que va unido a
uncontacto el cual acciona el relé de disparo.
3.4.3 Relé de Gas (Buchholz) alarma y disparo: Este relé es un
aparato
que provee protección de gas y turbulencia en el aceite. Está
conectado
entre el tanque del Autotransformador y el conservador contiene
dos
flotadores o recipientes abiertos en la parte superior, cada uno
de los
cuales está balanceado por un peso y conectado a un suiche de
mercurio
o uno magnético, que en el caso del elemento superior completa
el
circuito de alarma y en el inferior el de disparo de los
Disyuntores
acoplados al Autotransformador. Este relé cuando está lleno de
aceite,
los contactos del suiche están abiertos. Cuando ocurre una
pequeña falla
en el auto se liberan pequeñas burbujas de gas, y estas en su
viaje al
conservador son atrapadas por el relé, a medida que el gas se
acumula
descenderá el nivel de aceite. Cuando el peso del recipiente
exceda del
peso de balanceo, este descenderá cerrando el switch y
completando elcircuito de alarma. Si se produce una falla de cierta
magnitud, la
generación de gas es tan rápida que produce un aumento violento
de la
presión del aceite y este al desplazarse hacia el conservador
tropieza con
el deflector conectado al recipiente inferior del relé
produciendo el cierre
del suiche de disparo.
3.4.4 Protección de Sobrecorriente (disparo): Debido a que no es
fácil
inyectarle corriente a los TC (Transformadores de Corriente)
instalados en
los bushings, esta prueba se realiza en los relés de
Sobrecorriente,
chequeando las curvas y los ajustes y se usa fundamentalmente
para
proteger al Autotransformador contra los efectos de un corto
circuito
externo o una sobrecarga excesiva. Los ajustes de la protección
deben
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estar por encima del valor de sobrecarga permitida y por debajo
de la
mínima corriente de corto circuito.
3.4.5 Protección Restringida de Falla a Tierra (disparo): Se
basa en la
detección de fugas de corriente en los Autotransformadores con
neutro a
tierra. Este tipo de protecciones se instalan en los lados de
alta y baja
tomando referencia de corriente de los TC instalados en los
bushings que
se conectan entre si en paralelo, este grupo se conecta en serie
con el
secundario de otro TC instalado en el conductor de puesta a
tierra del
Autotransformador. En paralelo a este grupo se instala un
relé en serie
con una resistencia. Si en el Autotransformador ocurre una falla
que haga
circular una corriente por dicho relé, lo hará actuar y enviará
una señal de
disparo que pondrá al Autotransformador fuera de servicio.
3.4.6 Protección Diferencial (disparo): Esta protección compara
las
corrientes que circulan en los devanados de alta tensión contra
los de
baja tensión, los cuales bajo condiciones normales están en una
relaciónconocida, por lo tanto utilizando un TC de relaciones tales
que tengan que
su corriente secundaria sea igual para ambos lados del
Autotransformador de Potencia se obtiene un balance cuando
no hay
fallas. Para esta protección se utiliza un relé diferencial, el
cual tiene
conectado del lado de los TC de alta y baja un transformador
de
interposición que se encarga de igualar las corrientes en
condiciones
normales de operación. Cualquier falla interna romperá el
balance y el
relé operará.
3.4.7 Alarmas: En el momento de realizar las pruebas
descritas
anteriormente, deberán salir las señales ópticas, la alarma
menor (timbre)
y la alarma mayor (Sirena) dependiendo, si la señal indica si es
alarma o
disparo.
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Después de ejecutar todas estas pruebas, se hace lo
siguiente:
a. Pruebas de Rigidez Dieléctrica: Se realiza utilizando un
equipo
denominado Chispómetro, el cual contiene un transformador
automático, una cuba para muestra y un par de electrodos, luego
se
toman muestras en los lugares donde se desea probar.
b. Mantenimiento de Limpieza y Ajuste de Conexiones: Se procede
a
soltar conexiones, limpiar, aplicar silicona yproceder a dar el
ajuste
necesario a aquellas piezas que lo requieran.
c. Mantenimiento de Limpieza de Aisladores: Se ejecuta
utilizando agua,
detergente y trapos esterilizados.
d. Verificar Niveles de Aceite: Se realiza mediante una
observación
visual de los indicadores de nivel.
e. Verificar Fugas de Aceite: Se le realiza una observación
visual todas
las juntas del Autotransfromador.
f. Verificar estado de la Silicagel del Transformador de
Potencia: se hace
una observación visual para ver de que color se encuentra. Si
está decolor rosado se procede a cambiarla.
g. Lavado general, empapelado y mantenimiento de pintura del
Autotransformador.
h. Se recomienda realizar periódicamente pruebas cromatográficas
del
aceite.
Luego de realizar todo este mantenimiento se procede a quitar
las
puestas a tierra y retirar el personal involucrado e informar al
jefe de
consignación que los trabajos fueron concluidos para luego
proceder a
energizar nuevamente el equipo de acuerdo con el Despacho de
Carga.
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3.5 Mantenimiento General de un Disyuntor en Aire Comprimido
Ø Programar trabajos a ejecutar.
Ø Solicitar permiso de consignación.
Ø Planificación del trabajo.
Ø Selección del personal, equipos, materiales y
herramientas en sitio.
Cuando el jefe de consignación efectúe la apertura del permiso
ante el
Despacho de Carga y el equipo sea desenergizado se le entrega al
jefe de
trabajo informándole que puede proceder a ejecutar los
trabajos
programados, pero antes debe darse cumplimiento a las medidas de
bloqueo
y seguridad como son:
a. Colocar tarjeta de consignación en mandos afectados.
b. Conectar a tierra sitios de trabajo.
c. Delimitar áreas de trabajo.
d. Bloquear orden de disparo.e. Bloquear mando de
Disyuntores.
f. Bloquear mando de Seccionadores.
Ø El siguiente paso es proceder a efectuar las pruebas de
discordancia
de polos, que no es más que verificar que los tres polos del
interruptor
abren o cierren al mismo tiempo usando para ello un
instrumento
llamado Impulsómetro verificando de esta manera el tiempo de
apertura y cierre de brazos del interruptor.
Ø Verificar presencia de fugas de aire.
Ø Efectuar ajuste de borneras, mantenimiento de contactos
auxiliares y
relés.
Ø Limpieza general de aisladores, estructura y puntos de
conexión.
Ø Dependiendo del estado de la capa de pintura, se procede
a pintarlo.
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Después de efectuar todo este mantenimiento se procede a quitar
la
puesta a tierra, retiro del personal e informar al jefe de
consignación que lostrabajos fueron concluidos y que proceda a
normalizar al equipo con el
Despacho de Carga.
En general el mantenimiento de los Disyuntores es similar para
todos
los instalados en la Subestación, variando con relación a su
mecanismo de
mando y medio de extinción del arco. Para los Disyuntores de
Mando de
Resorte y Aceite se realiza en base a una programación previa y
según la
cantidad de fallas que hayan ocurrido en un determinado
tiempo.
En el caso de los Disyuntores de Mando Resorte y Gas SF6, el
mantenimiento que se realiza es ajuste de borneras, verificar si
existe fuga
de gas, revisión del motor, limpieza general y pintura si lo
requiere.
3.6 Fallas Comunes en los Seccionadores
3.6.1 Fallas del Sistema de Mando Eléctrico o
Neumático: Esta ocurre por
fallas en el sistema eléctrico que alimenta el motor, o por
fallas de válvula
de comando, pistones de accionamiento y tuberías de aire
comprimido.
3.6.2 Fallas por Cierre Incompleto del Seccionador (fin de
carrera): Esta
se presenta cuando el Seccionador no completa su recorrido, y
por ende
el juego de contactos auxiliares tampoco lo hace y se produce el
bloqueo
de las operaciones del Disyuntor asociado al tramo.
3.6.3 Fallas del Sistema de Enclavamiento (llaves): Se
presenta
generalmente por oxidación o corrosión de los pines de los
candados de
los enclavamientos los cuales no permiten continuar la secuencia
de
operación.
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3.7 ¿Como atacar una falla en un Autotransformador de
Potencia?
Tipo de Falla:
Actuación del Relé Buchholz instalado dentro del tanque
del
Autotransformador de Potencia.
Para reparar esta falla se procede de la siguiente manera:
Ø Despejar el Autotransformador de Potencia.
Ø Consignar el equipo.
Ø Conectar a tierra el Autotransformador.
Ø Revisar el Relé Buchholz y purgarlo.
Ø Si posee gases, efectuarle pruebas de aislamiento y
tomar muestras
para pruebas cromatográficas del aceite.
Ø En caso de que las pruebas anteriores demuestren buen
aislamiento,
proceder a efectuar una prueba de energización del
Autotransformador.
Ø Si no presenta ninguna falla proceder a entregárselo al
jefe deconsignación para que este proceda a efectuar las
operaciones
conjuntamente con Despacho de Carga para su colocación en
servicio.
3.8 ¿Como atacar una falla en un Disyuntor de 115 kV?
Tipo de Falla:
El Disyuntor presentó fuga de aceite y quedó bloqueado pero
en
posición cerrado.
Para reparar esta falla se procede de la siguiente manera:
Ø Pedir permiso de consignación.
Ø Transferir el circuito para dejar libre al Disyuntor
averiado.
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Ø Conectar a tierra sitio de trabajo.
Ø
Revisar Disyuntor averiado.Ø La falla fue un
cilindro de accionamiento.
Ø Proceder a abrir los polos del Disyuntor empleando
llaves especiales
utilizando el procedimiento apropiado.
Ø Reparar el cilindro apropiado.
Ø Montar el cilindro.
Ø Llenar el nivel de aceite hidráulico.
Ø Conectar la bomba.
Ø Efectuar purga.
Ø Esperar completar la presión requerida.
Ø Efectuar pruebas de apertura y cierre.
Si todas estas pruebas resultan positivas se procederá a
entregárselo
al jefe de consignación para que realice las maniobras con
Despacho de
Carga y lo pongan en servicio.
3.9 Programa de Inspección Térmica
Este programa de Mantenimiento Predictivo es ejecutado en
las
instalaciones dos veces al año por personal especializado de la
División de
Transmisión y consiste en la observación visual de todos los
puntos de
conexión de los Equipos de Potencia, utilizando un equipo
denominado
THERMOVISOR, que está compuesto de una cámara infrarroja, un
monitor
de video, una cámara fotográfica y baterías recargables.
Esta inspección debe realizarse en las horas de mayor carga y
cuando
la luz solar sea más débil para evitar observaciones erróneas.
Si son
encontrados Puntos Calientes, el personal técnico que realiza
estas pruebas
genera un informe, anexando los reportes de inspección donde se
indica
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exactamente donde está el punto de falla con la finalidad de que
el personal
de mantenimiento proceda a corregirlo. Este equipo permite
obtenerimágenes instantáneas, que facilita la toma de decisiones.
Durante la
realización de una supervisión termográfica no es necesario que
el equipo
salga fuera de servicio, por lo que se evitan maniobras
innecesarias y
pérdidas de carga.
Criterios de Evaluación:
Ø Los gradientes de temperatura de 1 a 5 °C, no indican
problemas, por
lo tanto se considera la inspección normal.
Ø Los gradientes de temperatura entre 5 y 10 °C, ameritan
mantener en
observación el equipo bajo estudio y esperar una próxima
inspección.
Ø Los gradientes de temperatura entre 10 y 35 °C, indican
que se debe
reparar el equipo lo antes posible.
Ø Un gradiente de temperatura mayor a 35 °C, indica que se
debe
reparar el equipo de inmediato.
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Capítulo 4
Mantenimiento Preventivo en
Líneas de Transmisión
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Capítulo 4
Mantenimiento Preventivo en Líneas de Transmisión
Ø Inspección de Pica.
Ø Inspección de Caminos de Acceso.
Ø Inspección de Conductor.
Ø Inspección de Aisladores.
Ø Inspección de Herrajes.
Ø Inspección de Estructura.
Ø Inspección Aérea.
Ø Inspección de Sitios Críticos.
En todos estos casos se tomarán medidas inmediatas para
efectuar
las correcciones que tengan lugar llevar a cabo.
4.1 Inspección de Pica
CADAFE nombrará los inspectores y estos serán los encargados
de
que los trabajos sean realizados a satisfacción, los inspectores
utilizan cintas
métricas para medir la anchura de la pica de acuerdo al nivel de
tensión. En
el caso de 115 kV se tiene 20m de ancho y para 230 kV se tiene
30m de
ancho, los árboles que estén debajo o a un lado de la línea, le
corresponde
una distancia de 3.4m entre el conductor y el árbol. El
contratista tiene que
ponerse de acuerdo con los inspectores para pedir un permiso
de
consignación para sacar la línea fuera de servicio y proceder a
cortarlos.
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4.2 Inspección de Caminos de Acceso
Comprende la limpieza y arreglo de los desperfectos ocasionados
por
las lluvias, derrumbes, crecimiento de maleza u otras causas en
los caminos
de acceso. El camino se hará de 3m de ancho, la cantidad de
caminos se
distribuirá a lo largo de toda la pica y donde el supervisor lo
crea
conveniente.
4.3 Inspección de Conductor
Los inspectores subirán torre por torre desde el inicio hasta el
final de
la línea, observando polos rotos, conductor en mal estado,
amortiguadores
corridos, varillaje de armado corrido, etc.
4.4 Inspección de Aisladores
Los inspectores subirán torre por torre desde el inicio hasta el
final dela línea observando cadenas pasadas, platos de aisladores
partidos, etc.
4.5 Inspección de Herrajes
Los inspectores subirán torre por torre desde el inicio hasta el
final de
la línea observando falta de cupillas en las mordazas, en los
grilletes
preformados, herrajes partidos, etc.
4.6 Inspección de Estructura
Los inspectores revisarán piezas dobladas, piezas faltantes,
falta de
tornillos, tornillos flojos, luego le tomarán sus respectivos
números para
proceder a corregirlos en la brevedad posible.
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4.7 Inspección de Sitios Críticos
Se efectúa donde hay paso del río, crecimiento rápido de
maleza,
rotura de conductor por vibración, etc.
4.8 Inspección Aérea
Se efectúa para sobrevolar todas o la mayoría de las líneas en
un
tiempo record y así observar cualquier anomalía que pueda
tener
determinada línea tales como: cadenas pasadas, árboles cerca
del
conductor, torres en extremo peligro, pica mala, etc.
4.9 ¿Cómo atacar una falla en línea de transmisión en 115/230
kV?
Ø Pedir un permiso de consignación por
emergencia.
Ø Efectuar una revisión general a toda la línea,
pudiéndose encontrar:
- Un conductor roto.- Un árbol sobre la línea sin
rotura de conductor.
- Una cadena de aisladores perforada.
- Un pararrayo perforado en la Subestación.
- Un cable de guarda roto.
- Una ménsula doblada.
- Una torre caída en el paso del río.
- Casos fortuitos (terremotos, descargas atmosféricas,
saboteos,
derrumbes, etc.)
Ø De acuerdo a la condición encontrada se seguirán las
siguientes
acciones:
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4.9.1 Se encontró un Conductor roto:
Pasos a seguir:
- Seleccionar material y vehículo de doble
tracción.
- Señoritas de 1, 11/2 y 3 toneladas.
- Cortina Metálica.
- Mecates de fuerza.
- Mecates de servicios.
- Escaleras de linieros.
- Máquinas de empalme.
- Empalme para conductores.
- Grilletes y estribos.
- Pértigas de aterramiento.
- Caja de herramientas.
- Botiquín de primeros auxilios.
- Poleas para conductor, poleas para guayas y de
servicio.
- Conductor para el calibre necesitado. -
Equipos y herramientas por lindero (cinturón de seguridad,
casco de seguridad, botas de seguridad, alicate, llave
ajustable,
destornillador, etc.)
4.9.1.1 ¿Cómo reparar falla encontrada?
Ø Traslado y selección de equipos y herramientas en
sitio.
Ø Proceder a efectuar la conexión a tierra de los dos
extremos del
conductor fallado.
Ø Observación física y medición del conductor a
cambiar.
Ø De acuerdo a la distancia que hayan quedado los
conductores, se
procederá a unir extremos con un empalme, sustituyendo el
conductor
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averiado, utilizando el material adecuado, tirfo, señorita,
máquina de
empalme, etc.Ø Teniendo normalizado esto se procede al
levantado del conductor y
retirar pértigas de aterramiento.
Ø El jefe de los trabajos se comunicará con el jefe de
consignación
informándole que los trabajos fueron concluidos y que el
personal se
encuentra fuera de peligro, por lo tanto puede proceder a
energizar la
línea.
4.9.2 Se encontró un árbol sobre la línea sin rotura del
Conductor:
Pasos a seguir:
- Efectuar aterramiento a ambos extremos (torres
adyacentes).
- Amarrar el árbol y proceder a cortarlo previniendo que
el conductor
no se suelte bruscamente, en caso de que el conductor se
averíe
proceder a repararlo.
- Al finalizar esto se le informará al jefe de
consignación y seprocederá a energizar la línea.
4.9.3 Se encontró una Cadena de Aislamiento perforada:
Pasos a seguir:
- Solicitar permiso de consignación.
- Conectar a tierra.
- Proceder al cambio de la Cadena, utilizando los
siguientes
materiales y equipos: mecate de servicio con polea, una
señorita
de 1, 11/2 y 3 toneladas, una escalera, grilletes y
estrabos, platos de
aisladores, un lindero con todos sus implementos de trabajo.
- Al finalizar los trabajos se procederá a quitar el
aterramiento y
participarle al jefe de consignación que los trabajos fueron
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concluidos y que el personal se encuentra fuera de peligro, por
lo
tanto puede energizar la línea.
4.9.4 Se encontró un Pararrayo perforado en la Subestación:
Pasos a seguir:
- Pedir un permiso de consignación.
- Aterrar sitio de trabajo.
- Desconectar Pararrayo perforado.
- Ubicar en sitio el Pararrayo nuevo.
- Desmontaje y montaje de los Pararrayos.
- Efectuar conexiones, quitar pértigas de conexión a
tierra e informar
al jefe de consignación que los trabajos fueron concluidos y que
el
personal se encuentra fuera de peligro, que puede proceder a
energizar la línea.
4.9.5 Se encontró un Cable de Guarda roto:Pasos a seguir:
- Solicitar un permiso de consignación.
- Sacar la línea fuera de servicio.
- De acuerdo a la distancia que hayan quedado los
conductores, se
procederá a unir los extremos con un empalme sustituyendo el
conductor averiado, utilizando el material y equipos
adecuados.
- El jefe de los trabajos se comunicará con el jefe de
consignación
informándole que los trabajos fueron concluidos y que el
personal
se encuentra fuera de peligro, que proceda a energizar la
línea.
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4.9.6 Se encontró una Torre caída en el paso del río:
Pasos a seguir:
- Analizar la situación ocurrida.
- Informar a la Zona.
- Hacer evaluación del trabajo a efectuar.
4.9.7 Se encontró una Ménsula doblada:
Pasos a seguir:
- Solicitar un permiso de consignación.
- Informar a la Zona.
- Tomar características de las piezas de la ménsula.
- Conectar a tierra a ambos extremos.
- Bajar conductores, si existe el material.
- Trasladar el material al sitio de la falla.
- Proceder al cambio de la ménsula.- Subir
conductores, quitar puesta a tierra de ambos extremos.
- Informar al jefe de consignación que los trabajos fueron
concluidos
y que puede energizar nuevamente la línea.
- En los casos fortuitos, proceder de acuerdo a los
nombrados
anteriormente.
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Capítulo 5
Sistema Integral de Mantenimiento
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Capítulo 5
Sistema Integral de Mantenimiento de Equipos de Potencia
Eléctrica
ubicados en la Subestación Buena Vista
La planificación de todas las actividades de Mantenimiento
Preventivo
es un verdadero desafío para hacer exitoso un Programa de
Mantenimiento.
Estas actividades normalmente son los mantenimientos programados
y
efectuados por el personal de mantenimiento y derivan gran parte
de las
tareas menores hacia el operador de los equipos, tanto en su
programación,
control y ejecución. Por tanto es muy fácil predecir, que hacer
un buen
trabajo manual de planeamiento y control de estas tareas es muy
difícil, si no
es que se automatiza el Sistema de Mantenimiento Preventivo.
Debido a que el uso de las computadoras ha aumentado
considerablemente para ayudar a procesar, almacenar y capturar
datos, así
como suministrar información de soporte a las diferentes
actividades, se hacenecesario crear un programa para automatizar la
información manejada en la
planificación de mantenimiento, el cual es el objetivo principal
de este
Capítulo.
El Sistema Integral de Mantenimiento es un sistema de
información
computarizado de mantenimiento de los equipos pertenecientes a
los
sistemas de transmisión de potencia eléctrica ubicados en la
Subestación
Buena Vista del Estado Trujillo a un nivel de tensión de 115 kV
y 230 kV.
El sistema está compuesto por una cantidad de procesos, los
cuales
se definen a continuación:
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5.1 Control de Equipos
Este proceso permite:
Ø La descripción y consulta de la información de todos los
equipos a ser
incorporados al sistema, incluyendo sus características
principales, así
como sus datos de placa, entre otros.
Ø La definición y consulta de los Reportes de Inspección
al igual que la
generación de las Ordenes de Trabajo a ser efectuadas a los
equipos
existentes dentro de la Subestación.
Ø La recuperación de toda la información asociada a los
equipos,
incluyendo los eventos ocurridos en un determinado momento y
sus
respectivos historiales.
Ø La emisión de informes y estadísticas de los procesos
de
mantenimiento.
5.2 Auditoria de Equipos
Este proceso permite definir las características detalladas de
cada uno
de los equipos existentes. (Ver Anexo 2 y 3).
5.3 Programación de las Rutinas de Mantenimiento
Esta opción permite la definición de toda la información de las
rutinas
de mantenimiento a ser aplicadas a los diferentes equipos
ubicados en la
instalación, así como la emisión de todos los reportes
relacionados con los
programas de mantenimiento.
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5.4 Rutinas de Mantenimiento
Este proceso permite definir las diferentes tareas de
mantenimiento
que deben ser aplicadas a los equipos de la empresa. Cada rutina
de
mantenimiento está formada por:
Ø La mano de obra a utilizar.
Ø Materiales y repuestos.
Ø Las tareas a realizar.
La mano de obra que se utiliza al hacerle mantenimiento a un
equipo o
conjunto de equipos se denomina “Requerimiento de Mano de Obra”
y está
formada por la cantidad de trabajadores y número de horas
hombre
planificadas que van a ser utilizadas en dicho
mantenimiento.
El conjunto de materiales y repuestos que se utilizan al
hacerle
mantenimiento a un equipo o conjunto de ellos se denomina
“Requerimientode Materiales y Repuestos” y está formado por las
cantidades de los
diferentes materiales y repuestos que se planifican para ser
utilizadas en el
mantenimiento.
El conjunto de tareas que se realizan a los equipos se
denomina
“Reportes de Inspección”. La descripción del trabajo a ser
realizado se
denomina “Ordenes de Trabajo”.
Para mantener un equipo en particular se requiere de una
cantidad
determinada de mano de obra, materiales y repuestos y una serie
de tareas.
Cada una de estas rutinas se identifica con un código. Este
proceso permite
que se introduzcan al sistema los diferentes requerimientos, así
como su
modificación, consulta, eliminación o impresión.
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5.5 Nomenclatura de Equipos
La nomenclatura de los equipos de maniobras, incluyendo
Disyuntores
y Seccionadores surge de la necesidad de no tener una forma
fácil de
identificar sus nombres, sus posiciones y sus funciones dentro
del sistema.
De esta manera se establece la codificación operativa indicada
a
continuación:
XX_X_XX_XXX
A B C D
El caracter “A” es numérico y se utiliza para denominar la clase
del
grupo de maniobra al cual pertenece de acuerdo al siguiente
orden:
Tabla N° 1. Equipos de Potencia
Código Equipo
01 Transformador de Potencia
02 Disyuntor
03 Seccionador
04 Transformador de Potencial
05 Transformador de Corriente
07 Pararrayos
08 Banco de Baterías
09 Rectificador
13 Planta de Emergencia
22 Barra de Tensión
El caracter “B” es alfabético y representa el nivel de tensión
al cual
está sometido el equipo y se clasifica de la siguiente
manera:
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Tabla N° 2. Niveles de Tensión de Equipos de Potencia
Letra Nivel de Tensión
M 230 kV
H 115 kV
B 34.5 kV
D 13.8 kV
S 120 V
R 48 V
El caracter “C” representa la zona de ubicación a la cual
pertenece el
equipo de acuerdo a la Subestación de Transmisión.
Tabla N° 3. Subestaciones de Transmisión. Sistema Occidental
Subestación Codificación
Buena Vista 6B
El Corozo 2C
Vigía II 6V
Planta Páez 3P
Uribante 2U
El caracter “D” es numérico consecutivo, y representa el
correlativo de
la cantidad de equipos de un mismo tipo existente dentro de la
Subestación.
5.6 Nomenclatura de los Conjuntos de Equipos
Para agilizar las actividades de mantenimiento, se hace
necesario
agrupar los equipos pertenecientes a cada tramo en un Conjunto
de Equipos,
de esta manera se reduce la cantidad de Reportes de Inspección y
Ordenes
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de Trabajo a ser generados al momento de realizar un determinado
trabajo.
Dentro de la Subestación Buena Vista se tienen los siguientes
Conjuntos deEquipos:
Tabla N° 4. Conjunto de Equipos S/E Buena Vista
Código Conjunto
22 Servicios Auxiliares de Corriente Continua
23 Servicios Auxiliares de Corriente Alterna
32 Conjunto de Transformación
37 Salida de Línea a 230 kV
38 Salida de Línea a 115 kV
43 Acople de Barra a 115 kV
44 Barra Principal de Tensión
45 Barra de Transferencia
47 Interruptor y Medio
53 Planta de Emergencia
5.7 Reportes de Inspección
Las diferentes actividades o tareas que se realizan a cada
Equipo o
Conjunto de Equipos específicos se agrupan bajo el título de
“Reporte de
Inspección”. Estos se realizan con la finalidad de obtener una
visión general
de la situación que presenta un equipo en un determinado momento
para
posteriormente ejecutar las actividades de mantenimiento dentro
de las
Ordenes de Trabajo. Un Reporte de Inspección está compuesto
por:
Ø Código del Reporte.
Ø Número del Reporte.
Ø Estructura y Referencia.
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Ø Código del Conjunto.
Ø
Descripción del Conjunto.Ø Frecuencia de
Trabajo.
Ø Tiempo programado.
Ø Tiempo disponible.
Ø Tiempo ejecutado normal.
Ø Tiempo ejecutado extra.
Ø Número de trabajadores.
Ø Descripción de actividades.
Ø Observaciones.
Ø Firmas del personal responsable.
El Código del Reporte permite identificar al conjunto al cual se
le está
realizando dicha inspección, compuesto por la siguiente
estructura:
XX_X_X
A B C
El caracter “A” indica el tipo de Conjunto a inspeccionar.
El caracter “B” le pertenece por defecto la letra “O”, por
tratarse de
inspección a Conjuntos de Equipos (Normativa de la División
de
Transmisión).
El caracter “C” le corresponde la letra “I”, ya que se trata de
un
Reporte de Inspección.
El Número del Reporte representa la cantidad de Reportes de
Inspección generados a ser aplicados a los distintos Equipos o
Conjuntos de
ellos dentro de la Instalación de Potencia.
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La Estructura y Referencia representa el código respectivo a
la
Subestación de Transmisión, para nuestro caso se trata de la S/E
BuenaVista, la cual posee el siguiente código:
13331_2602 S/E Buena Vista
El Código y la Descripción del Conjunto identifican a los
distintos
equipos involucrados en el mantenimiento.
La Frecuencia de Trabajo indica cada cuanto tiempo se le
realizará un
Reporte de Inspección a un determinado Conjunto.
El Tiempo Programado representa la cantidad de horas
necesarias
para realizar dicha inspección.
El Tiempo Disponible se genera de acuerdo a la cantidad de
horas
que aporta cada trabajador en el momento de realizar la
inspección.
El Tiempo Ejecutado Normal se obtiene al final de la jornada
y
representa el tiempo empleado para desarrollar dicha actividad.
Si es
necesario emplear horas adicionales, ya sean horas nocturnas u
horas
trabajadas durante los fines de semana, estas se incluirán en el
Tiempo
Ejecutado Extra.
El Número de Trabajadores representa la cantidad del
personal
involucrado en las actividades de mantenimiento, denominado
Cuadrilla de
Mantenimiento.
La descripción de las actividades comprende las distintas tareas
de
supervisión que se realizan a los diferentes equipos que
conforman un
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determinado Conjunto. Estas actividades varían de acuerdo al
tipo de equipo
que se inspeccione.
Al final de cada planilla se encuentran las posibles
observaciones que
el personal de mantenimiento considere necesarias destacar y por
último el
personal responsable de dichas actividades, entre los que se
destacan:
Ø Técnico de Cuadrilla.
Ø Técnico Supervisor.
Ø Técnico Coordinador.
Ø Jefe de Mantenimiento.
(Ver Anexo 4).
5.8 Ordenes de Trabajo
Permite la definición de las tareas o actividades que se
realizan a losdiferentes Equipos o Conjunto de Equipos en el
momento de la aplicación del
Mantenimiento ya sea Programado, No Programado o de
Emergencia.
Permite también la edición de estas tareas especificando por
equipo las
distintas actividades que deben realizarse para mantener en
buena
operatividad al equipo seleccionado, logrando de esta manera
obtener
continuidad del servicio eléctrico al mayor tiempo posible
reduciendo las
paradas no programadas o de falla del Equipo en cuestión. Una
Orden de
Trabajo está compuesta por:
Ø Código de la Orden.
Ø Número de la Orden.
Ø Estructura y Referencia.
Ø Código y Descripción del Conjunto.
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Ø Tiempo Programado.
Ø
Tiempo Disponible.Ø Tiempo Ejecutado Normal.
Ø Tiempo Ejecutado Extra.
Ø Permiso de Consignación.
Ø Fecha y Hora de Inicio.
Ø Fecha y Hora de Culminación.
Ø Tipo de Trabajo.
Ø Tipo de Vehículo.
Ø Placa del Vehículo.
Ø Número de Trabajadores.
Ø Descripción de las Actividades.
Ø Observaciones.
Ø Firmas del personal responsable.
El Código de la Orden de Trabajo tendrá la forma siguiente:
X_XX_XX
A B C
El caracter “A” tiene por defecto la letra “T” por tratarse de
una Orden
de Trabajo.
El caracter “B” indica el mes de emisión.
El caracter “C” indica el año de emisión.
El Permiso de Consignación viene dado por la Unidad de
Despacho
de Carga, encargada de la operación de los Sistemas de
Generación y
Transmisión de la Energía Eléctrica. Este permiso es
indispensable ya que
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sin él no es permitido aplicarle algún tipo de mantenimiento al
equipo
afectado.Tanto las planillas de Reportes de Inspección y Ordenes
de Trabajo
poseen
