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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
MODELO DE MANTENIMIENTO ENFOCADO EN CONFIABILIDAD (RCM) EN LAS SUBESTACIONES DE LA EMPRESA ELÉCTRICA
QUITO S.A.
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO ELÉCTRICO
DIEGO OSWALDO BAEZ CALVOPIÑA
diego.baez_c@hotmail.com
DIRECTOR: ING. LUIS TACO VILLALBA
luis.taco@epn.edu.ec
Quito, Marzo 2013
I
DECLARACIÓN
Yo, DIEGO OSWALDO BÁEZ CALVOPIÑA, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.
______________________
Diego Oswaldo Báez Calvopiña
II
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por DIEGO OSWALDO BAEZ CALVOPIÑA, bajo mi supervisión.
________________________
ING. LUIS TACO
DIRECTOR DEL PROYECTO
III
AGRADECIMIENTOS
Primeramente a Dios, por haberme bendecido todo este tiempo hasta el día de
hoy para con ello ir conquistando todos mis sueños.
Un sincero agradecimiento al Ing. Luis Taco ya que con su guía, colaboración y
conocimientos me ha ayudado infinitamente para la culminación de este proyecto.
A la Empresa Eléctrica Quito, en especial al Área de operación y mantenimiento,
por su colaboración al facilitarme los datos necesarios para realizar este estudio.
A la Escuela Politécnica Nacional, majestuosa institución, por haberme acogido
en sus aulas y haberme permitido educarme con personal de la más alta calidad
en el país.
A mis compañeros de aulas, por su colaboración a lo largo de mi estadía en esta
prestigiosa institución.
IV
DEDICATORIA
A mis padres Luis Báez y Olga Calvopiña, por haberme dado todo el apoyo tanto
moral, espiritual, sentimental y económico en toda mi vida.
Aunque ahora ya no estés conmigo madrecita yo sé que desde el cielo me sigues
guiando en cada uno de mis pasos, este trabajo es para ti de una manera muy
especial.
A mi hermano José Luis, que con su cariño y respeto me ha sabido apoyar
siempre.
A mi hijo Dieguito, por darme cada día una razón para seguir luchando y salir
adelante.
A todos mis familiares en especial a mis tíos, Elvira y Alberto que han sido como
mis segundos padres.
V
CONTENIDO
DECLARACIÓN ....................................................................................................... I
CERTIFICACIÓN .................................................................................................... II
AGRADECIMIENTOS ............................................................................................ III
DEDICATORIA ...................................................................................................... IV
CONTENIDO .......................................................................................................... V
ÍNDICE DE FIGURAS .......................................................................................... XII
ÍNDICE DE TABLAS ........................................................................................... XIV
GLOSARIO DE TÉRMINOS ............................................................................... XVII
RESUMEN ........................................................................................................ XVIII
PRESENTACIÓN ................................................................................................ XXI
VI
ÍNDICE
1. Filosofías de Mantenimiento ........................................................................ 1
1.1. Introducción ........................................................................................ 1
1.2. Tarea de Mantenimiento .................................................................... 1
1.3. Duración de la tarea de Mantenimiento .............................................. 2
1.4. Recorrido Histórico por las Técnicas de Mantenimiento .................... 3
1.5. Evolución del Mantenimiento de Equipos Eléctricos .......................... 5
1.6. Situación actual del mantenimiento .................................................... 5
1.6.1. Transformadores de potencia ........................................................ 6
1.6.2. Transformadores de medida .......................................................... 6
1.6.3. Interruptores ................................................................................... 6
1.7. Futuro del mantenimiento ................................................................... 6
1.8. Tipos de mantenimiento ..................................................................... 7
1.8.1. Mantenimiento Preventivo o Cíclico ............................................... 7
1.8.2. Mantenimiento Correctivo .............................................................. 8
1.8.3. Mantenimiento Condicional ............................................................ 9
1.9. El costo directo de la tarea de mantenimiento ................................. 11
1.9.1. Costo directo de la tarea de mantenimiento correctivo ................ 14
1.9.2. Costo directo de la tarea de mantenimiento preventivo ............... 14
1.9.3. Costo directo de la tarea de mantenimiento condicional .............. 15
1.10. Concepto del riesgo y su importancia en el mantenimiento ............. 15
1.11. Ordenes de trabajo........................................................................... 16
1.12. Filosofías de Mantenimiento ............................................................ 16
1.12.1. Filosofía de Mantenimiento basada en la falla ........................... 16
1.12.2. Filosofía de Mantenimiento basada en la duración de vida del
sistema ....................................................................................... 19
1.12.3. Filosofía de Mantenimiento basada en la inspección ................. 21
1.12.4. Filosofía de Mantenimiento centrado en confiabilidad ............... 24
1.12.4.1. Siete preguntas básicas .................................................... 25
a) . Funciones y sus criterios de funcionamiento............... 26
b) . Fallas funcionales ....................................................... 26
c) . Modos de falla (Cusas de Falla) .................................. 27
VII
d) . Efectos de las fallas .................................................... 27
e) . Consecuencias de las fallas ....................................... 27
f) .. Tareas de mantenimiento............................................ 29
g) . Acciones a “falta de” ................................................... 31
1.12.4.2. El personal implicado ........................................................ 34
1.12.4.3. Los facilitadores................................................................. 35
1.12.4.4. Los auditores ..................................................................... 36
2. Descripción del sistema existente ............................................................ 37
2.1. Introducción ...................................................................................... 37
2.2. Área de concesión............................................................................ 38
2.3. Generalidades .................................................................................. 38
2.3.1. Subestación eléctrica ................................................................... 38
2.3.2. Esquemas habituales de barras ................................................... 40
1. Barra Simple .......................................................................... 40
2. Barra Simple seccionada ....................................................... 41
3. Barra Simple con by-pass ...................................................... 41
4. Barra principal y barra de transferencia ................................. 42
5. Barra doble ............................................................................ 43
6. Barra doble y doble interruptor .............................................. 44
7. Interruptor y medio ................................................................. 45
8. Barra doble con by-pass ........................................................ 46
9. En anillo o polígono ............................................................... 47
10. Barra doble y barra de transferencia ................................... 48
2.3.3. Número de interruptores y seccionadores para cada tipo de
configuración .............................................................................. 48
2.3.4. Clasificación de las subestaciones eléctricas .............................. 49
a) Por su operación .................................................................... 49
b) Por su servicio ....................................................................... 49
c) Por su construcción ............................................................... 50
2.3.5. Elementos constitutivos de una subestación ............................... 50
2.3.5.1. Transformador ..................................................................... 51
2.3.5.2. Transformadores para instrumento ..................................... 51
VIII
2.4. Descripción de las subestaciones de estudio ................................... 53
1. Subestación Vicentina.................................................................. 54
2. Subestación Sur ........................................................................... 55
3. Subestación Santa Rosa .............................................................. 56
4. Subestación Cotocollao ............................................................... 57
5. Subestación Selva Alegre ............................................................ 58
6. Subestación Pomasqui ................................................................ 59
7. Subestación Norte ....................................................................... 60
2.5. Mantenimiento de Transformadores................................................. 61
2.5.1. Pruebas eléctricas de Campo ...................................................... 62
2.5.2. Pruebas físico-Químicas .............................................................. 62
2.5.3. Pruebas Complementarias ........................................................... 64
a) Compuestos furánicos ........................................................... 64
b) Grado de polimerización ........................................................ 64
c) Análisis de gases disueltos .................................................... 64
2.6. Método de diagnóstico a través de los gases medidos .................... 65
2.6.1. Método de Rogers ....................................................................... 66
2.6.2. Método del total de gases combustibles disueltos ....................... 68
2.7. Diagnóstico de las subestaciones de estudio a través del método del
total de gases combustibles disueltos .............................................. 69
1) S/E Cotocollao ........................................................................... 69
2) S/E Selva Alegre ........................................................................ 70
3) S/E Sur ...................................................................................... 71
4) S/E Norte ................................................................................... 71
5) S/E Santa Rosa ......................................................................... 71
6) S/E Pomasqui ............................................................................ 72
7) S/E Vicentina ............................................................................. 73
3. Análisis de fallas..................................................................................... 74
3.1. Introducción ...................................................................................... 74
3.2. Fallas y contramedidas en los transformadores ............................... 75
3.2.1. Causas de la falla ........................................................................ 75
3.2.2. Tipos de fallas .............................................................................. 76
3.2.3. Descubrimientos de las fallas ...................................................... 77
IX
a) Fallas repentinas ................................................................... 77
b) Fallas que se desarrollan lentamente .................................... 77
3.2.4. Fallas internas del transformador ............................................... 78
3.3. Análisis de las posibles causas y porcentajes de las fallas ocurridas
en los sistemas de estudio ............................................................... 79
3.4. Regulación del CONELEC-002/06 ................................................... 85
3.4.1. Definiciones ............................................................................... 85
3.4.2. Disponibilidad de una instalación ............................................... 85
3.4.3. Disponibilidad de las subestaciones de estudio ......................... 86
3.4.4. Análisis de disponibilidad de las subestaciones de estudio ....... 89
a) S/E Pomasqui ........................................................................ 89
b) S/E Vicentina ......................................................................... 89
c) S/E Santa Rosa ..................................................................... 89
d) S/E Sur .................................................................................. 90
e) S/E Norte ............................................................................... 90
f) S/E Cotocollao ....................................................................... 90
g) S/E Selva Alegre .................................................................... 90
3.4.5. Número de desconexiones permitidas por el CONELEC ........... 90
3.4.5.1. Definiciones ....................................................................... 91
4. Programación actual de Mantenimientos ............................................. 93
4.1. Introducción ...................................................................................... 93
4.2. Planificación y organización del mantenimiento ............................... 93
4.3. La carga de trabajo .......................................................................... 94
4.3.1. Trabajos no programados .......................................................... 94
4.3.2. Trabajos Programados .............................................................. 95
4.4. Análisis de los recursos de mantenimiento ...................................... 96
1. Personal ..................................................................................... 96
2. Repuestos .................................................................................. 96
3. Herramientas ............................................................................. 97
4.5. Planificación del trabajo de mantenimiento ...................................... 97
4.6. Mantenimiento de transformadores propuesto por el fabricante ...... 98
4.6.1. Programa de mantenimiento preventivo ...................................... 98
X
a) Temperatura del transformador ............................................. 98
b) Inspección del volumen de aceite .......................................... 99
c) Ruido ..................................................................................... 99
d) Aflojamiento de las piezas de fijación y de las válvulas ......... 99
e) Fugas de aceite ................................................................... 100
4.6.2. Periodicidad de las inspecciones ............................................. 100
4.6.3. Mantenimiento e inspección de los bushings ........................... 101
4.6.3.1. Inspección de rutina ........................................................ 101
a) Excesivo calentamiento local .................................... 101
b) Contaminación .......................................................... 101
c) Daños mecánicos ...................................................... 102
4.6.3.2. Inspección Regular .......................................................... 102
a) Evaluación del deterioro del aislamiento ................... 102
b) Inspección por excesivos calentamiento parciales .... 103
c) Inspección de daños locales de los bushings ........... 103
d) Inspección de fugas de aceite ................................... 103
4.6.3.3. Almacenamiento .............................................................. 103
4.6.4. Mantenimiento e inspección del equipo de refrigeración ......... 103
a) Radiador del tipo de Auto-enfriamiento ............................... 104
b) Mantenimiento e inspección de los termómetros ................. 104
c) Termómetro tipo reloj ........................................................... 104
4.6.5. Mantenimiento e inspección del indicador de nivel de aceite .. 105
a) Indicador nivel de aceite tipo reloj ........................................ 105
4.6.6. Mantenimiento e inspección de los relés de protección ........... 105
a) Relé Buchholz...................................................................... 106
b) Relé de protección del cambiador de tomas bajo carga ...... 106
4.6.7. Mantenimiento e inspección de la válvula de sobrepresión ..... 107
4.6.8. Como detectar una falla ........................................................... 107
a) Tratamiento de las fugas del tanque .................................... 107
4.7. Mantenimiento de disyuntores propuesto por el fabricante ............ 108
4.7.1. Plan de inspecciones y mantenimiento .................................... 109
4.8. Mantenimiento propuesto por la E.E.Q.S.A .................................... 110
a) Cronograma del mantenimiento preventivo de la E.E.Q.S.A ... 111
XI
b) Actividades del mantenimiento preventivo para Transformadores
de potencia ............................................................................... 112
c) Actividades del mantenimiento preventivo para disyuntores ... 113
4.9. Aplicación del RCM en nuestras casos de estudio ........................ 114
4.9.1. Análisis de modos y efectos de falla (AMFE) ........................... 114
4.9.2. Tablas de AMFE ...................................................................... 114
4.9.3. Análisis de severidad para el recurso humano y ambiental ..... 126
4.9.4. Análisis de riesgos ................................................................... 128
4.9.5. Análisis de riesgos, vulnerabilidad y aceptabilidad de las
subestaciones de estudio ......................................................... 134
4.9.5.1. Transformadores y disyuntores ....................................... 134
4.9.6. Registro del AMEF, tareas, acciones y frecuencias de
mantenimiento para los sistemas de los casos de estudio ....... 143
4.10. Órdenes de trabajo para el modelo de mantenimiento general en el
equipo primario de las subestaciones de estudio .......................... 148
4.10.1. Modelo de mantenimiento general en el equipo primario de la
S/E Pomasqui ........................................................................... 149
4.10.2. Modelo de mantenimiento general en el equipo primario de la
S/E Vicentina ............................................................................ 157
4.10.3. Modelo de mantenimiento general en el equipo primario de la
S/E Sta, Rosa ........................................................................... 158
4.10.4. Modelo de mantenimiento general en el equipo primario de la
S/E Sur ..................................................................................... 169
4.10.5. Modelo de mantenimiento general en el equipo primario de la
S/E Norte .................................................................................. 170
4.10.6. Modelo de mantenimiento general en el equipo primario de la
S/E Cotocollao .......................................................................... 171
4.10.7. Modelo de mantenimiento general en el equipo primario de la
S/E Selva Alegre ...................................................................... 183
4.11. Repuestos ...................................................................................... 191
4.12. Costos por energía no suministrada............................................... 191
4.13. Ingreso de datos al SGM ................................................................ 195
XII
5. Conclusiones y recomendaciones ...................................................... 196
Bibliografía ............................................................................................ 200
Anexos ................................................................................................... 202
XIII
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1.1. Tarea de Mantenimiento .......................................................................2
Figura 1.2. Diagrama de flujo del Mantenimiento Preventivo ..................................8
Figura 1.3. Diagrama de flujo del Mantenimiento Correctivo ...................................9
Figura 1.4. Diagrama de flujo del Mantenimiento Condicional ............................. 11
Figura 1.5. El costo de la tarea de mantenimiento como variable aleatoria ......... 13
Figura 1.6. Algoritmo para una Filosofía de Mantenimiento Basada en la
Falla ..................................................................................................................... 17
Figura 1.7. Algoritmo para una Filosofía de Mantenimiento Basada en la
Vida del Sistema .................................................................................................. 20
Figura 1.8. Algoritmo para una Filosofía de Mantenimiento Basada en la
Inspección ............................................................................................................ 23
Figura 1.9. Siete preguntas básicas del RCM ...................................................... 26
Figura 1.10. Algoritmo para una Filosofía de Mantenimiento Basada en
Confiabilidad RCM ............................................................................................... 34
Figura 2.1. Sistema eléctrico de Potencia Simple ................................................ 39
Figura 2.2. Sistema Eléctrico de Potencia con una Subestación de
elevación .............................................................................................................. 39
Figura 2.3. Sistema Eléctrico de Potencia con dos Subestaciones de
elevación .............................................................................................................. 40
Figura 2.4. Esquema “Barra Simple” .................................................................... 40
Figura 2.5. Esquema “Barra Simple seccionada” ................................................. 41
Figura 2.6. Esquema “Barra Simple con by - pass” .............................................. 42
Figura 2.7. Esquema “Barra Principal y Transferencia” ........................................ 42
Figura 2.8. Esquema “Barra Doble” ...................................................................... 43
Figura 2.9. Esquema “Barra Doble y doble interruptor” ........................................ 44
Figura 2.10. Esquema “Interruptor y medio” ......................................................... 45
Figura 2.11. Esquema “Barra Doble con by - pass” ............................................. 46
Figura 2.12. Esquema “En anillo o polígono” ....................................................... 47
Figura 2.13. Esquema “Barra Doble y Barra de Transferencia” ........................... 48
Figura 2.14. Subestación Vicentina ...................................................................... 54
Figura 2.15. Subestación Sur ............................................................................... 55
XIV
Figura 2.16. Subestación Sta. Rosa ..................................................................... 56
Figura 2.17. Subestación Cotocollao .................................................................... 57
Figura 2.18. Subestación Selva Alegre ................................................................ 58
Figura 2.19. Subestación Pomasqui ..................................................................... 59
Figura 2.20. Subestación Norte ............................................................................ 60
Figura 3.1. Número de fallas totales por año ....................................................... 82
Figura 3.2. Comparación del número de fallas en cada subestación por año ...... 83
Figura 4.1. ENS al año ....................................................................................... 192
Figura 4.2. USD al año ....................................................................................... 193
Figura 4.3. Comparación ENS al año ................................................................. 193
Figura 4.4. Comparación CENS al año .............................................................. 194
Figura 4.5. Ventana SGM ................................................................................... 195
XV
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 2.1. Tipos de configuración y el número de seccionadores e
Interruptores necesarios ....................................................................................... 49
Tabla 2.2. Configuración de las subestaciones de estudio .................................. 54
Tabla 2.3. Simbología de los diagramas de las subestaciones ............................ 61
Tabla 2.4. Categorías de gases claves y posibles fallas ...................................... 65
Tabla 2.5. Fallas típicas de acuerdo al resultado de la relación entre los
gases encontrados ............................................................................................... 67
Tabla 2.6. Método del total de gases combustibles disueltos .............................. 69
Tabla 3.1. Modelo de tabla de fallas de la E.E.Q.S.A. .......................................... 80
Tabla 3.2. Número de fallas 2007 – 2012 ............................................................ 81
Tabla 3.3. Porcentaje de fallas 2007 – 2012 ........................................................ 81
Tabla 3.4. Rango según el porcentaje de fallas ................................................... 81
Tabla 3.5. Designación de las subestaciones en base al porcentaje de fallas ..... 82
Tabla 3.6. Fallas por cusa básica ......................................................................... 84
Tabla 3.7. Rango según la Confiabilidad de las Subestaciones de estudio ......... 86
Tabla 3.8. Disponibilidad de las Subestaciones de estudio en el año 2007 ......... 86
Tabla 3.9. Disponibilidad de las Subestaciones de estudio en el año 2008 ......... 87
Tabla 3.10. Disponibilidad de las Subestaciones de estudio en el año 2009 ....... 87
Tabla 3.11. Disponibilidad de las Subestaciones de estudio en el año 2010 ....... 88
Tabla 3.12. Disponibilidad de las Subestaciones de estudio en el año 2011 ....... 88
Tabla 3.13. Disponibilidad de las Subestaciones de estudio en el año 2012 ....... 89
Tabla 3.14. Número máximo de desconexiones permitidas por el CONELEC ..... 91
Tabla 4.1. Periodicidad de las inspecciones ...................................................... 101
Tabla 4.2. Servicios de Mantenimiento .............................................................. 109
Tabla 4.3. Plan Inspección y Mantenimiento ...................................................... 110
Tabla 4.4.1. Cronograma Enero – Junio ............................................................ 111
Tabla 4.4.2. Cronograma Julio – Diciembre ....................................................... 111
Tabla 4.5. Mantenimiento Preventivo de Transformadores de Potencia ............ 112
Tabla 4.6. Mantenimiento Preventivo de Disyuntores ........................................ 113
Tabla 4.7. AMEF del sistema de transformación de potencia ............................ 122
XVI
Tabla 4.8. AMEF del sistema de corte y seccionamiento: Disyuntor .................. 125
Tabla 4.9. Nivel de Probabilidad ......................................................................... 126
Tabla 4.10. Nivel de Severidad para el Recurso Ambiental ............................... 127
Tabla 4.11. Nivel de Severidad para el Recurso Humano .................................. 127
Tabla 4.12. Valorización de las consecuencias .................................................. 128
Tabla 4.13. Matriz de Riesgos ............................................................................ 129
Tabla 4.14. Matriz de Vulnerabilidad .................................................................. 130
Tabla 4.15. Matriz de Aceptabilidad ................................................................... 131
Tabla 4.16. Nivel de efectividad de las medidas existentes ............................... 131
Tabla 4.17. Riesgos, vulnerabilidad y aceptabilidad disyuntores ....................... 132
Tabla 4.18. Riesgos, vulnerabilidad y aceptabilidad transformadores ................ 133
Tabla 4.19. Valorización de las consecuencias de Disyuntores
138 kV Pomasqui. .............................................................................................. 135
Tabla 4.20. Valorización de las consecuencias de Disyuntores
23 kV Pomasqui ................................................................................................. 136
Tabla 4.21. Riesgos, vulnerabilidad y aceptabilidad de Disyuntores 138 kV
Pomasqui ........................................................................................................... 137
Tabla 4.22. Riesgos, vulnerabilidad y aceptabilidad de Disyuntores 23 kV
Pomasqui ........................................................................................................... 138
Tabla 4.23. Valorización de las consecuencias Transformador T1 Pomasqui ... 139
Tabla 4.23. Riesgos, Vulnerabilidad y Aceptabilidad de Transformador
T1 Pomasqui ...................................................................................................... 140
Tabla 4.26. Valorización de las consecuencias Transformador T2 Pomasqui ... 141
Tabla 4.24. Riesgos, Vulnerabilidad y Aceptabilidad de Transformador
T2 Pomasqui. ..................................................................................................... 142
Tabla 4.27. Datos de Transformadores .............................................................. 144
Tabla 4.28. Datos de Transformadores .............................................................. 147
Tabla 4.29. Plan de Mantenimiento S/E Pomasqui ........................................... 156
Tabla 4.30. Plan de Mantenimiento S/E Vicentina ............................................ 157
Tabla 4.31. Plan de Mantenimiento S/E Santa Rosa ........................................ 168
Tabla 4.32. Plan de Mantenimiento S/E Sur...................................................... 169
Tabla 4.33. Plan de Mantenimiento S/E Norte .................................................. 170
Tabla 4.34. Plan de Mantenimiento S/E Cotocollao .......................................... 182
XVII
Tabla 4.35. Plan de Mantenimiento S/E Selva Alegre ....................................... 190
Tabla 4.36. Costo anual ENS ............................................................................. 192
Tabla 4.37. Costo por mantenimiento preventivo ............................................... 194
XVIII
GLOSARIO DE TÉRMINOS
DMT Duración de la tarea de mantenimiento.
SNI Sistema Nacional Interconectado
S/E Subestación
MTTM Tiempo medio de mantenimiento.
TTF Tiempo para que suceda la falla.
CU Coeficiente de utilización
RCM Mantenimiento Centrado en Confiabilidad
TDGC Total de gases combustibles disueltos
MTBF Tiempo medio entre fallas
CONELEC Consejo Nacional de Electricidad
ENS Energía no suministrada
CENS Costo de Energía no suministrada
E.E.Q.S.A. Empresa Eléctrica Quito S.A
λ Tasa de fallas
TRANSELECTRIC S.A. Compañía Nacional de Transmisión Eléctrica
XIX
RESÚMEN
La Empresa Eléctrica Quito S.A. es la responsable de suministrar energía a la
ciudad de Quito y sus alrededores, así como, del mantenimiento programado y no
programado de sus instalaciones sujeto al cumplimiento de criterios de calidad,
con la finalidad de llevar a cabo la distribución de energía y continuidad del
servicio en el sistema de distribución de la ciudad de Quito, dentro de los
estándares está sujeto a indicadores como: frecuencia de desconexiones y tiempo
de indisponibilidad de cada instalación.
El presente estudio se basa en la propuesta de un modelo de mantenimiento para
las subestaciones de la Empresa Eléctrica Quito S.A. enfocado en la metodología
del “Mantenimiento Centrado en Confiabilidad (RCM)” para lograr un
mejoramiento en los recursos de la empresa.
Una definición amplia de RCM podría ser “un proceso que se usa para determinar
lo que debe hacerse para asegurar que un elemento físico continúa
desempeñando las funciones deseadas en su contexto operacional presente”.
Para esto tomaremos como base siete subestaciones, que son las más relevantes
dentro del sistema de distribución de energía eléctrica en la ciudad de Quito;
éstas son: Cotocollao, Pomasqui. Selva Alegre, Norte, Sur, Vicentina y Sta. Rosa
ya que si una de ellas sufre una falla con consecuencias graves podría ocasionar
un colapso dentro del sistema.
Para continuar con este estudio se realizará el análisis del estado de los equipos
primarios de la subestación ya que son los elementos más relevantes en los
sistemas, pero sin descuidar otros elementos que actúan conjuntamente con los
equipos primarios.
Analizaremos en que se encuentran estos equipos en base a pruebas hechas
anteriormente a estos elementos, así como también número de operaciones y
fallas que han sufrido las subestaciones de estudio.
XX
Una vez culminado éste análisis se procede a la implementación del
Mantenimiento Centrado en Confiabilidad, de acuerdo al número de fallas y el
análisis de modos de falla, esto se refiere a contestar las siete preguntas básicas
del RCM.
La utilización de la estrategia del mantenimiento centrado en confiabilidad brinda
la opción de proponer frecuencias de mantenimiento al equipo anteriormente
indicado, incorporando parámetros propios de operación, los mismos que son
analizados y considerados.
Al final del estudio, se establecen alternativas de mantenimiento al equipo
primario de las subestaciones representativas para el ingreso de éstos resultados
al paquete computacional SGM que maneja la E.E.Q.S.A. para sus
mantenimientos.
Conclusiones y recomendaciones proponiendo futuras líneas de investigación
para continuar con el proyecto de mantenimiento de la compañía para sus
subestaciones.
XXI
PRESENTACIÓN
Para realizar el presente proyecto se lo dividió en cinco capítulos de acuerdo a las
necesidades que exigía el mismo de la siguiente manera:
CAPÍTULO I: Se presenta las diferentes filosofías de mantenimiento, para de esta
manera elegir la mejor y aplicar a las subestaciones de la Empresa.
CAPÍTULO II: Se describe el estado en el que se encuentran los elementos de las
subestaciones a ser analizadas; para ello este estudio se basa en pruebas
existentes realizadas de manera periódica a los equipos de los diferentes
sistemas.
CAPÍTULO Iii: En este capítulo se realiza un análisis de fallas en base a
operaciones de protecciones y tipos de fallas. Conjuntamente se determina que
subestación es la más propensa a sufrir interrupciones de varios tipos, como
operacionales y ambientales.
CAPÍTULO IV: Se establecen modelos de mantenimientos para cada una de las
subestaciones examinadas; así como sus respectivos períodos de aplicación,
para ser considerados e ingresados al programa computacional SGM de Empres
Eléctrica Quito y obtener beneficios en recursos económicos, humanos, de
mantenimiento y transporte.
Asimismo se realiza un análisis de costos por energía no suministrada.
CAPÍTULO V: Se presentan las respectivas conclusiones y recomendaciones.
1
CAPÍTULO 1
FILOSOFÍAS DE MANTENIMIENTO
1.1. INTRODUCCIÓN.
Debido a las exigencias que se presentan en el sector eléctrico ecuatoriano ya
que si hablamos de energía eléctrica se trata del recurso más importante para la
producción de un país, es necesario establecer la mejor filosofía de
mantenimiento que nos permita optimizar los recursos tanto económicos como
técnicos de la mejor manera posible; así como, la fiabilidad de cada uno de los
equipos, para de esta manera evitar cortes innecesarios de energía por alguna
falla en los equipos lo que significa a la larga pérdidas económicas para la
empresa eléctrica que ofrece el servicio, para la industria y en definitiva para el
país.
Es necesario entonces asegurar la operación de los equipos, en una forma
continua y libre de inconvenientes, a través de un programa de mantenimiento
adecuado, en base a inspecciones periódicas cuyas frecuencias deberán ser las
óptimas para el mejor funcionamiento de las subestaciones eléctricas.
1.2. TAREA DE MANTENIMIENTO.
Una tarea de mantenimiento es el conjunto de actividades que debe realizar el
usuario para mantener la funcionabilidad del elemento o sistema.
De esta forma, la entrada para el proceso de mantenimiento está representada
por la necesidad de ejecución de una tarea específica a fin de que el usuario
conserve la funcionabilidad del elemento o sistema, mientras que la salida es la
propia realización de la tarea de mantenimiento, como se muestra en la Figura
N°1. Es necesario fijarse que cada tarea específica requiere recursos específicos
para su finalización, llamados recursos para la tarea de mantenimiento. También
2
es importante recordar que cada tarea se realiza en un entorno específico, por
ejemplo a bordo de un barco, bajo lluvia o nieve, en condiciones de guerra,
radiación solar, humedad, temperatura y situaciones similares, que pueden tener
un impacto significativo en la seguridad, precisión y facilidad de la finalización de
la tarea.
RECURSOS
ENTORNO
Tarea demantenimiento
Completa
Necesidadesde
Mantenimiento
Tarea deMantenimiento
Figura N° 1.1. Tarea de Mantenimiento
1.3. DURACIÓN DE LA TAREA DE MANTENIMIENTO.
Se acepta normalmente en la práctica de ingeniería que tareas de mantenimiento
supuestamente idénticas, realizadas bajo similares condiciones, requieren
diferentes lapsos de tiempo. Las razones principales para estas variaciones se
pueden clasificar en tres grupos:
Factores personales: Habilidad, motivación, experiencia, actitud, capacidad
física, vista, autodisciplina, formación, responsabilidad y otras
características similares relacionadas con el personal implicado.
3
Factores condicionales: entorno operativo y las consecuencias que ha
producido el fallo en la condición física, forma, geometría y características
similares del elemento o sistema sometido a mantenimiento.
Factores de entorno: temperatura, humedad, ruido, iluminación, vibración,
momento del día, época del año, viento, etc. En el personal de
mantenimiento durante la ejecución de la tarea de mantenimiento.
1.4. RECORRIDO HISTÓRICO POR LAS TÉCNICAS DE
MANTENIMIENTO.
La evolución de las técnicas de mantenimiento ha ido siempre ligada con las
evoluciones tecnológicas que ha permitido incrementar significativamente el
aprendizaje acerca del comportamiento degenerativo interno de los equipos que
hace tan sólo unos cuantos años era prácticamente desconocido.
Cabe destacar la idea de que el mantenimiento tiene como principal función hacer
que los sistemas no se averíen y que además permanezcan en operación durante
el mayor tiempo posible.
Los equipos o sistemas, aparte de presentar su lógico envejecimiento por el
continuo deterioro de cualidades, pueden fallar como consecuencia de otras
causas externas, que son las más difíciles de evitar.
El conocimiento del estado de los equipos, por tanto, permitirá definir actuaciones
o no en éstos con el fin de lograr los objetivos del mantenimiento.
Desde las antiguas técnicas correctivas aplicadas en los equipos, hasta las
modernas técnicas de monitorización desde entonces han transcurrido una serie
de estados que conviene analizar.
El mantenimiento correctivo, por la causa que fuere, consistía en la intervención
en la unidad como consecuencia de una avería producida durante su normal
funcionamiento. En ésta, consiste la idea más antigua del mantenimiento,
relegada en la actualidad únicamente a unidades de costo tecnológico muy
4
reducido y con exigencias de mercado no elevadas.
Esta forma de actuar, implicaba a la larga, costos muy elevados y con gran
dificultad en la planificación de inversiones.
Se produjo la lógica evolución pasándose al denominado mantenimiento
preventivo. Esta técnica aunque hoy día en declive, todavía es utilizada
dependiendo de la unidad considerada y supone en casos particulares una mejor
planificación de recursos. La idea es clara: se establecen revisiones periódicas en
los equipos independientemente de su estado, basándose exclusivamente en el
tiempo transcurrido o número de actuaciones realizadas.
El principal inconveniente de esta filosofía es que a menudo se incurre en
elevados costos, en algunos casos no necesarios, y además, en ocasiones, el
desconocimiento de los modos de falla de las unidades hace que no se logren
reducir significativamente la tasa de fallas por problemas inherentes en los
equipos.
La introducción en el mercado de nuevas herramientas predictivas de diagnóstico,
como consecuencia del progreso de los avances tecnológicos está respondiendo
adecuadamente a las exigencias actuales de mantenimiento. Estas técnicas
predictivas tienen como filosofía de actuación la siguiente: Realizar intervenciones
únicamente cuando sea necesario.
La conjunción de esta idea con la del mantenimiento basado en la confiabilidad de
los equipos permite optimizar los costos y desde luego, reducir la tasa de fallas.
Sin embargo posee dos grandes enemigos: El desconocimiento del tiempo de
gestación de algunas fallas en las unidades y modos de falla todavía no
descubiertos.
En la actualidad, y basadas en las actividades predictivas, se tiende hacia las
técnicas de monitorización en continuo de los equipos, que permite, el
conocimiento de su estado en tiempo real disminuyendo significativamente el
efecto causado por los inconvenientes anteriormente citados y especialmente el
primero de ellos.
5
1.5. EVOLUCIÓN DEL MANTENIMIENTO DE EQUIPOS
ELÉCTRICOS.
Como las exigencias de competitividad a las que se ve sometida la industria son
cada vez mayores han repercutido directamente en la evolución del
mantenimiento aplicado a los equipos eléctricos.
Son muchos los esfuerzos que se están realizando hacia la consecución de los
objetivos de aumento de la disponibilidad de los equipos y reducción de la tasa de
fallos intempestivos, que además deben ser alcanzados con una optimización del
binomio calidad/costo de mantenimiento.
Los continuos avances tecnológicos registrados en la última década han permitido
el desarrollo de nuevas herramientas de diagnóstico de estado de equipos,
potenciando el mantenimiento predictivo y ha permitido la evolución de las
filosofías de mantenimiento basadas en la confiabilidad.
1.6. SITUACIÓN ACTUAL DEL MANTENIMIENTO.
En la actualidad, el Mantenimiento se basa principalmente en técnicas preventivo-
predictivas que se coordinan mediante una política de Mantenimiento Basado en
la Confiabilidad de los Equipos (RCM).
Esta amplia y compleja política que aún a características técnicas y económicas,
permite tender a la explotación óptima de los sistemas.
El primer paso de esta actuación consiste en efectuar una selección exhaustiva
de técnicas predictivas evolucionadas.
A continuación se exponen de modo orientativo algunas de las técnicas utilizadas
dependiendo del equipo considerado:
1.6.1. TRANSFORMADORES DE POTENCIA.
6
1. Análisis de aceites (Predictiva Básica).
2. Análisis de capacidad y tangente de delta (Predictiva Básica).
3. Revisión de reguladores (Preventiva/Predictiva).
4. Revisión general no intrusiva de dispositivos (Preventiva).
5. Análisis de movimientos de arrollamientos FRA (Predictiva).
6. Medida de Resistencia Óhmica de arrollamientos (Predictiva).
7. Ensayo de Excitación (Predictiva Básica).
8. Análisis de bornes (Predictiva Básica).
9. Verificación de relación a tensión elevada (Predictiva).
10. Reactancia.
1.6.2. TRANSFORMADORES DE MEDIDA.
1. Detección de presencia de descargas parciales (Predictiva).
2. Análisis de capacidad y tangente de delta (Predictiva).
3. Análisis de aceite (Predictiva).
4. Inspección Visual (Predictiva).
1.6.3. INTERRUPTORES.
1. Medida de sincronismo, velocidad y desplazamiento (Predictiva Básica).
2. Medida de resistencia de contactos (Predictiva Básica).
3. Medida de resistencia dinámica de contactos (Predictiva).
4. Revisión periódica no intrusiva (Preventiva).
1.7. FUTURO DEL MANTENIMIENTO.
MONITOREO.
Las técnicas utilizadas hasta la fecha han repercutido positivamente en el
mantenimiento de los equipos. Sin embargo, y aunque la tasa de fallas ha
quedado reducida de modo muy significativo, las técnicas predictivas por sus
características discretas tienen como principal enemigo el tiempo de gestación de
7
falla en las unidades. El modo utilizado para la determinación es la realización de
seguimientos que en la mayoría de los casos permite cuantificar su velocidad de
degradación. Sin embargo, tiempos de gestación rápidos debidos a modos de
falla complejas resultan difíciles de determinar.
La solución a lo anterior se produce con el conocimiento en tiempo real del estado
de los equipos, lo que permitiría si se conocieran todos los modos de falla, reducir
a cero las fallas producidas por anomalía inherente de los mismos. Hoy en día ya
existen sistemas de monitoreo aplicados a equipos de alta tensión que, aunque
limitados por características técnicas y económicas, se encuentran en constante
crecimiento. La idea inicial es monitorear equipos críticos:
Monitoreo de transformadores (regulador, aceite).
Monitoreo de bornes (corrientes de desequilibrio).
Monitoreo de transformadores de medida (corrientes de desequilibrio).
Monitoreo de interruptores (eventos dinámicos, SF6).
Monitoreo de autoválvulas (corrientes de desequilibrio).
1.8. TIPOS DE MANTENIMIENTOS.
Según su objetivo los tipos de mantenimiento se pueden clasificar en:
Mantenimiento Preventivo.
Mantenimiento Correctivo.
Mantenimiento Condicional.
1.8.1. MANTENIMIENTO PREVENTIVO O CÍCLICO.
La tarea de mantenimiento preventivo (Preventive Task, PRT) es una tarea que se
realiza para reducir la probabilidad de falla del elemento o sistema, o para
maximizar el beneficio operativo. Una tarea de mantenimiento preventivo típica
consta de las siguientes actividades de mantenimiento:
Ø Desmontaje.
8
Ø Recuperación o sustitución.
Ø Montaje.
Ø Pruebas.
Ø Verificación.
DesmontajeRecuperación
ysustitución
Montaje Pruebas Verificación
DMTP
Figura N° 1.2. Diagrama de flujo del Mantenimiento Preventivo.
La duración de la tarea está dada por DMTP, que representa el tiempo
transcurrido necesario para la conclusión con éxito de la tarea de mantenimiento
preventivo.
Independiente de la condición en que el componente a mantener se encuentra en
el momento de la acción: se realiza en ciclos preestablecidos,
independientemente de la condición en que se encuentre en el momento de la
intervención. Uno de los conceptos fundamentales de RCM es que no todos los
componentes (mecánicos, eléctricos, electrónicos, etc.) se comportan de acuerdo
con el patrón de falla de vida útil, o sea que no siempre la probabilidad de falla
aumenta, cuando el elemento envejece.
Esto sólo se cumple cuando todas las unidades iguales a ese componente,
presentan una baja y uniforme probabilidad de falla durante un cierto lapso de
tiempo conocido, a partir del cual la probabilidad de falla crece rápidamente.
En tales casos, la posibilidad de restaurar o de reemplazar el componente justo
antes de cumplirse esa vida útil conocida es técnicamente factible. Si además
merece la pena ser realizado (lo cual deberá ser analizado de acuerdo con las
normas de RCM) estaríamos ante un caso típico y tradicional de mantenimiento
preventivo.
1.8.2. MANTENIMIENTO CORRECTIVO.
9
Las tareas de mantenimiento correctivo (Corrective Tasks, CRT) son las tareas
que se realizan con intención de recuperar la funcionabilidad del elemento o
sistema, tras la pérdida de su capacidad para realizar la función o las
prestaciones que se requieren. Una tarea de mantenimiento correctivo típica
consta de las siguientes actividades:
Ø Detección de la falla.
Ø Localización de la falla.
Ø Desmontaje.
Ø Recuperación o sustitución.
Ø Montaje.
Ø Pruebas.
Ø Verificación.
Detección dela falla
Localizaciónde la falla
DesmontajeRecuperacióny sustitución
Montaje Pruebas Verificación
DMTC
Figura N°1.3. Diagrama de flujo del Mantenimiento Correctivo.
La duración de la tarea está dada por DMTC, que representa el tiempo
transcurrido necesario para la conclusión con éxito de la tarea de mantenimiento
correctivo.
1.8.3. MANTENIMIENTO CONDICIONAL.
Tradicionalmente, las políticas de mantenimiento preventivo y correctivo han sido
preferidas por los Directores de mantenimiento. Sin embargo, durante los últimos
veinte años, muchas organizaciones industriales han reconocido los
inconvenientes de estos métodos.
Por tanto, la necesidad de proporcionar seguridad y de reducir el costo de
mantenimiento, ha llevado a un interés creciente en el desarrollo de políticas de
mantenimiento alternativas. Entonces, el método que parece ser más atractivo
10
para minimizar las limitaciones de las tareas de mantenimiento existentes es la
política de mantenimiento condicional, COT (Conditional Maintenance Task). Este
procedimiento de mantenimiento reconoce que la razón principal para realizar el
mantenimiento es el cambio en la condición y/o en las prestaciones, y que la
ejecución de las tareas de mantenimiento preventivo debe estar basada en el
estado real del elemento o sistema. De esta forma, mediante la vigilancia de
ciertos parámetros sería posible identificar el momento más conveniente en que
se deben realizar las tareas de mantenimiento preventivo.
Consecuentemente, la tarea de mantenimiento condicional representa una tarea
de mantenimiento que se realiza para conseguir una visión de la condición del
elemento o sistema, o descubrir una falla oculta, a fin de determinar, desde el
punto de vista del usuario, el curso de acción posterior para conservar la
funcionabilidad del elemento o sistema.
La tarea de mantenimiento condicional se basa en actividades de vigilancia de la
condición que se realizan para determinar el estado físico de un elemento o
sistema. Por tanto, el objetivo de la vigilancia de la condición, sea cual sea su
forma, es la observación de los parámetros que suministran información sobre los
cambios en la condición y/o en las prestaciones del elemento o sistema. La
filosofía de la vigilancia de la condición es por tanto la evaluación de la condición
en ese momento del elemento o sistema, mediante el uso de técnicas, para
determinar la necesidad de realizar una tarea de mantenimiento preventivo, que
pueden variar desde los simples sentidos humanos hasta un instrumental
complejo.
Una tarea de mantenimiento condicional consta de las siguientes actividades de
mantenimiento:
Ø Evaluación de la condición.
Ø Interpretación de la condición.
Ø Toma de decisiones.
11
Evaluación de lacondición
Interpretación dela condición
Toma dedesición
DMTm
Figura N° 1.4. Diagrama de flujo del Mantenimiento Condicional.
La duración de la tarea se representa por DMTm, que indica el tiempo transcurrido
necesario para la conclusión con éxito de la tarea de mantenimiento condicional.
1.9. EL COSTO DIRECTO DE LA TAREA DE MANTENIMIENTO.
El costo directo asociado con cada tarea de mantenimiento (Cost of Maintenance
Task, CMT), está relacionado con el costo de los recursos de mantenimiento
(Cost of Maintenance Resources, CMR), utilizados directamente durante la
ejecución de la tarea:
CMT = f (Cs, Cm, Cp, Cte, Cf, Cd) (1.1.)
Donde :
Cs = costo de los repuestos.
Cm = costo del material.
Cp = costo del personal.
Cte = costo de las herramientas y el equipo.
Cf = costo de las instalaciones.
Cd = costo de los datos técnicos.
Es necesario recalcar que el tipo y cantidad de todos los recursos de
mantenimiento necesarios para la conclusión con éxito de cualquier tarea de
mantenimiento son consecuencia del diseño del elemento o sistema y se estudian
durante el análisis de mantenibilidad del proceso de diseño.
12
El costo del personal ligado a una tarea de mantenimiento específico, es función
de las siguientes variables:
Cp = f DMT, HCP (1.2)
donde:
DMT (Duration of Elapsed Maintenance Time) es una variable aleatoria que
representa el tiempo empleado en la tarea de mantenimiento.
DMTP = t para el que M(t) = P(DMT ≤ t) = t
dttm0
)( = P (1.3)
(Horary Cost of the Personnel, HCP) representa el valor monetario del coste
horario del personal empleado en la ejecución de una tarea específica de
mantenimiento.
En la práctica diaria, los ingenieros tratan con más frecuencia con el valor medio
del coste directo de la tarea de mantenimiento, que puede definirse como:
MCMT = CS + Cm + Cte + Cf + Cd + MDMT x HCP (1.4)
si suponemos que el costo de todos los recursos de mantenimiento, salvo el
personal, es constante.
Sin embargo, la expresión general del costo de cada tarea de mantenimiento
depende de los valores porcentuales de las variables aleatorias DMT, definidas en
la ecuación (1.3), y por tanto:
CMTP = CS + Cm + Cte + Cf + Cd + DMTP x HCP (1.5)
Donde las expresiones de los valores porcentuales de la duración de la tarea de
mantenimiento, vienen definidas completamente por las distribuciones de
probabilidad teóricas disponibles.
13
Por ejemplo, si el usuario quiere conocer el costo directo de mantenimiento que
cubriría; por ejemplo, el 80 por ciento de las tareas de mantenimiento realizadas,
se usaría la siguiente expresión:
CMT80 = CS + Cm + Cte + Cf + Cd + DMT80 x HCP (1.6)
En la Figura N°1.5. se muestra la representación gráfica de la ecuación (1.6).
Es necesario subrayar que el costo definido en la ecuación (1.5) puede diferir
considerablemente según los diferentes tipos de tareas de mantenimiento.
Figura N° 1.5. El costo de la tarea de mantenimiento como variable aleatoria.
La razón principal es el hecho, de que las tareas de mantenimiento preventivo se
realizan en un instante de tiempo predeterminado antes de que el fallo tenga
lugar, lo que significa que los recursos de mantenimiento usados para la
conclusión de esta tarea con éxito son los absolutamente necesarios. Sin
embargo, en el caso de las tareas de mantenimiento correctivo, existe una alta
posibilidad de que se desarrollen fallas secundarias causadas por la presencia de
14
fallas primarias, lo que a su vez puede exigir el uso de algunos recursos
adicionales.
1.9.1. COSTO DIRECTO DE LA TAREA DE MANTENIMIENTO CORRECTIVO.
El costo directo asociado con cada tarea de mantenimiento correctivo, (CMTC),
está relacionado con el costo de los recursos de mantenimiento necesarios para
la conclusión con éxito de la tarea,
CMRC. La expresión general del costo de cada tarea de mantenimiento correctivo
tendrá la forma siguiente:
CMTC = f CCC
d
C
f
C
te
C
m
C
s HCPDMTCCCCC ,,,,,, (1.7)
En la práctica diaria, los ingenieros tratan con más frecuencia con el valor medio
de los costos de mantenimiento correctivo, lo que se representa mediante
MCMTC.
MCMTC = ),( CCC
d
C
f
C
te
C
m
C
s HCPDMTCCCCC (DCCCC (1.8)
1.9.2. COSTO DIRECTO DE LA TAREA DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO.
El costo directo asociado con cada tarea de mantenimiento preventivo, (CMTP),
está relacionado con el costo de los recursos de mantenimiento necesarios para
la conclusión con éxito de la tarea. De esta forma, la expresión general del costo
de cada tarea de mantenimiento preventivo tendrá la forma siguiente:
CMTP = f PPP
d
P
f
P
te
P
m
P
s HCPDMTCCCCC ,,,,,, (1.9)
En la práctica diaria, los ingenieros tratan con más frecuencia con el valor medio
de los costos de mantenimiento preventivo, que se representa mediante MCMTP.
MCMTP = ),( PPP
d
P
f
P
te
P
m
P
s HCPDMTCCCCC (DCCCC (1.10)
15
1.9.3. COSTO DIRECTO DE LA TAREA DE MANTENIMIENTO
CONDICIONAL.
El costo directo asociado con cada tarea de mantenimiento condicional, (CMTm),
está relacionado con el costo de los recursos de mantenimiento necesarios para
la conclusión con éxito de la tarea, (CMRm). Consecuentemente, la expresión
general del costo de cada tarea de mantenimiento condicional tendrá la forma
siguiente:
CMTm = f mmm
d
m
f
m
te
m
m
m
s HCPDMTCCCCC ,,,,,, (1.11)
En la práctica diaria, los ingenieros tratan con más frecuencia con el valor medio
de los costos de mantenimiento condicional, que se representa mediante MCMTP.
MCMTm = ),( mmm
d
m
f
m
te
m
m
m
s HCPDMTCCCCC (DCCCC (1.12)
El costo de las tareas de Mantenimiento Correctivo, Preventivo y Condicional se
calcula en función de las mismas variables pero se debe considerar que si es
necesario aplicar una tarea de mantenimiento correctivo, el ítem puede ya estar
dañado parcial o completamente y en las tareas de mantenimiento preventivo o
condicional lo que se busca es evitar que el equipo falle y se produzcan daños
irreversibles en los mismos.
1.10. CONCEPTO DEL RIESGO Y SU IMPORTANCIA EN EL
MANTENIMIENTO.
Uno de los objetivos de una estrategia de mantenimiento es la minimización de
los riesgos, tanto para los seres humanos y el ambiente, causado por la falla
inesperada del equipo.
Utilizando un enfoque basado en riesgos se asegura una estrategia, que
responde a esos objetivos.
16
Este enfoque utiliza la información obtenida del estudio de los modos de fallo y
sus consecuencias económicas. El análisis de riesgos es una técnica para
identificar, caracterizar, cuantificar y evaluar de la pérdida de un evento.
En el enfoque del análisis de riesgos se integra la probabilidad y análisis de
consecuencias en las distintas etapas del análisis y trata de responder a las
siguientes preguntas:
ü ¿Qué puede funcionar o ir mal que podría conducir a un fallo del sistema?
ü ¿Cómo puede darse la condición de mal funcionamiento?
ü ¿Qué tan probable es su ocurrencia?
ü ¿Cuáles serían las consecuencias si ocurre?
Así, el riesgo puede ser definido cualitativa / cuantitativamente como el siguiente
conjunto de par de datos para un escenario de falla en particular.
RIESGO = PROBABILIDAD DE FALLA x CONSECUENCIA DE FALLA (1.13)
1.11. ÓRDENES DE TRABAJO.
Las órdenes de trabajo son requesitos que necesitan ser ejecutados para su
culminación. Las órdenes de trabajo (OTS) son establecidas por todas las
acciones de inspección y otros trabajos en el equipo en términos de rutinas. Estas
rutinas suelen incluir información de cuándo, dónde y exactamente en qué
consiste el trabajo que será desarrollado. Son generadas en un sistema
informático de mantenimiento.
1.12. FILOSOFÍAS DE MANTENIMIENTO.
1.12.1. FILOSOFÍA DE MANTENIMIENTO BASADA EN LA FALLA.
17
La política de mantenimiento basada en la presentación de la falla (Failure Based,
FB) constituye un método en el que se realizan tareas de mantenimiento
correctivo tras ocurrir un fallo, a fin de recuperar la funcionabilidad del elemento o
sistema considerado. Por consiguiente, este método de mantenimiento se puede
describir como de reparación de averías, posterior al fallo, o no programado. En la
Figura N°6 se representa un diagrama de procedimiento para la política de
mantenimiento basada en el fallo. Por lo general, esta política se aplica a
elementos cuya pérdida de funcionabilidad no repercute en la seguridad del
usuario y/o del entorno o en las consecuencias económicas de la falla o en el
funcionamiento del sistema.
MANTENIMIENTO BASADOEN EL FALLO
Sistema en uso
Fallo en elelemento/sistema
Tarea demantenimiento
correctivo
Figura N° 1.6. Algoritmo para una Filosofía de Mantenimiento Basada en la Falla.
Ventajas.
El principal atractivo de esta política de mantenimiento es la total utilización de la
vida operativa del elemento considerado. Ello significa en la práctica que el tiempo
18
medio para el mantenimiento (Mean Time To Maintenance, MTTM) de los
elementos sometidos a esta política de mantenimiento,
MTTMf, es idéntico al MTTF. En consecuencia el coeficiente de utilización de los
elementos considerados, CUf, valdrá siempre 1:
11MTTF
MTTMCU
ff (1.14)
Siendo: 0
dttRMTTFMTTM (1.15)
Donde: R(t) se conoce como función de fiabilidad, definida como
R (t) = P (TTF > t) = t
dttf (1.16)
en que f(t) representa la función de densidad de la variable aleatoria conocida
como tiempo hasta la falla (Time To Failure, TTF).
En la práctica ello implica que cuando se aplica la política de mantenimiento FB,
el usuario recupera íntegramente su inversión monetaria en el elemento o
sistema.
Inconvenientes.
A pesar de la ventaja monetaria que ofrece esta política de mantenimiento,
presenta ciertos inconvenientes, entre los más importantes tenemos:
a) La falla de un elemento puede a su vez acarrear daños a otros elementos
del sistema o al sistema mismo. Los análisis de los costos de
mantenimiento han demostrado que una reparación realizada tras una falla,
será normalmente tres o cuatro veces más cara que si se hubieran
realizado tareas de mantenimiento preventivo.
19
b) Como el tiempo de aparición de la falla es incierto no puede planearse la
tarea de mantenimiento, por lo que se debe esperar mayor tiempo de
inmovilización, debido a la indisponibilidad de recursos (repuestos,
personal, herramientas, etc.).
Por tanto, esta política puede llegar a ser más costosa, debido al costo directo
para recuperar la funcionabilidad del sistema, y al costo indirecto incurrido como
resultado de la pérdida de producción, prestigio e incluso vidas.
1.12.2. FILOSOFÍA DEL MANTENIMIENTO BASADA EN LA DURACIÓN DE
VIDA DEL SISTEMA.
Según la política de mantenimiento basada en la duración de vida del sistema
(Life-Based, LB), se realizan tareas de mantenimiento preventivo a intervalos
fijos, que son función de la distribución de vida de los elementos considerados.
Como el principal objetivo es prevenir la falla y sus consecuencias, este método
de mantenimiento es a menudo llamado política de mantenimiento preventivo.
Otro nombre que puede encontrarse en la literatura para esta política, es el de
mantenimiento planificado. La razón es que las tareas de mantenimiento se
realizan en un tiempo operativo predeterminado, lo que significa que es posible
planificar todas las tareas y proporcionar todo el apoyo preciso.
En la Figura N°1.7. se presenta un diagrama del procedimiento de mantenimiento
LB. El tiempo para efectuar el mantenimiento, TP, se determina incluso antes de
que el elemento haya comenzado a funcionar. A intervalos predeterminados de la
vida en estado funcionable, se llevan a cabo tareas de mantenimiento preventivo
especificadas. Si el elemento falla antes del tiempo TP, el usuario debe realizar
tareas de mantenimiento correctivo; en el momento TP es necesario realizar la
tarea preventiva planeada, como muestra la Figura.
La política de mantenimiento LB puede aplicarse con efectividad a elementos o
sistemas que cumplen algunos de los siguientes requisitos:
20
a) Al realizar la tarea se reduce la probabilidad de producción de fallas en el
futuro.
b) El costo total de aplicar esta política es sustancialmente menor que el de la
política de mantenimiento basado en la falla.
MANTENIMIENTO BASADO ENLA VIDA DEL SISTEMA
Taza de mantenimientopreventivo realizado en el
momento Tp
Sistema en uso
Tiempo predeterminado, Tp
Figura N° 1.7. Algoritmo para una Filosofía de Mantenimiento Basada en la Vida
del Sistema.
Ventajas.
a) Una de las principales ventajas de esta política de mantenimiento es el
hecho de que las tareas de mantenimiento preventivo se realizan en un
instante de tiempo predeterminado, con lo que pueden suministrarse por
anticipado todos los recursos de apoyo al mantenimiento, evitando posibles
interrupciones costosas.
b) Otra ventaja de la política LB es evitar la producción de fallas, que en
algunos casos pueden tener consecuencias catastróficas para el usuario y
para el entorno.
21
Inconvenientes.
A pesar de las ventajas presentadas anteriormente, la política de mantenimiento
LB tiene bastantes inconvenientes que deben reconocerse y minimizarse. Por
ejemplo, puede ser poco rentable porque se reemplazan prematuramente la
mayoría de los elementos, independientemente de su estado. El coeficiente de
utilización del elemento o sistema considerado es menor que 1, CUl, definido
como:
11MTTF
MTTMCU
Pl (1.16)
En esa expresión, MTTMP es el tiempo medio para el mantenimiento LB, que se
define como:
MTTFdttDMTTMTP
P MTP
0 (1.17)
1.12.3. FILOSOFÍA DEL MANTENIMIENTO BASADA EN LA INSPECCIÓN.
Tradicionalmente, las políticas de mantenimiento preventivo y correctivo han sido
las favoritas entre los directores de mantenimiento. Sin embargo, durante los
últimos veinte años, muchas organizaciones industriales han reconocido los
inconvenientes de estos métodos. Por tanto, la necesidad de proporcionar
seguridad y de reducir el costo de mantenimiento ha llevado a un interés creciente
en el desarrollo de políticas de mantenimiento alternativas. El método que parece
ser más atractivo para minimizar las limitaciones de las tareas de mantenimiento
existentes es la política de mantenimiento basado en la condición (Inspection-
Based, IB). Este procedimiento de mantenimiento admite que la razón principal
para realizar el mantenimiento es el cambio en la condición y/o las prestaciones, y
que la ejecución de las tareas de mantenimiento preventivo debe estar basada en
el estado real del elemento o sistema. Mediante el control de ciertos parámetros
sería posible identificar el momento más conveniente en el que se deben realizar
las tareas de mantenimiento preventivo.
22
La inspección es una tarea de mantenimiento condicional, que tiene como
resultado un informe sobre la condición del elemento, es decir, si la condición es
satisfactoria o no, lo que se determina a través del RCI. El rasgo común de todas
estas tareas es que los resultados obtenidos no tienen ningún efecto sobre la
programación de la siguiente inspección. Antes de que el elemento o sistema se
ponga en servicio se determina la frecuencia más adecuada para las
inspecciones, TIi.
Así, durante la operación del elemento o sistema, las inspecciones se llevan a
cabo con intervalos fijos especificados hasta que se alcanza el nivel crítico,
RCI(TIi) > RCIcr, en cuyo momento se realizan las tareas de mantenimiento
preventivo prescritas. Si el elemento falla entre inspecciones, se realiza un
mantenimiento correctivo. El algoritmo presentado en la Figura N°1.8. muestra el
procedimiento de mantenimiento cuando se usa la inspección para vigilar la
condición.
23
MANTENIMIENTO BASADO ENLA INSPECCION
Determinación del Ti yRClcr
Sistema en uso
Inspección deRCl en Ti
RCl > RClcr
Tarea de mantenimientopreventivo
SI
NO
Figura N° 1.8. Algoritmo para una Filosofía de Mantenimiento Basada en la
Inspección.
Ventajas.
a) Detección, lo más pronto posible, del deterioro en la condición y/o en las
prestaciones de un elemento o sistema.
b) Reducción del tiempo de inmovilización de los sistemas, ya que los
ingenieros de mantenimiento pueden determinar el intervalo de
mantenimiento óptimo, a través de la condición de los elementos
24
componentes. Esto permite una mejor planificación del mantenimiento y un
uso más eficaz de los recursos.
c) Mejora de la seguridad, ya que las técnicas de vigilancia permiten al
usuario detener el sistema antes de que se produzca una falla.
d) Aumento de la disponibilidad, al poder mantener los sistemas funcionando
durante más tiempo.
El coeficiente de utilización de la vida del elemento, cuya sustitución se basa en la
condición que presenta, puede determinarse según la siguiente expresión:
MTTF
dtR
MTTF
MTIRCU
crRCIiR
M
M 0 (1.18)
Donde MTIR representa el tiempo medio hasta la sustitución del elemento.
1.12.4. FILOSOFÍA DEL MANTENIMIENTO CENTRADO EN LA
CONFIABILIDAD (RCM).
Las siglas RCM provienen del lenguaje inglés Reliability Centred Maintenance,
que significa Mantenimiento centrado en la confiabilidad, es un proceso que se
usa para determinar los requerimientos del mantenimiento de los elementos
físicos en su contexto operacional.
RCM se llama Mantenimiento centrado en la Confiabilidad porque reconoce que el
mantenimiento no puede hacer más que asegurar que los elementos físicos
continúen consiguiendo su capacidad incorporada y confiabilidad inherente.
No se puede lograr mayor confiabilidad que la diseñada al interior de los activos y
sistemas que la brindada por sus diseñadores. Cada componente tiene su propia
y única combinación de modos de falla, con sus propias intensidades de falla.
Cada sistema opera en un ambiente único consistente de ubicación, altitud,
25
profundidad, atmósfera, presión, temperatura, humedad, salinidad, exposición a
procesar fluidos o productos, velocidad, aceleración, entre otros. La función
determinada de cualquier equipo puede definirse de muchas formas dependiendo
exactamente de dónde y cómo se esté usando (el contexto operacional).
Como resultado de esto, cualquier intento de formular o revisar las políticas de
mantenimiento deberían comenzar con las funciones y los estándares de
funcionamiento asociados a cada elemento en su contexto operacional presente.
Esto lleva a la siguiente definición formal de RCM:
Una definición más amplia de RCM podría ser “un proceso que se usa para
determinar lo que debe hacerse para asegurar que un elemento físico continúa
desempeñando las funciones deseadas en su contexto operacional presente”.
1.12.4.1. Siete preguntas básicas.
El RCM se centra en la relación entre la organización y los elementos físicos que
la componen. Antes de que se pueda explorar esta relación detalladamente, se
necesita saber qué tipo de elementos físicos existentes en la empresa, y decidir
cuáles son las que deben estar sujetas al proceso de revisión del RCM. En la
mayoría de los casos, esto significa que se debe de realizar un registro de
equipos completo si no existe ya uno.
Más adelante, RCM hace una serie de preguntas acerca de cada uno de los
elementos seleccionados, como sigue:
A
M
E
F
¿CUÁL ES SON LAS FUNCIONES?
¿DE QUÉ FORMA FALLO?
¿QUÉ ORIGINA LA FALLA?
¿QUÉ PASA CUANDO FALLA?
¿QUÉ OCURRE SI FALLA?
26
Figura N° 1.9. Siete preguntas básicas del RCM.
a) Funciones y sus Criterios de Funcionamiento.
Cada elemento de los equipos debe de haberse adquirido para unos propósitos
determinados. En otras palabras, deberá tener una función o funciones
específicas. La pérdida total o parcial de estas funciones afecta a la organización
en cierta manera. La influencia total sobre la organización depende de:
La función de los equipos en su contexto operacional.
El comportamiento funcional de los equipos en ese contexto.
Como resultado de esto el proceso de RCM comienza definiendo las funciones y
los estándares de comportamiento funcional asociados a cada elemento de los
equipos en su contexto operacional.
Cuando se establece el funcionamiento deseado de cada elemento, el RCM pone
un gran énfasis en la necesidad de cuantificar los estándares de funcionamiento
siempre que sea posible. Estos estándares se extienden a la producción, calidad
del producto, servicio al cliente, problemas del medio ambiente, costo operacional
y seguridad.
b) Fallas Funcionales
Una vez que las funciones y los estándares de funcionamiento de cada equipo se
hayan definido, el paso siguiente es identificar cómo puede fallar cada elemento
en la realización de sus funciones.
¿SE PUEDE HACER ALGO PARA PREVENIR LA FALLA?
¿QUÉ PASARÍA SI NO SE PUEDE PREVENIR LA FALLA?
LÓGICA DE
DESICIONES
27
Esto lleva al concepto de una falla funcional, que se define como la incapacidad
de un elemento o componente de un equipo para satisfacer un estándar de
funcionamiento deseado.
c) Modos de Falla (Causas de Falla)
El paso siguiente es tratar de identificar los modos de falla que tienen más
posibilidad de causar la pérdida de una función. Esto permite comprender
exactamente lo que se puede prevenir.
Cuando se está realizando este paso, es importante identificar cuál es la causa
origen de cada falla. Esto asegura que no se malgaste el tiempo y el esfuerzo
tratando los síntomas en lugar de las causas. Al mismo tiempo, cada modo de
falla debe ser considerado en el nivel más apropiado, para asegurar que no se
malgasta demasiado tiempo en el análisis de falla en sí mismo.
d) Efectos de las Fallas
Cuando se identifica cada modo de falla, los efectos de las fallas también deben
registrarse (en otras palabras, lo que pasaría sí ocurriera). Este paso permite
decidir la importancia de cada falla, y por lo tanto que nivel de mantenimiento (si
lo hubiera) sería necesario.
El proceso de contestar sólo a las cuatro primeras preguntas produce
oportunidades sorprendentes y a menudo muy importantes de mejorar el
funcionamiento, la seguridad, y también de eliminar errores. También mejora
enormemente los niveles generales de comprensión acerca del funcionamiento de
los equipos
e) Consecuencias de las Fallas
Una vez que se hayan determinado las funciones, las fallas funcionales, los
modos de falla y los efectos de los mismos en cada elemento significativo, el
próximo paso en el proceso del RCM es preguntar cómo y cuánto importa cada
28
falla. La razón de esto es porque las consecuencias de cada falla dicen si se
necesita tratar de prevenirlos. Si la respuesta es positiva, también sugieren con
qué esfuerzo debemos tratar de encontrar los fallas.
RCM clasifica las consecuencias de las fallas en cuatro grupos:
ü Consecuencias de las fallas no evidentes: Las fallas que no son
evidentes no tienen impacto directo, pero exponen a la organización a otras
fallas con consecuencias serias, a menudo catastróficas. Un punto fuerte
del RCM es la forma en que trata las fallas que no son evidentes, primero
reconociéndolos como tales, en segundo lugar otorgándoles una prioridad
muy alta y finalmente adoptando un acceso simple, práctico y coherente
con relación a su mantenimiento.
ü Consecuencias en la seguridad y el medio ambiente: Una falla tiene
consecuencias sobre la seguridad si puede afectar físicamente a alguien.
Tiene consecuencias sobre el medio ambiente si infringe las normas
gubernamentales relacionadas con el medio ambiente. El RCM considera
las repercusiones que cada falla tiene sobre la seguridad y el medio
ambiente, y lo hace antes de considerar la cuestión del funcionamiento.
Pone a las personas por encima de la problemática de la producción.
ü Consecuencias Operacionales: Una falla tiene consecuencias
operacionales si afecta la producción (capacidad, calidad del producto,
servicio al cliente o costos industriales en adición al costo directo de la
reparación). Estas consecuencias cuestan dinero, y lo que cuestan sugiere
cuanto se necesita gastar en tratar de prevenirlas.
ü Consecuencias que no son operacionales: Las fallas evidentes que caen
dentro de esta categoría no afectan ni a la seguridad ni a la producción, por
lo que el único gasto directo es el de la reparación.
Si una falla tiene consecuencias significativas en los términos de cualquiera
de estas categorías, es importante tratar de prevenirlas. Por otro lado, si las
consecuencias no son significativas, entonces no merece la pena hacer
29
cualquier tipo de mantenimiento sistemático que no sea el de las rutinas
básicas de lubricación y servicio.
Por eso en este punto del proceso del RCM, es necesario preguntar si cada
falla tiene consecuencias significativas. Si no es así, la decisión normal a
falta de ellas es un mantenimiento que no sea sistemático. Si por el
contrario fuera así, el paso siguiente sería preguntar qué tareas
sistemáticas (si las hubiera) se deben de realizar. Sin embargo, el proceso
de selección de la tarea no puede ser revisado significativamente sin
considerar primero el modo del falla y su efecto sobre la selección de los
diferentes métodos de prevención.
f) Tareas de mantenimiento.
La mayoría de la gente cree que el mejor modo de mejorar al máximo la
disponibilidad de la planta es hacer algún tipo de mantenimiento de forma
rutinaria. El conocimiento sugiere que esta acción preventiva debe de consistir en
una reparación del equipo o cambio de componentes a intervalos fijos.
Supone que la mayoría de los elementos funcionan con precisión para un período
y luego se deterioran rápidamente. El pensamiento tradicional sugiere que un
registro histórico extenso acerca de las fallas anteriores permitirá determinar la
duración de los elementos, de forma que se podrían hacer planes para llevar a
cabo una acción preventiva un poco antes de que fueran a fallar.
Esto es verdad todavía para cierto tipo de equipos sencillos, y para algunos
elementos complejos con modos de falla dominantes. En particular, las
características de desgaste se encuentran a menudo donde los equipos entran en
contacto directo con el producto.
El reconocimiento de estos hechos ha persuadido a algunas organizaciones a
abandonar por completo la idea del mantenimiento sistemático. De hecho, esto
puede ser lo mejor que hacer para fallas que tengan consecuencias sin
importancia. Pero cuando las consecuencias son significativas, se debe de hacer
algo para prevenir las fallas, o por lo menos reducir las consecuencias. El RCM
30
reconoce cada una de las tres categorías más importantes de tareas preventivas,
como siguen:
Tareas “A Condición”: La necesidad continua de prevenir ciertos tipos de
falla, y la incapacidad creciente de las técnicas tradicionales para hacerlo,
han creado los nuevos tipos de prevención de fallas. La mayoría de estas
técnicas nuevas se basan en el hecho de que la mayor parte de las fallas
dan alguna advertencia de que están a punto de ocurrir. Estas advertencias
se conocen como “fallas potenciales”, y se definen como las condiciones
físicas identificables que muestran que va a ocurrir una falla funcional o
que está en el proceso de ocurrir.
Las nuevas técnicas se usan para determinar cuando ocurren las fallas
potenciales de forma que se pueda hacer algo antes de que se conviertan
en verdaderas fallas funcionales. Estas técnicas se conocen como tareas a
condición, porque los elementos se dejan funcionando a condición de que
continúen satisfaciendo los estándares de funcionamiento deseado.
Muchas fallas serán detectables antes de que ellas alcancen un punto
donde se puede considerar que ocurre la falla funcional.
Tareas de Reacondicionamiento Cíclico y de Sustitución Cíclica: Los
equipos son revisados o sus componentes reparados a frecuencias
determinadas, independientemente de su estado en ese momento. Si la
falla no es detectable con tiempo suficiente para evitar la falla funcional
entonces la lógica pregunta si es posible reparar el modo de falla del ítem
para reducir la frecuencia de la falla.
Algunas fallas son muy predecibles aún si no pueden ser detectadas con
suficiente tiempo.
Estas fallas pueden ser difíciles de detectar a través del monitoreo por
condición a tiempo para evitar la falla funcional, o ellas pueden ser tan
predecibles que el monitoreo para lo evidente no está garantizado. Si no es
práctico reemplazar componentes o restaurar de manera que queden en
31
condición "como nuevos" a través de algún tipo de uso o acción basada en
el tiempo entonces puede ser posible remplazar el equipo en su totalidad.
Se debe reconocer que las fallas no sucederán exactamente cuando fueron
predecidas, de manera que se debe permitir algún margen de tiempo
además se debe reconocer también que la información que se está usando
para basar su decisión puede ser errónea o incompleta. Para simplificar el
próximo paso, el cual supone el agrupado de tareas similares, ello tiene
sentido para predeterminar un número de frecuencias aceptables tales
como diarias, semanales, unidades producidas, distancias recorridas o
número de ciclos operativos, etc. Seleccionar aquellos que están más
cerca de las frecuencias que su mantenimiento y sus historia operativa le
ordena tiene sentido en realidad.
Una gran ventaja del RCM es el modo en que provee criterios simples,
precisos y fáciles de comprender para decidir (si hiciera falta) qué tarea
sistemática es técnicamente posible en cualquier contexto, y si fuera así
para decidir la frecuencia en que se hace y quien debe de hacerlo. Estos
criterios forman la mayor parte de los programas de entrenamiento del
RCM. El RCM también ordena las tareas en un orden descendente de
prioridad. Si las tareas no son técnicamente factibles, entonces se debe
tomar una acción apropiada.
g) Acciones a “falta de”.
Además de preguntar si las tareas sistemáticas son técnicamente factibles, el
RCM se pregunta si merecen ser realizadas. La respuesta depende de cómo
reaccione a las consecuencias de las fallas que pretende prevenir.
Al hacer esta pregunta, el RCM combina la evaluación de la consecuencia con la
selección de la tarea en un proceso único de decisión, basado en los principios
siguientes:
Una acción que signifique prevenir la falla de una función no evidente sólo valdrá
la pena hacerla si reduce el riesgo de una falla múltiple asociada con esa función
32
a un nivel bajo aceptable. Si no se puede encontrar una acción sistemática
apropiada, se debe llevar a cabo la tarea de búsqueda de fallas.
En el caso de modos de falla ocultos que son comunes en materia de seguridad o
sistemas protectores no puede ser posible monitorear en busca de deterioro
porque el sistema está normalmente inactivo. Si el modo de falla es fortuito puede
no tener sentido el remplazo de componentes con base en el tiempo, porque
usted podría estar remplazando con otro componente similar que falla
inmediatamente después de ser instalado.
En estos casos la lógica RCM pide explorar con pruebas para hallar la falla
funcional. Estas son pruebas que pueden causar que el dispositivo se active,
demostrando la presencia o ausencia de una funcionalidad correcta. Si tal prueba
no es posible se debe rediseñar el componente o sistema para eliminar la falla
oculta.
Las tareas de búsqueda de fallas consisten en comprobar las funciones no
evidentes de forma periódica para determinar si ya han fallado. Si no se puede
encontrar una tarea de búsqueda de fallas que reduzca el riesgo de falla a un
nivel bajo aceptable, entonces la acción “a falta de” secundaria sería que la pieza
debe rediseñarse.
Una acción que signifique el prevenir una falla que tiene consecuencias en la
seguridad o el medio ambiente merecerá la pena hacerla si reduce el riesgo de
esa falla en sí mismo a un nivel realmente bajo, o si lo suprime por completo. Si
no se puede encontrar una tarea que reduzca el riesgo de falla a un nivel bajo
aceptable, el componente debe rediseñarse.
Si la falla tiene consecuencias operacionales, sólo vale la pena realizar una tarea
sistemática si el costo total de hacerla durante cierto tiempo es menor que el
costo de las consecuencias operacionales y el costo de la reparación durante el
mismo período de tiempo. Si no es justificable, la decisión “a falta de” será el no
mantenimiento sistemático. (Si esto ocurre y las consecuencias operacionales no
son aceptables todavía, entonces la decisión “a falta de” secundaria sería
rediseñar de nuevo). En otras palabras en el caso de fallas que no están ocultas y
33
en las que no se puede predecir con suficiente tiempo para evitar la falla funcional
y no se puede prevenir la falla a través del uso o realizar reemplazos con base en
el tiempo es posible rediseñar o aceptar la falla y sus consecuencias. Si no hay
consecuencias que afecten la operación pero hay costos de mantenimiento, se
puede optar por una elección similar. En estos casos la decisión está basada en
las economías es decir, el costo de rediseñar contra el costo de aceptar las
consecuencias de la falla (tal como la producción perdida, costos de reparación,
horas extras, etc.).
De forma similar, si una falla no tiene consecuencias operacionales, sólo vale la
pena realizar la tarea sistemática si el costo de la misma durante un período de
tiempo es menor que el de la reparación durante el mismo período. Si no son
justificables, la decisión inicial “a falta de” sería de nuevo el no mantenimiento
sistemático, y si el costo de reparación es demasiado alto, la decisión “a falta de”
secundaria sería volver a diseñar de nuevo.
Este enfoque gradual de “arriba-abajo” significa que las tareas sistemáticas sólo
se especifican para elementos que las necesitan realmente. Esta característica
del RCM normalmente lleva a una reducción significativa en los trabajos
rutinarios. También quiere decir que las tareas restantes son más probables que
se hagan bien. Esto combinado con unas tareas útiles equilibradas llevará a un
mantenimiento más efectivo.
Si esto compara el enfoque gradual tradicional de abajo a arriba.
Tradicionalmente, los requerimientos del mantenimiento se evaluaban en términos
de sus características técnicas reales o supuestas, sin considerar de nuevo que
en diferentes condiciones se aplican consecuencias diferentes. Esto resulta en un
gran número de planes que no sirven para nada, no porque sean “equivocados”,
sino porque no consiguen nada.
El proceso del RCM considera los requisitos del mantenimiento de cada elemento
antes de preguntarse si es necesario volver a considerar el diseño. Esto es
porque el ingeniero de mantenimiento que está de servicio hoy tiene que
34
mantener los equipos como está funcionando hoy, y no como debería de estar o
puede que esté en el futuro.
Después analizar los modos de falla a través de la lógica mencionada
anteriormente, los expertos deben luego consolidar las labores en un plan de
mantenimiento para el sistema. Este es el "producto final" del RCM. Cuando esto
ha sido producido, el encargado del mantenimiento y el operador deben
continuamente esforzarse por optimizar el producto
Evaluación DNA yselección del personal
Diseño de la Matriz de Criticidad.
Selección de sistemas y sus fronteras
Identificar funciones y fallas funcionales
AMEF
Evaluación de consecuencias VS Matriz de criticidad
Es el efecto de la fallatolerable en primer nivel?
Es el efecto de la fallatolerable en segundo nivel?
RTF
El componente es “crítico” Se identifican causas de la falla
Se identifica una tarea rentable y técnicamente aplicable para lidiar con las consecuenciasde esta falla
El componente es “importante”
Comparación de Tareas
Elaboración de rutinas específicas para componentes Críticos primer nivel
Se establece el plan de acción y el período de evaluación de indicadores y estrategias deprograma vivo
Colaboración de la información base dediseño, manual de operación, DTI’s, bases de
diseño, códigos, etc.
NO SI SI
NO
MANTENIMIENTO CENTRADO ENCONFIABILIDAD
Figura N° 1.10. Algoritmo para una Filosofía de Mantenimiento Basada
en Confiabilidad RCM.
1.12.4.2. El personal implicado.
35
El proceso del RCM incorpora siete preguntas básicas. En la práctica el personal
de mantenimiento no puede contestar a todas estas preguntas por sí mismos.
Esto es porque muchas de las respuestas sólo pueden proporcionarlas el
personal operativo o el de producción.
Esto se aplica especialmente a las preguntas que conciernen al funcionamiento
deseado, los efectos de las fallas y las consecuencias de los mismos.
Por esta razón, una revisión de los requerimientos del mantenimiento de cualquier
equipo debería de hacerse por equipos de trabajo reducidos que incluyan por lo
menos una persona de la función del mantenimiento y otra de la función de
producción. La antigüedad de los miembros del grupo es menos importante ya
que el hecho de que deben de tener un amplio conocimiento de los equipos que
se están estudiando. Cada miembro del grupo deberá también haber sido
entrenado en RCM.
El uso de estos grupos no sólo permite que los directivos obtengan acceso de
forma sistemática al conocimiento y experiencia de cada miembro del grupo, sino
que además reparte de forma extraordinaria los problemas del mantenimiento y
sus soluciones.
1.12.4.3. Los Facilitadores.
Los grupos de revisión del RCM trabajan bajo la asesoría de un especialista bien
entrenado en el RCM, que se conoce como un facilitador. Los facilitadores son el
personal más importante en el proceso de revisión del RCM. Su papel es
asegurar que:
Se aplique el RCM correctamente (que se hagan las preguntas
correctamente y en el orden previsto, y que todos los miembros del grupo
las comprendan.)
Que el personal del grupo (especialmente el de producción y
mantenimiento) consiga un grado razonable de consenso general acerca
de cuales son las respuestas a las preguntas formuladas.
Que no se ignore cualquier componente o equipo.
36
Que las reuniones progresen de forma razonable.
Que todos los documentos del RCM se llenen debidamente.
1.12.4.4. Los Auditores.
Inmediatamente de que se haya completado la revisión de cada elemento de los
equipos importantes, el personal gerente que tenga la responsabilidad total de la
planta necesitará comprobar que ha sido hecha correctamente y que está de
acuerdo con la evaluación de las consecuencias de las fallas y la selección de las
tareas. Este personal no tiene que efectuar la intervención personalmente, sino
que pueden delegarla en otros que en su opinión estén capacitados para
realizarla.
37
CAPÍTULO 2
DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA EXISTENTE
2.1. INTRODUCCIÓN.
La Empresa Eléctrica Quito es la responsable de la distribución de la energía
eléctrica en la ciudad de Quito por lo cual su compromiso es entregar el servicio
de energía eléctrica a los clientes dentro del área de concesión con calidad,
continuidad y eficacia, mejorando continuamente el sistema de gestión de la
calidad, reduciendo la frecuencia y duración de las interrupciones, tiempo de
atención en consultas, solicitudes, reclamos y denuncias, con el propósito de
aumentar la satisfacción del cliente ya que sin el suministro de energía se ve
afectado el desarrollo de la ciudad, la provincia y en general del país entero para
esto la empresa debe disponer de energía suficiente y sustentable, uso y
desarrollo de tecnología de punta, gestión profesional, recurso humano
capacitado, comprometido y motivado.
Ya que la misión de la Empresa es apoyar el desarrollo integral de Quito y su
región, suministrando energía limpia y de bajo costo para dinamizar el aparato
productivo y mejorar la calidad de vida de los habitantes.
La Empresa Eléctrica Quito tiene en su patrimonio 56 subestaciones de las cuales
fijaremos éste estudio en las siguientes subestaciones:
Pomasqui, Vicentina, Santa Rosa, Sur, Norte, Cotocollao y Selva Alegre.
Debido a que éstas son las de mayor importancia, ya que son subestaciones que
permiten a la Empresa la conexión con el Sistema Nacional Interconectado y si
una de ellas saliera de servicio o sufriría una desconexión temporal por el mal
funcionamiento de alguno de sus elementos afectaría de manera drástica al
sistema de distribución de la empresa.
38
2.2. ÁREA DE CONCESIÓN.
El área de concesión de la Empresa abarca en su mayoría la Provincia de
Pichincha además de tres provincias más como Napo, Imbabura y Cotopaxi.
Detallaremos en especial la provincia de Pichincha y en concreto los sectores de
la ciudad de Quito cubiertos por la Empresa Eléctrica Quito S.A.
PICHINCHA - QUITO
Alangasí, Amaguaña, Atahualpa, Calacalí, Calderón, Conocoto, Cumbayá,
Chavezpamba, Checa, El Quinche, Gualea, Guangopolo, Guayllabamba, La
Merced, Llano Chico, Lloa, Nanegal, Nanegalito, Nayón, Nono, Pacto, Perucho,
Pifo, Píntag, Pomasqui, Puéllaro, Puembo, San Antonio, San José de Minas,
Tababela, Tumbaco, Yaruquí, Zámbiza.
2.3. GENERALIDADES.
A continuación se presenta varios conceptos que estaremos manejando en el
presente estudio como los siguientes:
2.3.1. SUBESTACIÓN ELÉCTRICA.
Una subestación eléctrica es un conjunto de elementos o dispositivos los cuales
intervienen en el proceso de generación-consumo de energía eléctrica de una
manera que nos permiten cambiar las características de energía eléctrica (voltaje,
corriente, frecuencia, etc.), tipo ( A.C. o D.C.) o bien conservarle dentro de ciertas
características.
Por razones técnicas (aislamiento, enfriamiento, etc.) los voltajes de generación
en las centrales generadoras son relativamente bajos en relación con los voltajes
de transmisión de modo que si la energía eléctrica se va a transportar a grandes
distancias estos voltajes de generación resultarían antieconómicos debido a que
se tendría gran caída de voltajes.
39
G
CENTRALGENERADORA
CENTRO DECONSUMO
13.8 KV
Figura N° 2.1. Sistema eléctrico de Potencia Simple.
De aquí se presenta la necesidad de transmitir la energía eléctrica a voltajes más
elevados que resulten más económicos. Por ejemplo, si se va a transmitir energía
eléctrica de una central generadora a un centro de consumo que está situado a
1,000 km de distancia será necesario elevar el voltaje de generación, que
supondremos de 13.8 KV, a otro de transmisión, mediante una subestación, el
cual asumimos que sea de 110 KV, como se ilustra en la figura.
G SECENTRO DE CONSUMO
110 KV1000 Km
11O KVCENTRALGENERADORA
13.8 KV
Figura N° 2.2. Sistema Eléctrico de Potencia con una Subestación de elevación.
Suponiendo que la caída de voltaje en la línea de transmisión fuera 0 volts
tendríamos en el centro de consumo 110 KV. Es claro que este voltaje no es
posible emplearlo en instalaciones industriales y aún menos en comerciales y
residenciales por lo cual se tiene la necesidad de reducir el voltaje de transmisión
de 110 KV a otro u otros más convenientes de distribución en centros urbanos de
consumo. Por tal razón será necesario emplear otra subestación, como se ilustra
en la figura.
40
GCENTRO DECONSUMO
SE SE
110 KV 110 KV
1000 Km
LINEA DE TRANSMISION
CENTRALGENERDORA
13.8 KV
Figura N° 2.3. Sistema Eléctrico de Potencia con dos Subestaciones de elevación.
2.3.2. ESQUEMAS HABITUALES DE BARRAS.
1. Barra simple.
Figura N° 2.4. Esquema “Barra Simple”.
Características:
Pocos dispositivos y poco espacio Configuración más sencilla y
económica.
Falla o mantenimiento en barra Pérdida total del suministro (confiabilidad
baja).
Interruptor en mantenimiento Pérdida del suministro asociado.
No se puede alimentar independientemente una o varias líneas.
Ampliación Pérdida total del suministro.
Uso en redes radiales de “poca importancia” (redes rurales).
41
2. Barra simple seccionada.
Figura N° 2.5. Esquema “Barra Simple seccionada”.
Características:
Iguales características del diagrama anterior salvo que se divide la barra en
dos por medio de un seccionador que opera cerrado. En caso de falla, se
abre el seccionador y opera la parte sin falla.
También permite seccionador de by-pass.
Mayor seguridad, flexibilidad de operación y mantenimiento:
ü Reparto de líneas entre las secciones de la barra.
ü Falla o mantenimiento en barra Pérdida del suministro sólo en la
sección afectada.
ü Posibilidad de dos fuentes de alimentación.
Sistema de protección más complejo.
3. Barra simple con by-pass.
42
Figura N° 2.6. Esquema “Barra Simple con by - pass”.
Características:
Seccionador de by-pass Aísla al interruptor para su mantenimiento sin
interrumpir el suministro.
Enclavamiento entre seccionador de by-pass e interruptor.
Falla en línea con seccionador de by-pass cerrado Pérdida total del
suministro.
Interruptor de reserva.
El by-pass permite la continuidad pero reduce la confiabilidad.
Se requiere poco equipo y espacio.
Maniobras sencillas.
4. Barra principal y barra de transferencia.
Figura N° 2.7. Esquema “Barra Principal y Transferencia”.
43
Características:
Esquema más caro (más dispositivos) y con mayores necesidades de
espacio.
Funcionamiento normal Circuitos conectados a barra principal.
Al incrementarse la barra y la posición de transferencia se posibilita la
reparación de una posición manteniendo sus protecciones.
Se eleva el grado de confiabilidad.
Operación más compleja.
Se incrementa la continuidad del servicio.
Esquema más flexible y seguro:
ü Interruptor de línea abierto (mantenimiento o falla) Restablecimiento del suministro mediante conexión a barra de
transferencia y cierre de interruptor de acoplamiento.
Inconvenientes de operación:
ü Falla en barra Pérdida total del suministro.
ü Mantenimiento del interruptor de acoplamiento Una barra
fuera de servicio.
5. Barra doble.
Figura N° 2.8. Esquema “Barra Doble”.
Características:
44
Mismo número de dispositivos que esquema de barra principal y barra de
transferencia.
Cada barra tiene la capacidad de carga para toda la subestación.
Puede funcionar cada barra aislada o acoplada con la otra.
Las líneas se pueden conectar indistintamente a cualquier barra protegidas
por su propio interruptor.
Falla o mantenimiento en una barra:
ü Disparo del interruptor de acoplamiento.
ü Conexión a la otra barra (apagón momentáneo)
Interruptor de línea en mantenimiento Pérdida del suministro asociado.
Operación más flexible.
Facilidad de mantenimiento de las barras.
Facilidad de mantenimiento de los disyuntores.
Se requiere un disyuntor adicional.
Complicadas maniobras para el mantenimiento de un disyuntor.
Complicado sistema de protecciones del disyuntor de acoplamiento de
barras.
Una falla en el disyuntor de acoplamiento determina la salida de la
subestación.
6. Barra doble y doble interruptor.
Figura N° 2.9. Esquema “Barra Doble y doble interruptor”.
45
Características:
El interruptor de acoplamiento se reemplaza por un interruptor por línea.
Mayor confiabilidad:
ü Falla o mantenimiento en barra Conexión de las líneas a la otra
barra.
ü Mantenimiento de un interruptor de línea Línea en servicio por la
otra barra con el otro interruptor.
Coste elevado.
Operaciones menos complejas.
7. Interruptor y medio.
Figura N° 2.10. Esquema “Interruptor y medio”.
Características:
Esquema de barra doble con 3 interruptores por pareja de líneas.
Sin interruptor de acoplamiento.
Solución intermedia entre barra doble y barra doble con doble interruptor.
46
Si hay una falla en una posición no influye en el esquema.
Una falla en barra no se suspende.
Una falla en el disyuntor de barra determina la salida de sólo un circuito.
Una falla en barra no significa la salida de un circuito.
Conexión indistinta a cualquier barra.
Alta confiabilidad.
Operación flexible.
Mantenimiento sin corte del suministro y con total protección.
Posibles disparos intempestivos.
Necesita un disyuntor y medio en lugar de uno.
Coordinación de interruptores más compleja: difícil sistema de protecciones
del disyuntor central, ya que debe actuar con los circuitos asociados.
Solución de compromiso entre costo y seguridad de operación.
8. Barra doble con by-pass.
Figura N° 2.11. Esquema “Barra Doble con by - pass”.
Características:
El interruptor de acoplamiento protege la línea con interruptor en
mantenimiento.
47
9. En anillo o polígono.
Figura N° 2.12. Esquema “En anillo o polígono”.
Características:
Igual número de dispositivos por línea que el esquema de barra simple.
Es un esquema muy confiable y maniobrable. Permite el mantenimiento sin
interrumpir el servicio.
Si hay una falla en una posición, no afecta la continuidad del servicio.
Trayectorias alternativas alrededor del anillo ↑ seguridad que barra
simple:
ü Mantenimiento de un interruptor Protección garantizada mediante
los interruptores restantes.
Bajo costo.
Falla en un disyuntor en condiciones normales de operación determina la
salida de sólo dos circuitos.
Se requiere de sólo un disyuntor por circuito pero tiene dos disyuntores por
cada circuito de protección.
Flexible operación para el mantenimiento de un disyuntor.
Mayor requerimiento de espacio.
48
Esquema complicado de recierre automático.
Requiere de equipos de potencial para todos los circuitos.
Apertura del anillo Mayor corriente por interruptores operativos
Posibles disparos intempestivos.
Diseño de protecciones más complejo.
El anillo puede abrirse durante el mantenimiento de un disyuntor.
Ampliación Pérdida total del suministro.
10. Barra doble y barra de transferencia.
Figura N° 2.13. Esquema “Barra Doble y Barra de Transferencia”.
Características:
Falla de barra Barra simple con barra de transferencia tras operación del
interruptor de acoplamiento.
2.3.3. NUMERO DE INTERRUPTORES Y SECCIONADORES PARA CADA
TIPO DE CONFIGURACIÓN.
Para determinar el número de interruptores y seccionadores necesarios para las
diferentes configuraciones de barras se utiliza la siguiente tabla:
49
CONFIGURACION # INTERRUPTORES # SECCIONADORES
Barra simple # líneas 1 + 3 x # líneas
Barra simple con by-pass # líneas 1 + 4 x # líneas
Barra partida # líneas 3 x # líneas + 3 x # barras - 1
Barra principal y barra de
transferencia 1 + # líneas 4 + 4 x # líneas
Barra doble 1 + # líneas 4 + 4 x # líneas
Barra doble con by-pass 1 + # líneas 4 + 6 x # líneas
Barra doble y barra de transferencia 1 + # líneas 7 + 5 x # líneas
Barra doble y doble interruptor 2 x # líneas 2 + 6 x # líneas
Anillo o polígono # líneas 4 x # líneas
Interruptor y medio 1.5 x # líneas 2 + 5 x # líneas
Tabla N° 2.1.Tipos de configuración y el número de seccionadores e interruptores
necesarios.
2.3.4. CLASIFICACIÓN DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS
Es difícil hacer una clasificación precisa de las subestaciones eléctricas sin
embargo un intento podría ser de la siguiente forma.
a) Por su operación:
De corriente alterna.
De corriente continua.
b) Por su servicio:
Primarias.
ü Receptoras (elevadoras y reductoras).
ü De enlace o distribución.
ü De switcheo o de maniobra.
ü Convertidoras o rectificadoras.
50
Secundarias.
ü Receptoras (elevadoras y reductoras).
ü Distribuidoras.
ü De enlace.
ü Convertidoras o rectificadoras.
c) Por su construcción.
Tipo intemperie.
Tipo interior.
Tipo blindado.
En nuestro sistema de estudio contamos únicamente con subestaciones de tipo
intemperie debido a que se encuentran expuestas al medio ambiente.
2.3.5. ELEMENTOS QUE CONSTITUYEN UNA SUBESTACIÓN:
Los elementos que constituyen una subestación se pueden clasificar en
elementos principales y elementos secundarios.
Elementos principales.
Transformador.
Interruptor de potencia.
Restaurador.
Cuchillas fusibles.
Cuchillas desconectadoras y cuchillas de prueba.
Pararrayos.
Tableros dúplex de control.
Condensadores.
Transformadores de instrumento.
51
Elementos secundarios.
Cables de potencia.
Cables de control.
Alumbrado.
Estructura.
Herrajes.
Equipo contra incendio.
Equipo de filtrado de aceite.
Sistema de tierras.
Carrier.
Intercomunicación.
Trincheras, conducto, drenajes.
Cercas.
2.3.5.1. Transformador.
El transformador es el equipo más relevante de una subestación debido a su
costo y a su desempeño en la misma.
Un transformador es un dispositivo que:
ü Transfiere energía eléctrica de un circuito a otro conservando la frecuencia
constante.
ü Lo hace bajo el principio de inducción electromagnética.
ü Tiene circuitos eléctricos que están eslabonados magnéticamente y
aislados eléctricamente.
ü Usualmente lo hace con un cambio de voltaje, aunque esto no es
necesario.
2.3.5.2. Transformadores para instrumento.
52
Se denominan transformadores para instrumento los que se emplean para
alimentación de equipo de medición, control o protección. Los transformadores
para instrumento se dividen en dos clases:
ü Transformadores de corriente.
Se conoce como transformador de corriente a aquel cuya función principal
es cambiar el valor de la corriente de uno más o menos elevado a otro con
el cual se pueda alimentar a instrumentos de medición, control o
protección, como amperímetros, vatímetros, instrumentos registradores,
relevadores de sobrecorriente, etc.
Su construcción es semejante a la de cualquier tipo de transformador, ya
que fundamentalmente consiste de un devanado primario y un devanado
secundario. La capacidad de estos transformadores es muy baja, se
determina sumando las capacidades de los instrumentos que se van a
alimentar, y puede ser 15, 30, 50, 60, y 70 VA.
ü Transformadores de potencial.
Se denomina transformador de potencial a aquel cuya función principal es
transformar los valores de voltaje sin tomar en cuenta la corriente. Estos
transformadores sirven para alimentar instrumentos de medición, control o
protección que requieran señal de voltaje.
Los transformadores de potencial se construyen con un devanado primario
y otro secundario; su capacidad es baja, ya que se determina sumando las
capacidades de los instrumentos de medición, control o protección que se
van a alimentar, y varían de 15 a 60 VA. Los aislamientos empleados son
de muy buena calidad y son en general los mismos que se usan en la
fabricación de los transformadores de corriente.
53
2.4. DESCRIPCIÓN DE LAS SUBESTACIONES DE ESTUDIO.
A continuación se presentará una breve descripción del sistema en el cual está
basado éste estudio para darnos cuenta de las circunstancias en que se
encuentra y de esta manera escoger la mejor alternativa para su mejoramiento
basándose en pruebas existentes de los equipos de las subestaciones,
verificando su fecha de fabricación, su vida útil, su edad.
Como se sabe debido a operaciones y años de servicio los elementos de las
subestaciones sufren un desgaste continuo el cual afecta su funcionamiento y
mejor desempeño es por esta razón que se debe realizar un análisis de sus
pruebas para elaborar un diagnóstico acertado del estado en el que se
encuentran.
Como se mencionó anteriormente este proyecto se basa únicamente en las
subestaciones más importantes o básicas debido a que presentan un rol muy
importante en la configuración del sistema y son aquellas grandes subestaciones
que abastecen, seccionan y distribuyen la energía; además si una de ellas tendría
alguna falla afectarían de gran manera al sistema de distribución de la Empresa
Eléctrica Quito.
El sistema de subestaciones de la Empresa tiene las siguientes configuraciones
en sus unidades: doble barra con disyuntor y medio, barra principal y
transferencia, y se puede observar que la subestación Selva Alegre se encuentra
en configuración anillo, debido a que ésta debe presentar una mayor confiabilidad
porque ella es el punto de unión de cuatro circuitos a 138 kV.
A continuación se presenta el esquema unifilar de las distintas subestaciones que
serán motivo de estudio en el presente trabajo, en los cuales se puede observar
sus respectivas configuraciones. Así como también, la tabla resumen en la cual
se observa la configuración, el número respectivo y el voltaje de cada una de
ellas.
54
SUBESTACION NUMERO S/E VOLTAJE (kV) CONFIGURACION
Cotocollao 19 46-138 Barra simple.
Sur 20 46 Barra principal y transferencia.
Sta. Rosa 37 46 Doble barra con disyuntor y medio.
Norte 38 46 Barra principal y transferencia.
Vicentina 39 46 Doble barra con disyuntor y medio.
Selva Alegre 41 46 Doble barra con disyuntor y medio.
Selva Alegre 41 138 Anillo.
Pomasqui 57 138 Barra simple.
Tabla N° 2.2. Configuración de las subestaciones de estudio.
1. Subestación Vicentina – Nº39.
Figura N° 2.14. Subestación Vicentina.
55
2. Subestación Sur – Nº20.
Figura N° 2.15. Subestación Sur.
56
3. Subestación Santa Rosa – Nº37.
Figura N° 2.16. Subestación Sta. Rosa.
57
4. Subestación Cotocollao – Nº19.
Figura N° 2.17. Subestación Cotocollao.
58
5. Subestación Selva Alegre – Nº41.
Figura N° 2.18. Subestación Selva Alegre.
59
6. Subestación Pomasqui – Nº57.
Figura N° 2.19. Subestación Pomasqui.
60
4. Subestación Norte – Nº38.
Figura N° 2.20. Subestación Norte.
En el programa SGM de la E.E.Q.S.A. se encuentra detallado la lista total de los
componentes de cada una de las subestaciones del dominio de la empresa.
Más adelante se puede observar en el ANEXO 1 “Lista de elementos de las
subestaciones” un ejemplo de la lista de elementos de una subestación para
indicar como se encuentra esta lista en el programa SGM de la E.E.Q.
61
SIMBOLOGÍA DE LOS DIAGRAMAS DE LAS SUBESTACIONES
Tabla N° 2.3. Simbología de los diagramas de las subestaciones.
Cabe recalcar que el transformador es el equipo más caro dentro de una
subestación por lo tanto es el de mayor importancia y en el cual se pondrá mayor
énfasis aunque sin descuidar los demás elementos de los cuales están
constituidas las subestaciones.
2.5. MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES
Uno de los pasos más importantes que hay que tomar cuando se decide iniciar un
plan de mantenimiento moderno en los transformadores, es establecer una
frecuencia para realizar las diferentes pruebas.
En el mantenimiento moderno, se contempla lo siguiente:
Pruebas Eléctricas de Campo.
Pruebas Físico-Químicas y de Furanos.
Análisis de gases disueltos.
62
Con base a los resultados obtenidos, se determinan las acciones a implementar
para proteger y salvaguardar el sistema de aislamiento interno de los
transformadores, con el fin de prolongar su funcionabilidad.
2.5.1. PRUEBAS ELÉCTRICAS DE CAMPO.
Las pruebas eléctricas que hacen parte del análisis del comportamiento del
transformador y de las cuales se pueden llevar una trazabilidad en el tiempo son:
ü Factor de potencia y capacitancia de los devanados: Esta prueba es regida
por la norma ANSI/IEEE Std. 62-1995.
ü Relación de transformación: El estándar ANSI/IEEE C57.12.91 hace una
descripción de la prueba y los métodos de evaluación de la misma.
ü Impedancia: Se rige por ANSI/IEEE Std. 62-1995.
ü Resistencia de aislamiento: Se mide la resistencia de aislamiento en cada
devanado, de acuerdo al estándar ANSI/IEEE C57.12.91.
ü Resistencia de devanados: Los valores obtenidos deben compararse con
los valores de fábrica corregidos a la misma temperatura. Los valores
medidos por fase en un transformador trifásico no deben sufrir una
variación mayor del 5% entre fases. Se rige por ANSI/IEEE Std. 62-1995.
2.5.2. PRUEBAS FÍSICO-QUÍMICAS.
El análisis físico químico del aceite es uno de los aspectos más relevantes en las
inspecciones de transformadores y resulta determinante a la hora de realizar el
diagnóstico. Con este tipo de pruebas se procura obtener información sobre las
propiedades funcionales (físicas, eléctricas y químicas) del aceite mineral aislante
utilizado en equipos eléctricos y así poder determinar el estado del sistema de
63
aislamiento del transformador. Las pruebas que se realizan para recabar la
información son las siguientes:
ü Tensión interfacial: Una disminución en el valor de TI indica la acumulación
de contaminantes, productos de oxidación o ambos. Se basa en la Norma
ASTM D971.
ü Rigidez dieléctrica: Un valor bajo, indica generalmente la presencia de
contaminantes tales como agua, suciedad u otras partículas conductivas en
el aceite. La Norma ASTM D877 nos indica los valores aceptables.
ü Contenido de humedad: Un contenido bajo de agua es necesario para
obtener y mantener una rigidez dieléctrica aceptable, y pérdidas
dieléctricas bajas en el sistema de aislamiento. La Norma ASTM D1533 es
la que se toma como base de análisis.
ü Color: Esta regido por la Norma ASTM D1524.
ü Factor de potencia: un alto valor de factor de potencia indica presencia de
contaminación o de productos debido al deterioro, tales como la humedad,
carbón u otras materias conductivas. Esta regida por el IEEE Std 62-1995.
ü Contenido de inhibidor: El aceite dieléctrico nuevo contiene normalmente
pequeñas cantidades de inhibidores naturales, estos retardan la oxidación
del aceite hasta que son consumidos en su totalidad. En el momento que
los inhibidores se agotan, la tasa de oxidación y el proceso de deterioro del
aceite aumenta. La prueba es regida por la Norma ASTM D 2668.
ü Número de neutralización: La oxidación de un aceite dieléctrico se lleva a
cabo por medio de complejas reacciones en las que están involucradas el
agua y el oxígeno; el número de neutralización es utilizado como una
medida de la cantidad de ácidos orgánicos formados en el aceite debido a
dicho proceso de oxidación. La Norma ASTM D974 nos indica los valores
64
aceptables. Altas concentraciones de 2-furfural son una clara indicación de
la degradación de la celulosa del papel aislante.
2.5.3. PRUEBAS COMPLEMENTARIAS.
a. Compuestos Furánicos.
Pruebas complementarias de confirmación deben realizarse para detectar
cadenas de celulosas disueltas en el aceite que son producto de la pérdida del
dieléctrico; estas cadenas son llamadas compuestos furánicos.
La medición de estos compuestos en el aceite es utilizada como una herramienta
de diagnóstico del estado del papel de los transformadores, además proporciona
información suplementaria al análisis de gases disueltos (Cromatografía de
Gases). El método que se emplea para analizar los compuestos Furánicos a
través de la cromatografía líquida de alta viscosidad (HPLC) es el ASTM D5837 ó
el IEC 61198.
Con este análisis se puede reconocer los siguientes compuestos furánicos: 5-
hidroximetil-2-furfural (HMF), Alcohol furfurílico (FOL), 2-furfural (FAL), 2-
acetilfurano (AF) y 5-metil-2-furfural (MF).
b. Grado de Polimerización (GP).
La prueba que determina el Grado de Polimerización es utilizada para conocer la
edad del aislamiento del papel de los devanados. Esta prueba proporciona la
indicación más confiable de la edad del papel aislante.
Así tenemos que un transformador nuevo tiene un GP de alrededor de 1,000;
mientras que un transformador que presenta un GP de 150 a 200 es más
susceptible a daños mecánicos durante movimientos físicos que pueden causar
roturas en el papel.
c. Análisis de gases disueltos.
65
Cuando el transformador presenta problemas o fallas incipientes (conexiones
flojas, descargas parciales, arcos, etc.) que no pueden ser detectadas por las
pruebas eléctricas de campo, el análisis de gases disueltos en el aceite
(Cromatografía de gases) es una herramienta que proporciona información
valiosa acerca del tipo de falla presente.
Los gases comúnmente detectados durante una condición de falla son: Hidrógeno
(H2), Metano (CH4), Acetileno (C2H2), Etileno (C2H4) y Etano (C2H6).
Cuando la celulosa se ve involucrada, se produce Monóxido de carbono (CO) y
Dióxido de carbono (CO2).
Gases claves Posible falla
Metano, Etano, Etileno, Pequeñas
cantidades de Acetileno.
Condiciones térmicas que involucran al
aceite.
Hidrógeno, Metano y pequeñas
cantidades de acetileno y Etano.
Descargas parciales.
Hidrógeno, Acetileno y Etileno. Arqueo.
Monóxido de carbono y Dióxido de
carbono.
Condición térmica que involucra al
papel
Tabla N° 2.4. Categorías de gases claves y posibles fallas.
2.6. MÉTODOS DE DIAGNÓSTICO A TRAVÉS DE LOS GASES
MEDIDOS.
Una vez obtenidas las concentraciones de cada gas a través de la cromatografía,
se pueden utilizar varias técnicas para diagnosticar la condición del
transformador, entre las cuales se pueden mencionar:
ü La gráfica de Dörnenburg.
ü El triángulo de Duval.
66
ü El método nomográfico.
ü Patrones de diagnóstico a través del análisis de gases disueltos (AGD).
ü Relaciones entre gases de R. R. Rogers.
2.6.1. MÉTODO DE ROGERS
Las relaciones entre gases utilizadas por el método de Rogers para efectuar el
análisis son:
ü Acetileno / Etileno (C2H2/C2H4).
ü Metano / Hidrógeno (CH4/H2).
ü Etileno / Etano (C2H4/C2H6).
ü Dióxido de carbono / Monóxido de carbono (CO2/CO)
A continuación se puede observar en la Tabla N° 2.5. la relación entre los gases
que existen en un transformador ; así como también los diferentes tipos de
sucesos que pueden acontecer en cada uno de los casos.
67
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68
2.6.2. MÉTODO DEL TOTAL DE GASES COMBUSTIBLES DISUELTOS.
El Standard IEEE C57.104-1991 clasifica en cuatro niveles de condición a los
transformadores de acuerdo al Total de Gases Combustibles Disueltos (TDGC):
La Tabla N° 2.6., describe los rangos en que las relaciones de gases pueden
indicar que existan fallas en el transformador, la misma indica si dichos rangos se
encuentran dentro de los parámetros aceptables o es necesario programar un
monitoreo más frecuente del transformador; la relación entre los gases se mide en
partes por millón (ppm). En ésta tabla se observa que el CO2 no está incluido en
el valor total debido que no es un gas combustible.
Para efectuar el análisis se debe tener en cuenta las siguientes condiciones:
ü Condición 1: Si el TDGC< 720 ppm. Indica que el transformador está
operando satisfactoriamente.
ü Condición 2: Si 721< TDGC < 1.920 ppm. Indica un nivel de gases más alto
que lo normal. Cualquier gas combustible individual que exceda los niveles
especificados en la tabla anterior, debe tener una investigación adicional.
ü Condición 3: Si 1.921< TDGC < 4.630 ppm. Indica un alto nivel de
descomposición de la celulosa y/o aceite. Cualquier gas combustible
individual que exceda los niveles especificados en la tabla anterior, debe
tener una investigación adicional. Una falla (o fallas) está probablemente
presente.
ü Condición 4: Si TDGC> 4,630 ppm. Indica una excesiva descomposición de
celulosa y/o aceite. La operación continua del transformador puede resultar
en una falla del mismo.
69
CONDICION H2 CH4 C2H2 C2H4 C2H6 CO CO2 Tdgc
Hidróge
no Metano Acetilen
o Etilelno Etano Monóxido Dióxido
de
Carbono de
Carbono
(ppm) (ppm) (ppm) (ppm) (ppm) (ppm) (ppm) (ppm)
1 100 120 35 50 65 350 2500 720
2 101 - 700
121 - 400 36 – 50
51 - 100
66 - 100 351 - 570
2501 - 4000
721 - 1920
3 701 - 1800
401 - 1000 51 – 80
101 - 200
101 - 150 571 - 1400
4001 - 10000
1921 - 4630
4 > 1800 > 1000 >80 >200 >150 >1400 > 10000 > 4630
Tabla N° 2.6. Método del total de gases combustibles disueltos.
Después de revisar los datos proporcionados por la Empresa Eléctrica Quito se
llega a la conclusión del estado en que se encuentran los transformadores de las
subestaciones en estudio de acuerdo a la norma IEEE C57.104-1991 que entrega
un diagnóstico de los mismos.
Se aplicará el Método del total de gases combustibles disueltos cuyo
procedimiento está descrito anteriormente y se puede observar en la Tabla N°
2.6., en todos los análisis se seguirá el mismo procedimiento.
El siguiente es el análisis que se realiza para todos los transformadores como se
mencionó anteriormente de acuerdo a la norma IEEE C57.104-1991 y a la tabla
Nº 2.6.
2.7. DIAGNÓSTICO DE LAS SUBESTACIONES DE ESTUDIO A
TRAVES DEL MÉTODO DEL TOTAL DE GASES
COMBUSTIBLES DISUELTOS.
1) SUBESTACIÓN COTOCOLLAO:
Esta subestación consta de tres transformadores: ABB (T2) que remplazó al
Transformador YORKSHIRE en su debido momento, Transformador
70
MEIDENSHA (T1) y Transformador SIEMENS (T3); como se puede observar el
primer transformador (T3) se encuentra en condiciones normales de
funcionamiento dentro del margen establecido por la Norma que se aplicó en este
estudio, excepto en cuanto se refiere a Monóxido de Carbono que su valor es
mayor a 350 ppm y por lo tanto se encuentra en el Condición 2 la cual no ha sido
corregida lo que indica una pequeña alerta en el funcionamiento para realizar una
investigación adicional en cuanto a este elemento.
En lo que se refiere al Transformador YORKSHIRE, se encontraba en buenas
condiciones de funcionamiento, aunque en el año 2004 se presentó una pequeña
alerta en cuanto se refiere al Acetileno, debido a que se encontró un valor mayor
de 35 ppm el cual indica que se encontraba en el Condición 2; pero fue corregida
y se encuentra en un valor de 1,83 ppm, lo cual indica que el transformador está
funcionando de manera correcta ya que ésta era la única limitación.
Es decir en definitiva se encuentra dentro de los parámetros de la Condición 1
(TDGC < 720).
Con respecto al Transformador MEIDENSHA (T1) se observa que existió
anomalías en lo que se refiere a Monóxido de Carbono y Etileno que presentaban
valores mayores a 350 y 50 ppm respectivamente, pero también se observa que
estas anomalías ya se encuentran corregidas con valores de 261,85 y 2,8 ppm
respectivamente, con lo cual se puede decir que se encuentra funcionando
normalmente ya que sus valores se encuentran por debajo de los 720 ppm.
En lo que se refiere al Transformador ABB (T2), por ser relativamente joven no se
ha practicado este tipo de análisis.
2) SUBESTACIÓN SELVA ALEGRE:
En esta subestación existen dos transformadores, el primero de marca BBC (T1) y
el segundo de marca SIEMENS (T2), de acuerdo al análisis del total de gases
combustibles, se observa que el Transformador BBC se encuentra dentro de la
71
Condición 1, aunque se observa que se encuentra en el límite de la Norma con
718 ppm cuando el máximo es 720 ppm, indicando que el transformador se
encuentra funcionando normalmente; por otro lado, se observa que existe valores
excesivos con respecto a Etano, Etileno y Metano, éstos indican
sobrecalentamiento local, sobrecalentamiento severo y chisporroteo
respectivamente.
En lo que respecta al T2 se observó que contiene 486 ppm, es decir, se encuentra
dentro de la Condición 1, que indica que el transformador se encuentra
funcionando con normalidad.
3) SUBESTACIÓN SUR:
En ésta subestación existía el transformador SAVOISIENNE pero debido a su
vejez salió de funcionamiento y ahora ésta subestación solo sirve de
transferencia.
Por lo tanto no se realiza ningún análisis.
4) SUBESTCACIÓN NORTE:
Como sabemos la subestación Norte no posee transformador por lo tanto no
podemos realizar el análisis en dicha subestación.
5) SUBESTACIÓN STA. ROSA:
En la subestación Sta. Rosa se encuentran los transformadores YORKSHIRE
(T1), SIEMENS (TRP), ABB (T2), y dos transformadores de acople con la
subestación Sta. Rosa de Transelectric S.A.
Se puede observar que el transformador YORKSHIRE de la subestación se
encuentra dentro de los márgenes establecidos por la norma antes mencionada.
En lo que se refiere a Dióxido de Carbono (CO2), las mediciones muestran un
valor mayor a 4001 ppm en el año 2004 lo cual indica que se encuentra en la
72
Condición 3; pero como se indico en el principio del estudio no se toma en cuenta
el CO2 debido a que no es un gas combustible.
En cuanto al año 2010 se observó un exceso de Etano, indicando
sobrecalentamiento local.
En conclusión, este transformador con respecto a TDGC se encuentra dentro de
la condición 1 es decir menor a 720 ppm, pero existen problemas con respecto a
Etano, en el cual existe un exceso el cual indica sobrecalentamiento local.
Hay que tomar en cuenta que la carga instalada en el YORKSHIRE fue transferida
al transformador ABB, el primero, se encuentra energizado y habilitado sin carga.
En cuanto al transformador ABB es relativamente joven y no se tiene información
de este tipo de pruebas.
En cuanto al Transformador SIEMENS pertenece al patrimonio de la E.E.Q.S.A.
pero Transelectric S.A. es quién realiza maniobras sobre éste debido a un
acuerdo mutuo entre las Empresas.
Adicionalmente, existen tres transformadores pero pertenecen en su totalidad a
Transelectric S.A.
6) SUBESTACIÓN POMASQUI:
La subestación Pomasqui tiene dos transformadores: PAUWELS (T2) y
SIEMENS (T1); el primer transformador tuvo una anomalía en el año 2004 con
respecto a Monóxido de Carbono mostrando un valor superior a 350 ppm,
indicando que se encuentra en la Condición 2, a Monóxido de Carbono se
observa que ha disminuido el valor pero cumple con la Condición 1, esto indica
que existe una pequeña alerta; pero sin mayor complicación en que se referente a
TDGC, los valores son menores a 720 ppm.
73
En el último año de pruebas que es en el 2010, TDGC es menor a 720 ppm, pero
en cuanto se refiere a Metano y Etano, existen excesos lo que indica la presencia
de chisporroteo y sobrecalentamiento local, respectivamente.
En cuanto al Transformador SIEMENS, se encuentra en condiciones óptimas
según los datos de las pruebas.
Además, en la subestación se ubica el autotransformador que une el sistema
eléctrico de la E.E.Q.S.A. con el S.N.T. del Ecuador, los datos sobre él los posee
Transelectric S.A.
7) SUBESTACIÓN VICENTINA:
En ésta subestación existen dos transformadores uno de marca ABB y otro de
marca SIEMENS, cuyos datos son manejados por Transelectric S.A., por lo tanto,
no se realizará ningún análisis.
Debido al procedimiento empleado y a los datos proporcionados por la Empresa
se concluye que los equipos se encuentran dentro de los márgenes normales de
operación, sin riesgo de que se produzca algún tipo de falla, con respecto al
estado del aceite, teniendo claro que estos resultados no aseguran que exista
alguna falla por otros motivos ya sean ambientales u operacionales.
Además no debemos descuidar los pequeños excesos que existen en
determinados gases.
Los análisis se realizaron hasta el año 2010, ya que existen registros de pruebas
realizadas por la E.E.Q.S.A. hasta esta fecha.
En el Anexo 2 se presenta los resultados de los análisis de los transformadores.
Ver ANEXO 2 ”Resultados de las Pruebas de transformadores”
74
CAPÍTULO 3
ANÁLISIS DE FALLAS
3.1. INTRODUCCIÓN.
En este capítulo se realiza el análisis de fallas en base a operación de
protecciones, tipos de fallas que se han presentado, los probables
mantenimientos y las posibles aplicaciones que se puedan realizar después de
este sondeo.
Para este análisis se utiliza el programa de registro de fallas de la Empresa
Eléctrica Quito. S.A., en el cual se mantiene un registro histórico referente a fallas,
sus causas y sus efectos.
Se puede obtener registros mensuales, anuales, etc. de acuerdo a las
necesidades de obtener información.
Es de suma importancia mantener una base de este tipo, para poder estar al tanto
de los daños que pueden sufrir los equipos en las subestaciones de estudio.
Las fallas se pueden presentar por distintos motivos por ejemplo: condiciones
climáticas (rayos, vientos, etc.), medio ambiente (terremotos, árboles, etc.),
terceros (choques de vehículos), propios de la red (interferencia accidental por
personal de la empresa), otros sistemas (falla en el sistema de alimentación
externa de la Empresa) y otras causas que no están definidas.
Se hace énfasis en que el transformador es el elemento más caro y uno de los
más importantes de la subestación, es por esta razón, que se detalla las fallas
que se pueden dar en este elemento indispensable para el correcto
funcionamiento de los elementos de las subestaciones, aunque, sin descuidar
75
otros elementos de la subestación que pueden ser afectados o tener algún tipo de
falla como disyuntores, barras, es decir, equipo primario de la subestación.
3.2. FALLAS Y CONTRAMEDIDAS EN LOS TRANSFORMADORES.
3.2.1. CAUSAS DE LA FALLA.
Rastrear la causa de las fallas es la base para tomar medidas que permitan
contrarrestarlas. El origen de las fallas no es simple, generalmente es la
combinación de muchos factores que pueden clasificarse de la siguiente manera:
a) Imperfección en las especificaciones.
Error en la selección del tipo de aislamiento.
Capacidad no apropiada.
Falta de atención a las condiciones en el lugar de instalación (humedad,
temperatura, gases perjudiciales, etc.).
b) Imperfecciones en las instalaciones.
Instalación incorrecta.
Capacidad y rango de protección del pararrayos incorrecto.
Interruptor y relé de protección incorrectos.
c) Imperfecciones en la operación y mantenimiento del equipo.
Partes conductoras externas flojas y calentamiento de las mismas.
Deterioro del aceite de aislamiento.
Carga excesiva o error en la conexión de los cables.
Equivocación en el funcionamiento, y descuido en el arreglo de los circuitos
de protección.
Inspección insuficiente de los empaques y de las válvulas.
76
Mantenimiento insuficiente de los accesorios.
d) Voltaje anormal.
e) Deterioro normal.
f) Desastres naturales.
3.2.2. TIPOS DE FALLAS.
Las fallas producidas por las causas antes mencionadas, dan lugar a fallas
secundarias y aún terciarias, dificultando su rastreo. Sin embargo, las condiciones
de operación en el momento de la falla, los registros de inspección de los relés de
protección de las diversas partes, así como el mantenimiento y la inspección
regular, ayudarán a detectar la causa en muchísimas ocasiones.
Las fallas de un transformador se pueden clasificar de la siguiente manera:
a) Fallas internas del transformador: En devanados y núcleo.
Interrupción dieléctrica.
Rotura y torsión de los devanados.
Error en el contacto a tierra.
Conmutador de derivaciones abierto.
Aceite de aislamiento.
b) Fallas externas del transformador: En el tanque
Por fugas de aceite en un empaque, válvula, cordón de soldadura.
Por los bujes de los respiradores, válvula de sobrepresión, termómetros,
indicador de nivel de aceite, etc.
Defectos en los ventiladores de refrigeración forzada, relé Buchholz, salida
de los transformadores de corriente de los bujes, etc.
77
3.2.3. DESCUBRIMIENTO DE LAS FALLAS.
Es innecesario decir que mientras más pronto se detecte la falla será mejor, y que
para ello se requieren un mantenimiento y una inspección cuidadosa; hay normas
hechas para la inspección regular y de rutina. Por medio de esta inspección se
puede detectar una falla antes de que sea grave, y se puede reducir el daño en lo
posible. Algunas fallas son causadas por razones más allá del control humano.
Veamos:
a) Fallas repentinas.
La mayoría de las interrupciones dieléctricas ocurren repentinamente,
especialmente la debida a un rayo o a una tensión anormal, causando una falla
directa.
La corriente excesiva por un cortocircuito externo o por un golpe mecánico,
también sucede repentinamente, y disturbios por sismos e incendios, pueden
dañar accidentalmente el transformador.
b) Fallas que se desarrollan lentamente.
Las fallas repentinas se relacionan, generalmente, con factores totalmente
externos o ajenos al transformador, de tal forma que está fuera del alcance el
poder preveerlos y prepararse para enfrentarlos.
El objetivo del mantenimiento e inspección es descubrir las fallas que ocurren y
que se desarrollan lentamente.
Las fallas son las siguientes:
Deformación de los materiales de aislamiento y del bobinado, debido a
golpes mecánicos causados por un cortocircuito externo. El transformador
generalmente se diseña y se fabrica para resistir el calor y los golpes
mecánicos. Sin embargo, si se expone a golpes mecánicos intensos y
78
frecuentes, aún una pequeña deformación puede convertirse en una falla
interna seria.
Aislamiento del núcleo. Puede existir aislamiento deficiente entre las
láminas del núcleo, entre el tornillo de sujeción del núcleo y el tubo de
aislamiento, etc. El aislamiento deficiente causa un cortocircuito en el flujo
magnético, produce constantemente una corriente de corto circuito en este
lugar y provoca un calentamiento excesivo pudiendo desarrollar fallas
serias.
Aislamiento deficiente debido a una condición operacional dura, como
carga excesiva. Según se mencionó en las instrucciones de operación, el
aislamiento del transformador se deteriora por el aumento de la
temperatura y este deterioro a través de los años, empeora y se convierte
en una falla seria cuando el transformador sufre una carga excesiva.
Deterioro de los materiales de aislamiento, del aceite, de los bujes, etc.
debido a absorción de humedad, a oxidación y al efecto corona, etc.
Deterioro del aislamiento externo del transformador debido a viento, nieve,
sal y polvo. Esto puede prevenirse con una inspección y un mantenimiento
correctos.
Fallas en los accesorios, fuga de aceite, fuga de gas, etc.
3.2.4. FALLAS INTERNAS DEL TRANSFORMADOR.
a) Fallas en los devanados.
Cortocircuitos.
b) Fallas en el núcleo.
Hay cortocircuitos entre las espiras, entre las fases y entre las bobinas. La
mayoría de las fallas de los cortocircuitos se deben a tensión anormal en el
pararrayos, y algunas se deben al deterioro del aceite de aislamiento y a la
penetración de lluvia. También, algunos cortocircuitos se deben a deterioro por
calor, causado por una fuerza mecánica electromagnética o por carga excesiva
anormal.
79
En general, los cortocircuitos internos causan deformaciones graves en las
bobinas, como efecto secundario.
Ruptura de los terminales de los devanados
Los terminales de los devanados sufren daños por exceso de corriente
(cortocircuito externo, etc.) o por un rayo. También los accidentes de cortocircuito
del sistema que se acumulan, causan daños en el soporte del bobinado, por su
fuerza destructiva mecánica repetitiva, que finalmente rompe los terminales.
Cortocircuito a tierra.
Voltajes de impulso o deterioro del aislamiento pueden causar un cortocircuito a
tierra del bobinado o de sus terminales al núcleo o al tanque.
Las fallas mencionadas se pueden detectar fácilmente mediante un diagnóstico
externo o una verificación eléctrica.
Existen fallas provocadas a un aislamiento deficiente en los tornillos de
afianzamiento del núcleo, o, a un canal de enfriamiento de aceite obstruido que
causa un calentamiento excesivo del núcleo. Las fallas del núcleo se desarrollan
lentamente. El aislamiento deficiente y el contacto a tierra ya mencionados,
causan una corriente de cortocircuito parcial, un deterioro del aceite de los
materiales de aislamiento en sus alrededores, los cuales gradualmente se
convierten en fallas serias.
Una sujeción deficiente entre el núcleo y las bridas del bobinado pueden causar
una vibración perjudicial.
3.3. ANÁLISIS DE LAS POSIBLES CAUSAS Y PORCENTAJES DE
LAS FALLAS OCURRIDAS EN LOS SISTEMAS DE ESTUDIO
En las siguientes tablas se presenta el número de fallas que han existido en las
subestaciones de estudio desde el 2007 hasta el 2012, estos datos han sido
80
obtenidos de los reportes que maneja la Empresa Eléctrica Quito para el control
de fallas en sus subestaciones, líneas y centrales.
Este es el modelo de tablas de fallas que se maneja en la E.E.Q.S.A. para llevar
las estadísticas de interrupciones en las instalaciones de su dominio, en las
cuales se puede observar la fecha, la duración, condición climática, origen, etc.
Fecha de la falla: 2010/04/14 13:30:00 Fecha final: 2010/04/14 14:21:00 Condición climática:
Tiempo normal.
A causa de: Explosión de bushing del transformador de 20 MVA. Origen: Subtransmisión de 46 kV, 138 kV. (3 0) Causa: Equipamiento, materiales y accesorios (deterioro de equipamiento por envejecimiento,
desgaste o exceso de uso, fallas, defectos, explosiones, roturas, caídas, etc). (4 49) Equipos afectados:
Ninguno.
Duración (h): 0,85 Observación: - EL GUARDIA DE S/E 19 INFORMA QUE ESCUCHÓ UNA EXPLOSIÓN.
- PERSONAL DE MTO DE S/E. SR. VASCO INFORMA QUE ENCUENTRA EXPLOTADO EL BUSHING DE LA FASE B DEL TRANSFORMADOR DE 15/20 MVA, ACTUA LOS RELES DIFERENCIAL DEL TRANSFORMADOR; DIFERENCIAL DE BARRA, SE DESCONECTA AUTOMATICAMENTE LOS DISYUNTORES EN 152-1;152-3;152-4 Y 152-5 EN 46 KV. NO ACTUA NINGUNA SEÑALIZACION, EL DISYUNTOR 152-2 DE LA L/T 19-17 ACTUA EL RELÉ 94. - SE PROCEDE AISLAR EL TRANSFORMADOR 15/20 MVA, - EN LA S/E 19 SE ABRE LOS SECCIONADORES ADYACENTES 189-51 Y 189-52, SE
Tabla N° 3.1. Modelo de tabla de fallas de la E.E.Q.S.A.
Ver ANEXO 3 “Tabla de datos de fallas E.E.Q.S.A.”
Con los datos recopilados de la Tabla N° 3.1) se realiza todos los cálculos
siguientes en lo que se refiere a interrupciones en el sistema por cualquier motivo
que estas sucedan.
En este cuadro se observa el número de fallas en cada subestación, el total de
fallas al año, el total de fallas por cada subestación y además se puede observar
el porcentaje en fallas de cada año.
81
SUBESTACION
NUMERO DE OPERACIONES
NUMERO DE FALLAS ANUAL
2007 2008 2009 2010 2011 2012
POMASQUI 1 3 4 1 1 0
VICENTINA 0 0 1 2 1 2
Sta. ROSA 4 1 1 4 4 4
SUR 3 3 1 0 0 0
NORTE 0 1 1 1 0 0
COTOCOLLAO 5 1 2 5 6 1
SELVA ALEGRE 2 5 1 2 0 1
TOTAL DE 15 14 11 15 12 8
FALLA/AÑO NUMERO DE OPERACIONES
Tabla N° 3.2. Número de fallas 2007 – 2012.
SUBESTACIÓN
PORCENTAJE DE OPERACIONES
PROMEDIO DE FALLAS ANUAL
2007 2008 2009 2010 2011 2012
POMASQUI 6,7% 21,4% 36,4% 6,7% 8,3% 8,3%
VICENTINA 0,0% 0,0% 9,1% 13,3% 16,7% 8,3%
Sta. ROSA 26,7% 7,1% 9,1% 26,7% 33,3% 33,3%
SUR 20,0% 21,4% 9,1% 0,0% 0,0% 0,0%
NORTE 0,0% 7,1% 9,1% 6,7% 8,3% 0,0%
COTOCOLLAO 33,3% 7,1% 18,2% 33,3% 41,7% 50,0%
SELVA ALEGRE 13,3% 35,7% 9,1% 13,3% 16,7% 0,0%
PORCENTAJE 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%
FALLA/AÑO PORCENTAJE DE OPERACIONES
Tabla N° 3.3. Porcentaje de fallas 2007 – 2012.
Según el porcentaje de fallas de ocurrencia se designa valores de la siguiente
forma:
RANGO PORCENTAJE DE FALLA
Menor a 10% Bajo
Entre 10% y 20% Medio
Entre 20% y 30% Alto
Mayor a 30% Crítico
Tabla N° 3.4. Rango según el porcentaje de fallas.
82
SUBESTACIÓN PORCENTAJE DE
FALLAS ANUAL
2007 2008 2009 2010 2011 2012
POMASQUI Bajo Alto Crítico Bajo Bajo Bajo
VICENTINA Bajo Bajo Bajo Medio Bajo Bajo
Sta. ROSA Alto Bajo Bajo Alto Crítico Crítico
SUR Medio Alto Bajo Bajo Bajo Bajo
NORTE Bajo Bajo Bajo Bajo Bajo Bajo
COTOCOLLAO Crítico Bajo Medio Crítico Crítico Crítico
SELVA ALEGRE Medio Crítico Bajo Bajo Bajo Bajo
Tabla N° 3.5. Designación de las subestaciones en base al porcentaje de fallas.
De esta manera se puede fijar que el mayor porcentaje en fallas ocurrió en la
Subestación Cotocollao en el año 2011; ya que abarca el 50% del total de fallas
en dicho año, además, se nota de forma alarmante que en los dos años anteriores
fue también la subestación que mayor porcentaje de fallas tuvo durante el 2007 y
2010.
Ahora se puede observar el caso contrario a este fenómeno, corresponde a la
subestación con menor número de fallas y por ende con el mínimo porcentaje de
fallas, en este grupo están tres las subestaciones que han presentado en dos
años cero fallas como son la subestaciones: Vicentina año (2007, 2008) y Sur
(2010,2011).
Figura N° 3.1. Número de fallas totales por año.
83
Figura N° 3.2. Comparación del número de fallas en cada subestación por año.
Es preocupante que exista un alto número de fallas en la Subestación Pomasqui
ya que se encuentra el Autotransformador ATU, por medio del cual el Sistema
Nacional Interconectado (SIN) se conecta a Colombia. Es de suma importancia
ya que una falla en este Autotransformador podrá generar un colapso en el SIN.
Han sucedido fallas por varias razones, en especial por las maniobras por parte
del personal que realiza mantenimiento o algún tipo de operación en las
subestaciones; y en menor grado por descargas atmosféricas.
También se realizan desconexiones debido a condiciones climáticas,
envejecimiento de los elementos de la subestación o por simples actos fortuitos.
A continuación se presenta un resumen de las acciones que pueden causar una
falla, conocido en la Empresa Eléctrica Quito como “Falla por causa básica”:
84
FALLAS POR CAUSA BÁSICA
0 CONDICIONES CLIMATICAS 0 - 1
Descargas Atmosféricas (Rayos).
1 MEDIO AMBIENTE 1 - 16
Deslizamiento de tierra o excavación.
1 - 18 Arboles (sin incluir podas).
2 ANIMALES 2 - 20 Pájaros.
3 TERCEROS 3 - 31 Daño o interferencia accidental de particulares (Excp. 35)
3 - 35 Choque de vehículos.
4 PROPIAS DE LA RED 4 - 41
Interferencia accidental (contactos, daños) por personal de la empresa o contratistas, de la misma (excluye causa 40).
4 - 42 Errores en supervisión de la operación de la operación del sistema.
4 - 44
Condiciones anormales de operación (sobrecarga, oscilación de potencia, falta de tensión, etc).
4 - 48
Protección, medición, supervisión (operación inadecuada, falla de equipamiento, ruidos, armónicas, etc) errores de cableado y/o protección, errores de relación, de calibración y aplicación de ajuste, etc.
4 - 49
Equipamiento, materiales y accesorios (deterioro de equipamiento por envejecimiento, desgaste o exceso de uso, fallas, defectos, explosiones, roturas, caídas, etc).
4 - 53 Problemas de circuitos de control (fortuitos).
7 OTROS SISTEMAS 7 - 70 Falla en el sistema de alimentacion externa a la empresa (baja frecuencia).
7 - 72 Desconexión deliberada (manual o automatica) debido a problemas en generacion Restricción de carga.
8 OTRAS CAUSAS 8 - 81 No determinadas, causa desconocida.
Tabla N° 3.6. Fallas por causa básica.
Estas son las fallas por causas básicas que pueden suceder en las subestaciones
de acuerdo a un análisis hecho previamente para el estudio de confiabilidad
dentro del sistema de transmisión de la Empresa.
Para esto se debe instruir al personal de mantenimiento y al personal en general
de la Empresa sobre normas a seguir para los respectivos trabajos que vayan a
realizar en cada una de las instalaciones para así evitar o por lo menos reducir el
índice de fallas o desconexiones por temas operativos con un constante control y
capacitación al personal encargado. Esta capacitación debe estar presentada
por personal suficientemente capacitado para poder mejorar el nivel de
preparación del equipo de trabajo.
85
3.4. REGULACION No CONELEC – 002/06.
Según la Regulación No. CONELEC – 002/06 “Calidad del Transporte de
Potencia y del Servicio de Conexión en el SNI”, se va a calcular el índice de
confiabilidad o disponibilidad de nuestros sistemas de estudio de acuerdo a lo que
expresa esta Norma:
“Las instalaciones de transmisión consideradas en esta Regulación son las
siguientes:
Circuitos de líneas de transmisión y de interconexión que operan a voltajes
mayores a 90 kV.
Instalaciones para transformación y regulación de voltajes.
Instalaciones de campos de conexión de Empresas Distribuidoras y
Grandes Consumidores, que son usuarios directos de los sistemas de
transmisión.
3.4.1. DEFINICIONES.
Campo de conexión. - Conjunto de equipos y aparatos de transformación,
maniobra, protección, comunicaciones y auxiliares, con los cuales se
materializa la vinculación eléctrica de un usuario con el Transmisor o una
línea de interconexión dedicada.
Calidad del servicio de transporte.- Conjunto de características sobre la
continuidad del suministro de potencia, referidas a la disponibilidad de las
instalaciones en condiciones normales de operación del sistema.
Confiabilidad.- Es la probabilidad de comportamiento de una instalación o
sistema para realizar adecuadamente su función en un período de tiempo.
Disponibilidad.- La disponibilidad de operación es el porcentaje del tiempo
que una instalación de transmisión es capaz de proporcionar servicio, ya
sea que el sistema precise o no su funcionamiento.
3.4.2. DISPONIBILIDAD DE UNA INSTALACIÓN.
86
El porcentaje de disponibilidad de una instalación se calcula sobre la base de las
horas de indisponibilidad, de acuerdo a la relación siguiente:
%100*8760
1 **111dponibilidaHorasIndis
idadDisponibil
(4.1)
Se trabajará de acuerdo a ésta fórmula según la regulación del CONELEC para
calcular la disponibilidad de las instalaciones de éste estudio.
Se considera los límites anuales de tiempo de indisponibilidad y número de
desconexiones que establece el CONELEC de acuerdo al tipo de instalación, en
base a estos límites se designa el nivel de criticidad de las subestaciones.
RANGO DISPONIBILIDAD
Menor a 99,90 % Bajo
Entre 99,90 y 99,97 Normal
Mayor a 99,97 Alto
Tabla N° 3.7. Rango según la Confiabilidad de las Subestaciones de estudio.
3.4.3. DISPONIBILIDAD DE LAS SUBESTACIONES DE ESTUDIO.
Disponibilidad de las Subestaciones de Estudio en el año 2007.
SUBESTACIÓN
Duración de Confiabilidad Rango
la falla (h) (%) Disponibilidad
Pomasqui 0,52 99,99 ALTO
Vicentina 0 100,00 ALTO
Sta. Rosa 15,22 99,83 BAJO
Sur 2,19 99,98 ALTO
Norte 0 100,00 ALTO
Cotocollao 4,88 99,94 NORMAL
Selva Alegre 4,11 99,95 NORMAL
Tabla N° 3.8. Disponibilidad de las Subestaciones de estudio en el año 2007.
87
Disponibilidad de las Subestaciones de Estudio en el año 2008.
SUBESTACIÓN
Duración de Confiabilidad Rango
la falla (h) (%) Disponibilidad
Pomasqui 5,81 99,93 NORMAL
Vicentina 0 100,00 ALTO
Sta. Rosa 1,48 99,98 ALTO
Sur 1,08 99,99 ALTO
Norte 0,52 99,99 ALTO
Cotocollao 0,7 99,99 ALTO
Selva Alegre 10,22 99,88 BAJO
Tabla N° 3.9. Disponibilidad de las Subestaciones de estudio en el año 2008.
Disponibilidad de las Subestaciones de Estudio en el año 2009.
SUBESTACIÓN
Duración de Confiabilidad Rango
la falla (h) (%) Disponibilidad
Pomasqui 9,27 99,89 BAJO
Vicentina 0 100,00 ALTO
Sta. Rosa 0,22 100,00 ALTO
Sur 1,67 99,98 ALTO
Norte 0,05 100,00 ALTO
Cotocollao 1,96 99,98 ALTO
Selva Alegre 1,57 99,98 ALTO
Tabla N° 3.10. Disponibilidad de las Subestaciones de estudio en el año 2009.
88
Disponibilidad de las Subestaciones de Estudio en el año 2010.
SUBESTACIÓN
Duración de Confiabilidad Rango
la falla (h) (%) Disponibilidad
Pomasqui 1,52 99,98 ALTO
Vicentina 1,83 99,98 ALTO
Sta. Rosa 4,95 99,94 NORMAL
Sur 0 100,00 ALTO
Norte 1,22 99,99 ALTO
Cotocollao 20,88 99,76 BAJO
Selva Alegre 3,51 99,96 NORMAL
Tabla N° 3.11. Disponibilidad de las Subestaciones de estudio en el año 2010.
Disponibilidad de las Subestaciones de Estudio en el año 2011.
SUBESTACIÓN
Duración de Confiabilidad Rango
la falla (h) (%) Disponibilidad
Pomasqui 0,02 100,00 ALTO
Vicentina 1,27 99,99 ALTO
Sta. Rosa 2,75 99,97 ALTO
Sur 0 100,00 ALTO
Norte 0 100,00 ALTO
Cotocollao 11,72 99,87 BAJO
Selva Alegre 0 100,00 ALTO
Tabla N° 3.12. Disponibilidad de las Subestaciones de estudio en el año 2011.
89
Disponibilidad de las Subestaciones de Estudio en el año 2012.
SUBESTACIÓN
Duración de Confiabilidad Rango
la falla (h) (%) Disponibilidad
Pomasqui 0 100,00 ALTO
Vicentina 0,29 100,00 ALTO
Sta. Rosa 1,96 99,98 ALTO
Sur 0 100,00 ALTO
Norte 0 100,00 ALTO
Cotocollao 0,22 100,00 ALTO
Selva Alegre 0,1 100,00 ALTO
Tabla N° 3.13. Disponibilidad de las Subestaciones de estudio en el año 2012.
3.4.4. ANÁISIS DE DISPONIBILIDAD DE LAS SUBESTACIONES DE ESTUDIO.
a) SUBESTACIÓN POMASQUI.
Presenta el tercer porcentaje de fallas promedio de todas las
subestaciones de estudio con un 15.9%; en lo que se refiere al índice de
disponibilidad se encuentra en el quinto lugar con un 99.6%.
b) SUBESTACIÓN VICENTINA.
Presenta el sexto porcentaje de fallas promedio de todas las subestaciones
de estudio con un 6.14%; en lo que se refiere al índice de disponibilidad se
encuentra en el segundo lugar con un 99.99%.
c) SUBESTACIÓN Sta. ROSA
Presenta el segundo porcentaje de fallas promedio de todas las
subestaciones de estudio con un 20.58%; en lo que se refiere al índice de
disponibilidad se encuentra en el sexto lugar con un 99.94%.
90
d) SUBESTACIÓN SUR.
Presenta el quinto porcentaje de fallas promedio de todas las
subestaciones de estudio con un 10.1%; en lo que se refiere al índice de
disponibilidad se encuentra en el tercer lugar con un 99.99%.
e) SUBESTACIÓN NORTE.
Presenta el séptimo porcentaje de fallas promedio de todas las
subestaciones de estudio con un 4.58%; en lo que se refiere al índice de
disponibilidad se encuentra en el primer lugar con un 99.996%.
f) SUBESTACIÓN COTOCOLLAO.
Presenta el primer porcentaje de fallas promedio de todas las
subestaciones de estudio con un 28.38%; en lo que se refiere al índice de
disponibilidad se encuentra en el séptimo lugar con un 99.1%.
g) SUBESTACIÓN SELVA ALEGRE.
Presenta el cuarto porcentaje de fallas promedio de todas las
subestaciones de estudio con un 14.28%; en lo que se refiere al índice de
disponibilidad se encuentra en el cuarto lugar con un 99.95%.
3.4.5. NÚMERO DE DESCONEXIONES PERMITIDAS POR EL CONELEC.
De acuerdo a la Regulación No. CONELEC – 002/06 se analizará el número de
desconexiones en las subestaciones para determinar si están dentro de los límites
permitidos por dicha norma.
91
LIMITES ANUALES DE HORAS DE INDISPONIBILIDAD Y NUMERO DE
DESCONEXIONES
LÍMITES ANUALES DE HORAS DE INDISPONIBILIDAD Y NÚMERO DE DESCONEXIONES
TIPO DE INSTALACIÓN DISPONIBILIDAD
(%)
HORAS INDISPONIBILIDAD
(LHI)
NÚMERO DESCONEXIONES
(NDP)
CA
MP
O D
E
CO
NE
XIÓ
N (
1)
AGENTE 5
TRANSMISOR 99,920 7 3
CA
MP
O D
E
CO
NE
XIÓ
N (
2)
AGENTE 5
TRANSMISOR 99,772 20 4
CIRCUITO TRANSMISIÓN 230 KV 99,658 30 7
CIRCUITO TRANSMISIÓN 138 KV 99,658 30 7
CAPACITOR Y REACTOR 99,772 20 4
TRANSFORMADOR 99,658 30 4
(1) Campo de Conexión pertenece al Agente
(2) Campo de Conexión pertenece al Transmisor
Tabla N° 3.14. Número máximo de desconexiones permitidas por el CONELEC.
3.4.5.1. Definiciones.
Desconexión.- Interrupción del paso de la corriente eléctrica a través de
una instalación o equipo.
Tiempo de indisponibilidad obligada.- De una instalación fallada, es el
período de tiempo entre la desconexión y su energización, el momento en
que la causa de la falla ha sido superada y el CENACE determina que la
92
sincronización no implicará riesgos para la seguridad y confiabilidad
operativa del sistema.
Tiempo de indisponibilidad programada.- De un equipo o instalación, es
el tiempo que media entre su desconexión autorizada por el CENACE y el
momento en que su propietario lo declara disponible para su uso
inmediato.
LHI: Máximo de horas de indisponibilidad.
NDP: Número de desconexiones.
De acuerdo a ésta tabla podemos afirmar que nuestras subestaciones se
encuentran dentro de los rangos permitidos ya que no superan el número máximo
de desconexiones, puesto que no se ha tenido desconexiones de transformadores
en nuestros sistemas de estudio.
Ver ANEXO 4 “regulación Nº CONELEC 002/06”
93
CAPITULO 4
PROGRAMACIÓN ACTUAL DE MANTENIMIENTOS
4.1. INTRODUCCIÓN.
Ahora se propone un cronograma de actividades para realizar los mantenimientos
necesarios en nuestras subestaciones de estudio, siguiendo la filosofía del
Mantenimiento Centrado en Confiabilidad (RCM), para mejorar los recursos
económicos humanos y operaciones en la Empresa Eléctrica Quito.
La Empresa Eléctrica Quito maneja el paquete computacional SGM, en el cual se
programa los ciclos de mantenimiento con la fecha, el tipo de mantenimiento que
se va a realizar, la frecuencia de los mismos, en donde se los va a realizar entre
otros datos; así como también, los materiales y el personal que son necesarios
para realizar las diferentes actividades.
En el paquete computacional se puede obtener además, un registro estadístico de
los trabajos realizados en las diferentes subestaciones, cualquiera que éste fuera.
También se utilizó el programa de fallas mencionado en el Capítulo 3 para
obtener algunos datos sobre fallas y sus respectivos tiempos para tomar
decisiones en lo que se refiere al tiempo de mantenimientos.
4.2. PLANIFICACIÓN Y ORGANIZACIÓN DEL
MANTENIMIENTO.
Una organización de mantenimiento puede ser de diversos tipos, pero en todos
ellos aparecen los tres componentes siguientes, necesarios e interrelacionados:
1. Recursos: comprende personal, repuestos y herramientas, con un tamaño,
composición, localización y movimiento determinados.
94
2. Administración: una estructura jerárquica con autoridad y responsabilidad
que decida qué trabajo se hará, y cuándo y cómo debe llevarse a cabo.
3. Planificación del trabajo y sistema de control: un mecanismo para
planificar, programar el trabajo y garantizar la recuperación de la
información necesaria, para que el esfuerzo de mantenimiento se dirija
correctamente hacia el objetivo definido.
La totalidad del sistema de mantenimiento es un organismo en continua
evolución, cuya organización necesitará una modificación continua como
respuesta a unos requisitos cambiantes.
4.3. LA CARGA DE TRABAJO.
La principal distinción es entre trabajos programados y no programados. Los
primeros se refieren principalmente a las tareas de mantenimiento preventivo y
condicional, mientras que los segundos están relacionados con las tareas de
mantenimiento correctivo.
4.3.1. TRABAJOS NO PROGRAMADOS.
Para el conjunto del sistema, los trabajos no programados se presentan de una
manera casi aleatoria; a menudo se encuentra que la distribución de los tiempos
necesarios para realizar esos trabajos se aproxima mucho a la distribución log-
normal. De no existir una vigilancia de la condición, no puede llevarse a cabo la
programación hasta que se ha producido la petición de trabajo.
Parte de la demanda de trabajos de mantenimiento no programados se presenta
sin previo aviso y exige una atención urgente. Es difícil planificar los trabajos de
emergencia, y otros de alta prioridad y ausencia de aviso previo. Como mucho,
sólo se puede prever el número medio de peticiones. Los trabajos individualizados
exigen atención en el turno durante el que se presentan. A veces este tipo de
trabajo se denomina trabajo no programado, a pesar de que su demanda debe
95
programarse en términos de personal, repuestos y equipo. En este caso, la
dificultad principal es la predicción del tiempo disponible para la programación y la
planificación de ese trabajo.
4.3.2. TRABAJOS PROGRAMADOS.
Se pueden planificar con detalle y programarse con antelación, con las tolerancias
de tiempo necesarias para el acoplamiento y la regularización del trabajo. Estos
trabajos se clasifican según la facilidad con que pueden programarse:
a) Trabajos de rutina: Trabajos de corta periodicidad realizados principalmente
durante el funcionamiento del sistema.
b) Trabajos menores, con el sistema parado: Reposiciones y otros trabajos
poco importantes que incluyen trabajos de corta y media periodicidad a
sistema parado. Se realizan a menudo en intervalos entre operaciones.
c) Trabajos mayores, con el sistema parado: Revisiones generales y otros
trabajos importantes a sistema parado, que incluyen trabajos de larga
periodicidad, trabajos múltiples, trabajos que precisan diversas
especialidades. En la mayoría de los casos es necesaria una parada
programada.
En general, las dos primeras categorías pueden programarse de forma
equilibrada a lo largo del año, planificando y programando la tercera de forma
específica.
La diferencia principal entre trabajo programado y no programado es que el nivel y
tipo del trabajo no programado se decide en el departamento de mantenimiento,
en vez de generarse desde el sistema. Varios departamentos están implicados en
el proceso de toma de decisiones y se necesitan diversas fuentes de información.
96
Como cada tipo de trabajo de mantenimiento tiene diferentes características, la
naturaleza de la organización del mantenimiento dependerá mucho de las
proporciones relativas de los trabajos no programados, programados y
condicionales. Se necesita una experiencia operativa considerable si se quiere
evaluar correctamente el nivel esperado de trabajo programado consecuente a
una entrada de trabajo no programado. La relación entre trabajo no programado y
programado siempre es confusa. Siempre hay un cierto retraso antes de que se
atienda una petición no planificada lo que debe tenerse en cuenta en la
organización de los recursos.
4.4. ANÁLISIS DE LOS RECURSOS DE MANTENIMIENTO.
Una adecuada planificación y organización de cualquier proceso de
mantenimiento depende principalmente de la disponibilidad de los recursos de
mantenimiento, siendo los más importantes:
1. Personal: Como recurso de mantenimiento, puede clasificarse según el
área técnica en la que se emplee: mecánica, eléctrica, de instrumentos, de
construcción. Una división más profunda puede hacerse según la
especialidad: ajustador, soldador, electricista, etc. La mayor parte de los
trabajos de mantenimiento suelen necesitar más de una especialidad, por
lo que la clasificación anterior se hará de acuerdo con la especialidad
dominante en cada trabajo.
2. Repuestos: El objetivo de la gestión de repuestos es alcanzar el equilibrio
óptimo entre el costo de posesión (depreciación, intereses, rentas, etc.) y el
costo de la ruptura de stock (indisponibilidad, etc.). La principal dificultad de
esta acción, tan simplemente expresada, surge de la variedad y
complejidad de los miles de artículos distintos (de costos y tasa de
utilización tan diversos) necesarios para llevar a cabo una operación
determinada. En cierto sentido, cada repuesto presenta un problema
individual de control. Para facilitar ese control así como la catalogación,
97
identificación y almacenamiento, se pueden clasificar los repuestos según
su tasa de uso y otras características asociadas.
3. Herramientas: El objetivo de la organización de herramientas es similar al
de la organización de los repuestos, pero el problema de control es aquí
diferente, porque las herramientas no son consumibles en el mismo
sentido. El problema principal con las herramientas retornables es el
desarrollo de un sistema para controlar su préstamo y para efectuar el
necesario mantenimiento (incluyendo su sustitución si es necesario)
cuando son devueltas.
4.5. PLANIFICACIÓN DEL TRABAJO DE MANTENIMIENTO.
La función principal del servicio de planificación de trabajos es la planificación y
programación, a medio y largo plazo, de la carga de trabajo de mantenimiento
para los encargados de las áreas. Por tanto, el horizonte de planificación puede
extenderse desde tan sólo 48 horas hasta un año y abarcará todos los trabajos,
aparte de los aplazados de alta prioridad y del mantenimiento de emergencia. El
servicio es responsable de suministrar a los encargados de mantenimiento la
carga de trabajo a medio plazo a realizar en el próximo período de producción,
por ejemplo, de una semana, y que debe distribuirse cierto tiempo antes de la
fecha de comienzo del período. En esta responsabilidad se incluyen la
coordinación inicial del trabajo multidisciplinario, el suministro de información de
mantenimiento, como planos o manuales, la comprobación de la disponibilidad de
los repuestos más importantes y la comprobación de la disponibilidad de los
sistemas críticos.
Es necesario recalcar que los términos programar y ordenar pueden prestarse a
confusiones. Sin embargo, corresponden a definiciones muy distintas. Así:
Programar: se refiere a la determinación de los tiempos de llegadas o salidas de
los elementos que necesitan mantenimiento. Por ejemplo, el plan de
98
mantenimiento es una programación de los tiempos en que deben llevarse a cabo
tareas específicas de mantenimiento.
Ordenar: se refiere a la determinación del orden en el cual deben realizarse las
tareas de mantenimiento necesarias. Por ejemplo, un elemento averiado, a su
llegada a una instalación de mantenimiento, puede tener que esperar en una cola
antes de que se realice la tarea de mantenimiento necesaria. A continuación,
según las prioridades ligadas con los diversos elementos en espera, se determina
la secuencia en que se recuperan o reparan.
4.6. MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES PROPUESTO
POR EL FABRICANTE.
El grado de mantenimiento e inspección necesarios para su operación depende
de su capacidad, de la importancia dentro del sistema eléctrico, del lugar de
instalación dentro del sistema, de las condiciones climatológicas, del ambiente y
en general, de las condiciones de operación.
4.6.1. PROGRAMA DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO.
Se debe anotar las lecturas de los medidores que están generalmente instalados,
ya que son de mucha utilidad. Cuando las lecturas sean muy diferentes de las
obtenidas en condiciones normales, es necesario realizar una cuidadosa
verificación.
Además de lo anterior, se debe prestar atención a los fenómenos anormales tales
como ruido, cambio de color o de olores, que pueden detectarse a través de los
sentidos.
a. Temperatura del transformador.
La temperatura del transformador está directamente relacionada con la duración
de los materiales de aislamiento, por lo que es necesario prestarle atención.
99
En el caso de transformadores construidos de acuerdo con normas ANSI, la
temperatura máxima permitida para el aceite es de 90°C y la temperatura máxima
del punto más caliente de 110°C.
b. Inspección del volumen de aceite.
El volumen del aceite tiene siempre que ser verificado desde el punto de vista del
aislamiento y de la refrigeración.
Cuando el nivel de aceite fluctúe notoriamente en relación con la temperatura, se
debe detectar la causa para un oportuno arreglo.
c. Ruido.
En algunos casos se puede percibir algún ruido anormal, cuando se está
familiarizado con el sonido que el transformador produce durante la operación
normal, lo cual puede ayudar a descubrir alguna falla. Las siguientes son las
causas posibles de ruido anormal:
Resonancia de la caja y de los radiadores debida a cambios anormales en
la frecuencia de la fuente de corriente.
Un defecto en el mecanismo de ajuste del núcleo.
Un defecto en la estructura central, (como desajuste en el núcleo) es
posible que se encuentren flojos los tornillos de sujeción de las bridas.
Aflojamiento de las piezas de anclaje.
Ruido anormal por descarga estática, debido a partes metálicas carentes
de tierra o a imperfección de la puesta a tierra.
Estos ruidos pueden detectarse desde fuera o acercándose a la caja, aún cuando
no sean muy fuertes.
d. Aflojamiento de las piezas de fijación y de las válvulas.
100
Cuando encuentre los terminales de tierra flojos, desenergice el transformador y
apriételos enseguida. Los tornillos de los cimientos que estén sujetos a grandes
cargas, deben ser apretados firmemente para evitar el desplazamiento del
transformador.
En algunos casos las válvulas se aflojan debido a vibraciones, se debe apretar
inmediatamente.
e. Fugas de aceite.
Las fugas de aceite pueden ser causadas por el deterioro de algún empaque o
por mal posicionamiento; algunas tardan en descubrirse, verifique
cuidadosamente las válvulas y los empaques. Si hay algún defecto que pudiera
causar una fuga, informe a ABB.
Todos estos pasos de mantenimiento preventivo se los debe realizar con una
frecuencia de: 1 año.
Caso de notar alguna anomalía se debe realizar un trabajo a condición es decir un
seguimiento a ese ítem para saber la posible causa de este percance.
4.6.2. PERIODICIDAD DE LAS INSPECCIONES.
La tabla que aparece enseguida, muestra la frecuencia con que debe revisarse el
transformador.
101
Tabla N° 4.1. Periodicidad de las inspecciones.
4.6.3. MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN DE LOS BUSHINGS.
4.6.3.1. Inspección de Rutina.
a) Excesivo calentamiento local:
Ponga atención a la parte sujetadora de los terminales. Es conveniente pintar
dicha parte con pintura indicadora de calor.
b) Contaminación.
102
Cuando haya mucho polvo y sal, se debe efectuar una limpieza para la cual debe
detenerse el funcionamiento del transformador y usar agua, amoníaco o
tetracloruro de carbono, y si están muy sucios, usar ácido hidroclórico
concentrado diluído 40 o más veces en agua.
La solución no debe tocar ninguna parte metálica; después de la limpieza las
partes de porcelana deben neutralizarse con agua que contenga bicarbonato de
sodio en una proporción de 30 gramos por litro. Siempre que use una solución
química, asegúrese de lavar después con agua fresca, para que no quede ningún
elemento extraño.
En sistemas en los que sea difícil detener el funcionamiento para la limpieza, o en
zonas donde haya muchos daños por el polvo o la sal, se está usando
recientemente un método de lavado denominado "de línea caliente". Es un
método para lavar los equipos sin parar su funcionamiento, y hay 2 ó 3 formas de
hacerlo. En cualquier caso debe verificarse el grado de polvo y sal, la calidad del
agua para lavar y el método de impermeabilización cuando se hace la limpieza.
c) Daños mecánicos.
Verifique si existen daños o fugas de aceite en los bushings.
4.6.3.2. Inspección Regular (una vez cada dos años).
a) Evaluación del deterioro del aislamiento.
Los métodos para detectar el deterioro del aislamiento son la medición de la
resistencia de aislamiento y de la tan δ.
La medición de la resistencia de aislamiento en los bushings no es sencilla, ya
que el bushing y los devanados del transformador deben independizarse; no
obstante, la medición debe tratar de hacerse lo mejor posible.
Cuando la resistencia de aislamiento es superior a 1000 MΩ a temperaturas
normales, puede considerarse como una buena condición, pero el valor de la tan
δ también debe tomarse al considerar la evaluación.
103
b) Inspección por excesivos calentamientos parciales.
El calentamiento excesivo de los terminales se debe en la mayoría de los casos a
aflojamientos; si llegara a observarse, elimine el polvo de las partes de contacto y
apriete firmemente.
c) Inspección de daños locales (fisuras) de los bushings.
La limpieza de los bushings debe hacerse según se mencionó. Si los daños son
muy serios cambiar por nuevos.
d) Inspección de fugas de aceite.
Revise las diversas piezas de los bushings para ver si hay fugas de aceite. Si el
aceite se sale por el empaque, ajústelo ó cámbielo. Si son del tipo inmerso en
aceite y el aceite se fuga por otra parte fuera del bushing, informe al fabricante.
4.6.3.3. Almacenamiento.
Guarde los bushings parados en un cuarto seco. Se recomienda guardarlos en la
caja de empaque en que venían.
Para que no sufran ningún tipo de filtración de líquidos, polvo o humedad, ya que
estos afectarían el correcto funcionamiento de nuestros elementos.
4.6.4. MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN DEL EQUIPO DE
REFRIGERACIÓN.
El equipo de refrigeración es la parte más importante en el funcionamiento diario
normal de un transformador. Es necesario un cuidado especial en su
mantenimiento e inspección, ya que cualquier anormalidad puede reducir la vida
útil del transformador o causar defectos serios.
104
a) Radiador del tipo de Auto-enfriamiento.
Verifique la fuga de aceite da las cabeceras del radiador y de las partes soldadas
del panel o del tubo. Si se acumulan sedimentos en las obleas o en el tubo, el
flujo del aceite se dificulta y la temperatura desciende. Por esta razón verifique
con la mano si estas partes tienen una temperatura adecuada. Si los radiadores
son del tipo desmontable verifique que las válvulas se abran correctamente.
b) Mantenimiento e inspección de los termómetros.
Es importante que se verifique la temperatura del transformador en servicio, ya
que ello indica las condiciones del funcionamiento. Las condiciones internas y la
normalidad del interior, por lo tanto, los indicadores que miden la temperatura
deben revisarse y mantenerse en buen estado, para que indiquen correctamente
la temperatura.
c) Termómetro tipo Reloj.
Este es un tipo de medidor de presión con un bulbo que contiene un líquido
especial o gas sellado, y que se conecta con un tubo muy fino para mover la
aguja por expansión y contracción del fluido; debe verificarse comparándolo con
un termómetro normal una vez al año o más seguido.
También debe verificarse cuidadosamente que no esté corroído en el interior, que
no penetre agua, que la aguja se mueva adecuadamente y que los contactos de
alarma funcionen correctamente.
Si el cristal está empañado por la humedad que penetra, quite la tapa del cristal y
cambie el empaque.
Después de muchos años de uso, el tubo de Bourdon se desgasta, al igual que el
piñón y el soporte, por lo que pueden dar indicaciones erróneas; también las
partes indicadoras móviles llegan a caerse por golpes o vibraciones. La tubería
guía generalmente es de tipo doble y la unión con el medidor se separa o se
105
rompe fácilmente. Por lo tanto es necesario un manejo cuidadoso del termómetro
tipo reloj, cuando se debe quitar durante la inspección del transformador.
Debe verificarse que los contactos de alarma estén colocados adecuadamente.
4.6.5. MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN DEL INDICADOR DE NIVEL DE
ACEITE.
El medidor está colocado fuera del conservador y es de construcción simple;
muestra el nivel del aceite directamente, viéndolo desde el exterior.
Ponga atención a una fuga de aceite por su parte visible. Cuando el cristal esté
manchado, límpielo con un trapo.
El medidor de aceite es resistente a daños y a fallas de indicación, comparado
con los modelos viejos de indicadores del nivel de aceite tipo L y tipo U.
a) Indicador del nivel de aceite tipo reloj.
En este indicador el eje giratorio tiene en un extremo un flotador que soporta un
brazo conectado al indicador y, en el otro extremo un magneto para hacer girar el
rotor y para permitir el movimiento hacia arriba y hacia abajo del flotador. Cuando
el nivel del aceite cambia, éste acciona el brazo de soporte que hace girar el
magneto en el otro extremo, y éste a su vez acciona el rotor a través de la pared
de división que está colocada fuera del indicador. La aguja señala el nivel del
aceite.
El indicador necesita el mismo cuidado de mantenimiento que cualquier
instrumento ordinario; además como indicador con flotador metálico, requiere
atención cuando hay una indicación incorrecta debida a la penetración del aceite
al flotador, por vibraciones, y sobre todo cuando ha funcionado por largo tiempo.
4.6.6. MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN DE LOS RELES DE
PROTECCIÓN.
106
Los relés de protección que se mencionan a continuación necesitan inspección
una vez al año:
a) Relé BUCHHOLZ.
Este relé está hecho para proteger al transformador inmerso en aceite contra
fallas internas. Está fijado al tubo de conexión entre el tanque del transformador y
el conservador.
El funcionamiento del relé se divide en una primera fase (por fallas leves) y una
segunda fase (para fallas severas); la primera se usa para la alarma y la segunda
para el disparo del relé.
Su estructura presenta dos flotadores; uno en la parte superior y otro en la parte
inferior de un caja de acero (cámara de aceite) y están fijados de tal manera que
cada flotador puede girar, siendo su centro de rotación el eje de soporte.
Cada flotador tiene un interruptor de mercurio y los contactos se cierran cuando el
flotador gira. Si los materiales estructurales orgánicos del transformador se
queman o producen gas causado por un arco pequeño, éste se queda en la parte
superior interna de la caja. Cuando el volumen del gas sobrepasa el volumen fijo
(aproximadamente 150 a 250 cc) el flotador de la primera fase baja y los
contactos se cierran, haciendo funcionar el dispositivo de alarma.
El flotador inferior, que es para la segunda fase, cierra los contactos y hace
funcionar el dispositivo de alarma, o dispara el interruptor del circuito cuando se
origina un arco en el interior del transformador y se produce súbitamente gas y
vapor de aceite, forzando el movimiento del aceite.
b) Relé de protección del cambiador de tomas bajo carga.
Este relé protege al transformador y al cambiador de tomas bajo carga contra
averías. Es por tanto parte integrante de nuestro suministro. Debe estar
conectado de tal forma que su funcionamiento provoque la desconexión inmediata
del transformador.
La caja moldeada en material ligero resistente a la corrosión, está provista de dos
bridas para el acoplamiento de las tuberías de unión, por una parte con la cabeza
107
del cambiador y por la otra con el conservador de aceite. Se puede controlar la
posición de la palanca gracias a la mirilla situada sobre la cara delantera de la
caja. En la bornera se encuentran los terminales de conexionado del interruptor.
El aceite contenido en el relé de protección no debe penetrar en ella.
Se ha previsto una abertura para evitar la formación de agua condensada en la
bornera.
4.6.7. MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN DE LA VÁLVULA DE
SOBREPRESIÓN.
La válvula de alivio de sobrepresión con contactos de alarma, acciona la alarma
cuando funciona la aguja del interruptor. Está colocada haciendo contacto con la
placa de expansión; el resorte de ajuste y los contactos del microinterruptor están
en relación con el elevador que se relaciona a su vez con la aguja del interruptor.
Cuando hay un accidente, la presión interna aumenta y empuja la válvula hacia
afuera, haciendo funcionar a la aguja del interruptor, la cual empuja y dobla la
placa de expansión.
Verifique si no hay alguna fuga de aceite o de aire del dispositivo.
4.6.8. COMO DETECTAR UNA FUGA.
Cuando la fuga sea abajo del nivel del aceite, lave primero con thiñer o alcohol la
parte afectada, y al eliminarse el polvo o el cemento, el lugar de la fuga se verá
claramente como una mancha (negra).
Cuando la fuga sea arriba del nivel del aceite. Cargue el gas de nitrógeno a una
presión apropiada (aproximadamente 0.3 a 0.4 Kg/cm²), ponga una solución de
jabón líquida en la parte sospechosa del empaque; si hay alguna fuga se
formarán burbujas. Tenga cuidado en no permitir el funcionamiento del tubo de
escape de la presión durante esta operación.
a) Tratamiento de las fugas del tanque.
108
Si la parte de la fuga en el tanque que contiene aceite, debe repararse por
soldadura, tenga cuidado de verificar si el calor de la soldadura no va a producir
una mezcla explosiva de gases. (No se necesita precaución alguna en el caso de
aceite no inflamable).
Si la parte de la fuga está a unos 70 mm o más por encima del nivel del aceite, y
si el espesor de la pared del tanque es mayor de 6 mm., no habrá peligro de
combustión, ya que el aceite enfriará el calor de la soldadura.
Si la parte de la fuga está por encima del nivel del aceite, ponga gas de nitrógeno
en el interior del tanque para prevenir un incendio.
Si el espesor de la pared del tanque es menor de 4.5 mm, ponga una pieza de
metal encima de la parte de la fuga y suéldela. Es mejor si no hay aceite en el
lugar de la reparación.
La manera más simple de reparar un pequeño orificio de fuga es calafatearlo
cuidadosamente con un cincel.
No debe taparse el pequeño orificio de la fuga con masilla o con pintura, ya que
no dura mucho tiempo.
Un orificio de fuga en la caja de acero no puede repararse con soldadura o
calafateándolo. La parte de la caja de acero deberá remplazarse. Cuando no sea
posible perforar un agujero en el sitio de la fuga, golpee e introduzca un tapón
impregnado en goma laca u otro componente.
Si se encuentra una fuga en una pieza importante del equipo, consulte con el
fabricante el método adecuado de tratamiento.
4.7. MANTENIMIENTO DE DISYUNTORES PROPUESTO POR
EL FABRICANTE.
El interruptor de potencia de uso al aire libre solo funcionará en condiciones si el
mantenimiento ha sido correcto. Cada inspección y medida de mantenimiento
tiene el fin de:
§ Constatar hasta que grado están desgastados ciertos componentes y
juzgar su estado.
109
§ Asegurar que se mantengan en buen estado las piezas que todavía se
encuentran en buenas condiciones.
§ Sustituir preventivamente algunas piezas por otras.
Los interruptores de potencia a la intemperie que maniobran con frecuencia se
desgastan lógicamente antes que los que actúan en pocas ocasiones. Hay que
distinguir entre:
§ Desgaste mecánico por fricción según la cantidad de ciclos de maniobras
(ciclos de maniobra mecánicos).
§ Desgaste como resultado de maniobras de corrientes de servicio y de
cortocircuito.
4.7.1. PLAN DE INSPECCIONES Y MANTENIMIENTO.
Servicio de A realizar A realizar
Observaciones inspección y tiempo según
Mantenimiento desgaste
Controles (A)
Después de Después de El interruptor de potencia ha de
12 años 3000 ciclos de quedar fuera de
maniobra servicio y
I≤Inom desconectado.
No se abrirán
los recintos
de gas.
Mantenimiento (B)
Después de Después de El interruptor de potencia ha de
25 años 6000 operaciones quedar fuera de
mecánicas servicio y
de maniobra desconectado.
I≤Inom Se abrirán
los recintos
de gas.
Número El interruptor de potencia ha de permitido de quedar fuera de
Control del conexiones de servicio y sistema de potencia desconectado. contactos alcanzado. Se abrirán
los recintos de gas.
Tabla N° 4.2. Servicios de Mantenimiento.
110
Ver ANEXO 5 “Mantenimiento de transformadores”
El plan de inspecciones y mantenimiento ofrece una vista general sobre los
trabajos a efectuar en los diferentes servicios de inspección y mantenimiento.
A B Medida de Mantenimiento
x x Control general
x Aspiración del gas SF6
x Abrir todas las unidades ruptoras y extraer el zócalo de paso superior
x Control visual del sistema de contactos
x Renovación de los filtros
x Ensamblaje de la unidad ruptora
x Evaluar el interruptor y cargarlo con gas
x Comprobación del manómetro de gas
x x Comprobar el funcionamiento del monitor de densidad de gas
x Comprobar los valores de reacción del monitor de densidad de gas
x Detección de fugas en el interruptor listo para el servicio
x x Controles en el mecanismo de accionamiento
x Conexiones eléctricas
x x Protección anticondensación
x x Control de funcionamiento de los circuitos de disparadores
x x Controles de funcionamiento bloqueo de cierre
x x Controles de funcionamiento bloqueo de SF6
x x Control de funcionamiento del dispositivo antibombeo
x x Control del mando del mecanismo de accionamiento
x Controlar el contenido de humedad del gas SF6
x Medición del contenido de aire en el SF6
x x Protección anticorrosivo
Tabla N° 4.3. Plan Inspección y Mantenimiento.
4.8. MANTENIMIENTO PROPUESTO POR LA E.E.Q.S.A.
La Empresa Eléctrica Quito cuenta con un plan de mantenimiento preventivo el
cual lo realiza una vez al año visitando cada una de sus instalaciones; es decir
tiene un cronograma de visitas para cada mes. Si existiere alguna eventualidad
fuera de lo normal como es común en sistemas de distribución ya sea por
111
operación errónea, condiciones atmosféricas o simplemente eventualidades
operacionales propias de los elementos, el personal de mantenimiento tiene que
ponerse en acción en ese instante movilizándose hacia la subestación que
presente éste contingente para dar solución a ese modo de falla existente y así
poder solucionarlo de la manera más rápida para disminuir el tiempo de
desconexión, que generan este tipo de eventos a través del Mantenimiento
Correctivo.
a) Cronograma del Mantenimiento Preventivo de la E.E.Q.S.A.
ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO
17 - ANDALUCIA
58 - EL QUINCHE
28 - IÑAQUITO
21 - EPICLACHIMA
29 CUMBAYA NUEVA
41 - SELVA ALEGRE
27 - SAN RAFAEL
2 - LULUNCOTO
3 - BARRIO NUEVO
59 - EUGENIO ESPEJO
7 - SAN ROQUE
10 - DIEZ VIEJA
12 - LA FLORESTA
4 CHIMBACALLE
37 - SANTA ROSA
EL TABLON 8 - LA MARIN
32 - DIEZ NUEVA
23 - CONOCOTO 20 - SUR
63 - NUEVO AEROPUERTO
31 TABABELA
9 - MIRAFLORES
39 - VICENTINA
Tabla N° 4.4.1. Cronograma Enero – Junio.
JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE 13 - GRANDA CENTENO
19 - COTOCOLLAO
24 - CAROLINA
53 - PEREZ GUERRERO
36 - TUMBACO
54 - PAPALLACTA
15 - EL BOSQUE
57 - POMASQUI
16 - RIO COCA
34 - MACHACHI
82 - GUALBERTO HERNANDEZ
38 - NORTE 6 - ESCUELA SUCRE
18 - CRISTIANIA
55 - SANGOLQUI
80 - CUMBAYA
1 - OLIMPICO
56 - EQUINOCCIAL
11 - BELISARIO QUEVEDO
49 - LOS BANCOS
Tabla N° 4.4.2. Cronograma Julio – Diciembre.
112
El cronograma de la E.E.Q. se encuentra definido de la manera anterior es decir
como ejemplo se puede decir que el mes de Julio el personal de mantenimiento
de la empresa va a visitar las subestaciones Granda Centeno, El Bosque, Norte y
Olímpico y así para cada uno de los meses para todas las subestaciones del
dominio de la E.E.Q. En lo que se refiere a las actividades que realiza en sus
recorridos el personal de mantenimiento, tienen bien detallado las actividades que
ejercerán en cada una de sus intervenciones; es así como tienen clasificado su
procedimiento de acuerdo al ítem que van a manipular. Así tenemos:
b) Actividades del Mantenimiento Preventivo para Transformadores de
Potencia.
1. Verificación de aceite en la cuba y limpieza de la mirilla 2. Verificación de aceite en el LTC y limpieza de la mirilla. 3. Verificación de aceite en el tanque conservador y limpieza de la mirilla. 4. Verificación de operación de ventiladores, individual y por etapas 5. Mantenimiento de motores de ventiladores 6. Pruebas de rigidez dieléctrica de aceites en la cuba y LTC 7. Pruebas de operación manual y automática del LTC 8. Verificación de funcionamiento de relevadores térmicos 9. Contrastación y calibración de aparatos de medición. 10. Revisión de presión de nitrógeno. 11. Revisión y corrección de fugas de aceite. 12. Limpieza y pintura del transformador. 13. Limpieza y pintura de la base del transformador. 14. Reajuste de regletas en tableros de control del transformador. 15. Limpieza de tableros de control y verificación de hermeticidad. 16. Verificación de calibración y operación de calefactores. 17. Revisión de iluminación de tableros de control. 18. Cambio de silica gel y aceite de secadores de humedad de la cuba y del LTC. 19. Reajuste y revisión de contadores de descargas. 20. Verificación del estado de aisladores, porcelanas de bushings y pararrayos. 21. Reajuste de contactos eléctricos en bushings, terminales y pararrayos ( MPP). 22. Toma de temperaturas en puntos de contacto eléctrico 23. Prueba de relación de transformación ( MPP). 24. Prueba de resistencia de bobinados ( MPP). 25. Prueba de resistencia de aislamiento ( MPP). 26. Pruebas de pararrayos (ÑPP) 27.-Verificación de operación del contador de operaciones. 28.-Verificación de la operación y calibraciones del relé de regulación de voltaje 29.- limpieza y lubricación de LTC
Tabla N° 4.5. Mantenimiento Preventivo de Transformadores de Potencia.
113
c) Actividades del Mantenimiento Preventivo para Disyuntores.
1. Verificación de aceite en la cuba o polos y limpieza de mirillas. 2. Revisión presión de hexafluoruro de azufre SF6. 3. Revisión de presión de aceite 4. Verificación de funcionamiento de compresores. 5. Revisión y corrección de fugas de aceite hidráulico. 6. Pruebas de rigidez dieléctricas del aceite 7.-Mantenimiento de motores de tensado de resorte 8.-Mantenimiento de motores de compresores 9. Revisión y corrección de fugas de aceite. 10. Limpieza y pintura del disyuntor. 11. Limpieza y pintura de la base del disyuntor. 12. Reajuste de regletas en tableros de control del disyuntor. 13. Limpieza de tableros de control y verificación de hermeticidad. 14. Verificación de calibración y operación de calefactores. 15. Revisión de iluminación de tableros de control. 16. Cambio de silica gel y aceite de secadores de humedad del disyuntor. 17. Verificación del estado de aisladores, porcelanas de bushings. 18. Toma de temperaturas en conectores y bushings de entrada y salida 19. Reajuste de contactos eléctricos en bushings, terminales y ( MPP). 20. Prueba de resistencia de aislamiento ( MPP). 21. Pruebas locales y remotas de apertura y cierre del disyuntos ( MPP)
Tabla N° 4.6. Mantenimiento Preventivo de Disyuntores.
Estas son las actividades que realiza el personal de mantenimiento para poder
mantener los equipos de la subestación en buen estado, así como también para
poder realizar las distintas pruebas y observación para con ello dar un diagnóstico
de como van desarrollándose nuestros ítems en su vida útil.
Es importante que el personal sea muy observador ya que de ésta manera
también puede contribuir para el diagnóstico; además de la experiencia que
también es de mucha importancia en el mantenimiento a subestaciones; hay que
recalcar que el personal debe estar debidamente capacitado para realizar cada
uno de estos trabajos ya que no podemos poner en riesgo vidas humanas que
son el recurso más valioso dentro de los sistemas.
Este personal también debe tener su respectiva indumentaria industrial apta para
las diferentes actividades que van a desarrollar, ya que puede ser muy peligroso
para su integridad física si no contarán con la misma.
114
Es de suma importancia también el uso de todo equipo de protección que se les
prevea para el cuidado de órganos sensibles o partes de su cuerpo que puedan
sufrir algún mal.
Ver ANEXO 6 “Mantenimiento Preventivo de la E.E.Q.S.A.”.
4.9. APLICACIÓN DEL RCM EN NUESTROS CASOS DE
ESTUDIO.
En esta parte del estudio vamos a aplicar la metodología del Mantenimiento
Centrado en Confiabilidad cuyas siglas en Inglés son (RCM), el mismo que asocia
a todos los elementos de un sistema haciéndolos partes de un todo y no los
analiza de forma independiente, como se indica en el Capítulo 1 de este trabajo;
ya que si uno de los elementos de un transformador falla, fallará posteriormente el
transformador, luego la subestación, después el sistema de la E.E.Q. y finalmente
el SNT.
4.9.1. ANÁLISIS DE MODOS Y EFECTOS DE FALLA (AMFE).
Para poder implementar el RCM se debe responder a las siete preguntas básicas
que se las mencionó en el Capítulo 1, para ellos es de gran ayuda realizar un
análisis de fallas así como también las causas que lo producen y sus efectos,
estos componentes los podemos agrupar en tablas llamadas Análisis de Modos
de Falla y Efectos (AMFE) en las cuales podemos observar los distintos modos de
falla que pueden ocurrir en los ítems como son los transformadores y disyuntores;
es decir el equipo primario de la subestación.
4.9.2. TABLAS DE AMFE.
Para realizar estas tablas se debe seguir el siguiente procedimiento:
115
ü Aclarar las prestaciones o funciones del producto o del proceso
analizado.
Es necesario un conocimiento completo de las funciones del objeto de
estudio para identificar los Modos de Falla Potenciales, o bien tener una
experiencia previa de productos o procesos semejantes.
Se expresa todas y cada una de las funciones de forma clara y concisa.
ü Determinar los Modos Potenciales de Falla.
Para cada función definida en el paso anterior, hay que identificar todos los
posibles Modos de Falla.
Esta identificación es un paso crítico y por ello se utiliza todos los datos
que puedan ayudar en la tarea:
- AMFE anteriormente realizados para productos/servicios o procesos
similares.
- Estudios de confiabilidad.
- Datos y análisis sobre reclamaciones de clientes tanto internos como
externos.
- Los conocimientos de los expertos mediante la realización de
Tormentas de ideas o procesos lógicos de deducción.
En cualquier caso, se tendrá en cuenta que el uso del producto o proceso,
a menudo, no es el especificado (uso previsto = uso real), y se identificarán
también los Modos de Falla consecuencia del uso indebido.
ü Determinar los Efectos Potenciales de Falla.
116
Para cada Modo Potencial de Falla se identifica todas las posibles
consecuencias que éstos pueden implicar para el cliente. Al decir cliente,
nos referimos tanto al cliente externo como al interno.
Cada Modo de falla puede tener varios Efectos Potenciales.
ü Determinar las Causas Potenciales de Falla.
Para cada Modo de Falla se identifica todas las posibles Causas ya sean
estas directas o indirectas.
Para el desarrollo de este paso se recomienda la utilización de los
diagramas Causa – Efecto, Diagramas de Relaciones o cualquier otra
herramienta de análisis de relaciones de causalidad
A continuación se observa como está constituida una tabla de AMFE, en la misma
consta el estándar de ejecución del ítem, la falla funcional, el numero asignado al
modo de falla, el modo de falla, si es evidente o no, el efecto de falla y la probable
causa que la origina.
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4.9.3. ANÁLISIS DE SEVERIDAD PARA EL RECURSO HUMANO Y
AMBIENTAL.
Este análisis se lo realiza en base a la frecuencia con que se hayan suscitado
cada uno de los modos de falla indicados en la tabla de Análisis de Modos y
Efectos de Falla en nuestras subestaciones de estudio.
Se recopiló los datos estadísticos manejados por la E.E.Q. durante los 6 últimos
años (2007-2012) para obtener una muestra con mayor número de elementos ya
que de ésta manera se aproximan más los procedimientos probabilísticos a la
realidad.
Para esto se utiliza las siguientes tablas:
NIVEL DE DESCRIPCIÓN VALOR
PROBABILIDAD
Muy baja El siniestro no ha ocurrido en los ultimos 6 años. 1
Baja El siniestro ha ocurrido al menos una vez en los últimos 6 años. 2
Media El siniestro ha ocurrido al menos una vez en los últimos 6 años. 3
Alta El siniestro ha ocurrido más de una vez en el último año. 4
Tabla N° 4.9. Nivel de Probabilidad.
Se debe tomar en cuenta que el ecosistema es muy frágil y ha sufrido muchos
daños a lo largo de la historia por parte del hombre y a través de la industria,
razón por la cual en las tareas de mantenimiento se debe tener mucho cuidado y
aplicar procesos prolijos para no perjudicar el hábitat natural para una convivencia
mejor y sin riesgos de aumentar aún más el nivel de contaminación.
A continuación, tabla del nivel de severidad para el recurso ambiental:
127
NIVEL DE DESCRIPCION VALOR
PROBABILIDAD
No aplica No hay afectación del recurso ambiental. 0
Leve
El siniestro no afecta ecosistemas ambientales frágiles como bosques,
1 fauna, flora. Puede áreas no cultivds que no estén usufructuadas por la
Comunidad.
Moderado
Podrían afecctarse, la disponibilidad de recursos naturales comunintarios,
2 infraestructura, cultivos o ecosistemas altamnete intervenidos.
No compromete el hábitat de especies en vías de extinción.
Ni la sustentabilidad básica de tipo económicoo cultural de comunidades.
Crítico
Puede producir afectación alta y progresiva de la disponibilidad de
3 recursos naturales comunitarios. Se compromete el hábitat de especies en
vías de extinción y ecosistemas poco intervenidos.
Muy Crítico
Puede implicar la indisponibilidad total de recursos naturales
4 comunitarios. Pueden afectarse especies en vías de extinción y
ecosistemas que no han sido intervenidos por el hombre.
Tabla N° 4.10. Nivel de Severidad para el Recurso Ambiental.
Como se mencionó anteriormente en éste capítulo el recurso más valioso para los
sistemas es el recurso humano, por lo tanto el personal debe seguir un minucioso
procedimiento para sus intervenciones en las respectivas instalaciones y no sufrir
lesiones de ningún tipo y mucho menos llegar a la muerte.
NIVEL DE DESCRIPCIÓN VALOR
PROBABILIDAD
No aplica No hay afectación al recurso humano. 0
Leve Se afecta temporalmente la integridad física, mental o social de la persona, sin 1
necesidad de intervención reparadora.
Se afecta temporalmente la integridad física, mental o social de la persona, sin 2
Moderado necesidad de intervención reparadora. Se requiere intervención reparadora
pero no quedan secuelas ni consecuencias permanentes.
Se afecta temporalmente la integridad física, mental o social de la persona. Se 3
Crítico requiere intervención reparadora y quedan secuelas o consecuencias
Permanentes.
Muy crítico Pérdida de la vida. 4
Tabla N° 4.11. Nivel de Severidad para el Recurso Humano.
128
4.9.4. ANÁLISIS DE RIESGOS.
Para el presente trabajo se valoró los riesgos que provocan estos modos de falla
dentro del sistema. Para esto se evaluó el impacto de dichos modos de falla en lo
que se refiere al recurso humano, ambiental y operacional para obtener una idea
más clara de que equipos sufren un riesgo mayor para aplicar medidas urgentes
en cuanto se decida las tareas de mantenimiento a aplicar.
De este modo se puede observar cada una de las categorías de acuerdo al
número de repeticiones del modo de falla en el tiempo de muestra.
Una vez obtenidos los datos de fallas y registros históricos de la Empresa se
procede a realizar un análisis de la vulnerabilidad del ítem valiéndonos de la
siguiente tabla:
MODOS DE FALLA VALORIZACIÓN
Código Descripción
Consecuencia al
Consecuencia al Frecuencia o
Recurso Recurso Probabilidad
Humano Ambiental de Ocurrencia
1A1 Falla en el circuito de mando a distancia.
1A2
Falla en la operación de uno o más contactos auxiliares del disyuntor por
falla mecánica, electromecánica o descalibración.
1A3 Falla en uno o más relés de protección.
1B1 Apertura del disyuntor por falla en el circuito de fuerza de la bahía.
1B2 Apertura del disyuntor por operación errónea.
1B3 Discrepancia de operación de los polos.
1B4 Apertura del disyuntor por presión inadecuada del dieléctrico.
1B5
Falla en el modo de operación de apertura del disyuntor (compresor o barra tractora)
Tabla N° 4.12. Valorización de las consecuencias.
Esta tabla se llena de acuerdo al número de repeticiones que sucedió el modo de
falla en la casilla de Frecuencia de acuerdo a la tabla N° 4.9., para las demás
casillas como Consecuencia al Recurso Humano se las llena de acuerdo a las
129
tablas N° 4.11. y la casilla Consecuencia al Recurso Ambiental de acuerdo a la
Tabla N°4.10.,éste procedimiento se realiza para cada ítem que se va a analizar.
Continuando con el procedimiento se debe definir la criticidad del riesgo mediante
la matriz de riesgo presentada a continuación:
Severidad
Leve
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Probabilidad
Alta A A A A
Media M A A A
Baja B M A A
Muy Baja B M M A
Tabla N° 4.13. Matriz de Riesgos.
Esta matriz está basada en la Frecuencia y en la severidad de la consecuencia al
Recurso Humano, de aquí sacamos como conclusión que el riesgo puede ser:
Bajo, Medio o Alto. (PASO 1)
Además del análisis de riesgos que se hace, es necesario ayudarse del criterio de
vulnerabilidad para tomar las decisiones sobre las tareas de mantenimiento que
se va a realizar así como de sus respectivos períodos.
La vulnerabilidad se la puede obtener multiplicando la frecuencia por la severidad
del evento que se está estudiando en los sistemas de estudio.
Vul = F x S (4.1)
Donde:
Vul = Vulnerabilidad
F = Frecuencia
S = Severidad
130
El valor de vulnerabilidad máximo está dado por : Vmáx = 4 x 4 = 16 que equivale a
un grado de vulnerabilidad del 100%.
Si se quiere hablar de porcentajes (en este estudio utilizaremos el porcentaje de
vulnerabilidad) se calcula el grado de vulnerabilidad de la siguiente manera:
G de Vul = %100
máxV
FxSx (4.2)
De acuerdo a la calificación del riesgo que se obtiene, se puede fijar que
vulnerabilidad se va a tener en el ítem de estudio, haciendo coincidir la Matriz de
Riesgos con la siguiente Tabla y obtenemos un valor de Vulnerabilidad. (PASO 2)
SEVERIDAD
Leve
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FRECUENCIA
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Alta
Valor 4 8 12 16
% 18,75 37,5 56,25 75
Media
Valor 3 6 9 12
% 12,5 25 37,5 50
Baja
Valor 2 4 6 8
% 6,25 12,5 18,75 25
Muy baja Valor 1 2 3 4
Tabla N° 4.14. Matriz de Vulnerabilidad.
Una vez calificados los riesgos se procede a calificar la actividad para corregir el
contingente de a cuerdo a la siguiente tabla de valores:
Siguiendo con éste procedimiento se deduce en que nivel de vulnerabilidad se
encuentra el modo de falla; el mismo puede estar dentro de uno de los tres
niveles de aceptabilidad: Aceptable, Tolerable e Inaceptable. (PASO 3)
131
Severidad
Leve
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Frecuencia
Alta I I I I
Media I I I I
Baja T I I I
Muy Baja A T I I
Tabla N° 4.15. Matriz de Aceptabilidad.
La siguiente tabla se aplica de acuerdo a las actividades programadas por el
personal de mantenimiento de la E.E.Q para analizar que tan efectivas son frente
a algún modo de falla que se presente. (PASO 4)
NIVEL DESRIPCIÓN VALOR
Inexistente No hay medidas existentes 1
Muy bajo Es una medida muy poco efectiva 0,85
Bajo Es una medida poco efectiva 0,7
Medio bajo Es una medida algo más efectiva que baja 0,55
Medio Es una medida medianamente efectiva 0,4
Medio Alto Es una medida mas que medianamente efectiva 0,3
Alto Es una medida de buena efectividad 0,2
Bastante Alto Es una medida de bastante efectividad 0,1
Muy alto Es una medida altamente efectiva 0,05
Tabla N° 4.16. Nivel de efectividad de las medidas existentes.
Para realizar el PASO 5, se multiplica los valores del PASO 2 por los valores del
PASO 4; una vez obtenido este valor se lo califica de acuerdo a:
- 0 ≤ ACEPTABLE ≤ 6,25
- 6,25 ≤ TOLERABLE ≤ 12,5 (PASO 6)
- 12,5 ≤ INACEPTABLE
Con estos datos se procede a llenar las siguientes Tablas Nº 4.17 y 4.18; ya que
se sigue el mismo procedimiento tanto para analizar disyuntores como
transformadores.
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Este es el procedimiento que se realizó en el análisis de riesgos para todas las
subestaciones, por otra parte se agruparon los disyuntores por subestación, por
nivel de voltaje y finalmente por modo de falla ya que de ésta manera se obtuvo
una muestra aproximada a la realidad y que cumple la condición para todos los
disyuntores.
Posteriormente se presenta los resultados del análisis de riesgos y disponibilidad
para las subestaciones de estudio.
4.9.5. ANALISIS DE RIESGOS, VULNERABILIDA Y ACEPTABILIDAD DE
LAS SUBESTACIONES DE ESTUDIO.
4.9.5.1. Transformadores y disyuntores.
Se presenta los resultados para la Subestación Pomasqui, en lo que se refiere a
las otras subestaciones de estudio las deducciones se presenta en el los
ANEXOS.
Ver ANEXO 7. ”Análisis de riesgos de las subestaciones de estudio”
135
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4.9.6. REGISTRO DEL AMEF, TAREAS, ACCIONES Y FRECUENCIAS DE
MANTENIMIENTO PARA LOS SISTEMAS DE LOS CASOS DE
ESTUDIO.
El Mantenimiento Centrado en Confiabilidad ofrece un procedimiento que permite
identificar las necesidades reales de mantenimiento de los activos en su contexto
operacional, a partir del AMFE (Análisis de Modos y Efectos de Fallas) .
El AMFE es una técnica de prevención, utilizada para detectar por anticipado los
posibles modos de falla, con el fin de establecer los controles adecuados que
eviten la ocurrencia de fallas.
Para empezar se va a tabular las características de los equipos de
transformación, así como los de corte y seccionamiento de las subestaciones en
estudio, una vez identificadas estas características, se procede a elaborar las
respectivas hojas de registro para el AMFE y el plan de mantenimiento para los
equipos de transformación, corte y seccionamiento.
Todos estos resultados se generan luego de un análisis probabilístico acertado de
acuerdo a los datos de fallas antes mencionado y mostrado en el ANEXO 3.
En lo que se refiere a frecuencias de mantenimiento en el RCM, se estudia el
tiempo promedio entre fallas (MTBF) que se obtiene de los registros históricos de
operación de los equipos y frecuencia de fallas en los mismos,
De no existir estos datos se basa en la frecuencia de mantenimiento propuesta
por el fabricante de los equipos así como también del procedimiento que tenga
establecido la Empresa Eléctrica Quito S.A.
Para las tareas a condición se utiliza la curva P-F bajo un criterio probabilístico
acertado para la estimación de falla en los períodos de operación para éste
estudio.
Además el MTBF nos sirve para calcular la confiabilidad del sistema el cual se
encuentra en un índice del 99.2 %.
Ver ANEXO 8 “Cálculo del MTBF y confiabilidad del sistema”.
144
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4.10. ORDENES DE TRABAJO PARA EL MODELO DE
MANTENIMIENTO GENERAL EN EL EQUIPO PRIMARIO
DE LAS SUBESTACIONES DE ESTUDIO.
Una vez tabuladas las características de los disyuntores y de los transformadores
que se encuentran en las subestaciones de estudio del presente trabajo; ahora se
entregarán las respectivas hojas de trabajo para los distintos equipos analizados.
En las siguientes órdenes de trabajo constan las actividades a realizarse y los
períodos de mantenimiento.
Los períodos de mantenimiento se determinan a partir del MTBF, las
recomendaciones de los fabricantes y la experiencia del personal implicado.
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4.11. REPUESTOS.
En la Empresa Eléctrica Quito S.A. se maneja el criterio de “bodega cero”, éste
nos indica que es mejor no tener equipos almacenados; ya que existen equipos
que pueden dañarse al mantenerlos guardados en las bodegas ya sea por
humedad u otros factores externos.
Con el fin de evitar este tipo de inconvenientes se debería dar mantenimiento y
esto representaría un costo adicional al mantenimiento que la Empresa realiza a
los equipos instalados en las subestaciones; razón más que suficiente para no
tener equipos embodegados especialmente equipo primario como
transformadores y disyuntores que son ítems en los que está basado este estudio.
4.12. COSTOS POR ENERGIA NO SUMINISTRADA.
Debido a las interrupciones que han existido en el sistema se ha generado
pérdida en el recurso financiero de la Empresa Eléctrica Quito; ya que ésta es la
encargada de distribuir la energía eléctrica en la ciudad de Quito así como en
sectores aledaños; ante esto y cualquier corte de servicio ya sea por fallas o
maniobras erróneas afectan a sus clientes y por lo tanto no facturan la respectiva
remuneración por el servicio brindado.
Para realizar estos cálculos se utilizó los datos de estadística de falla
proporcionados por la E.E.Q., así como también la Resolución No. 025/11 del
CONELEC:
“De acuerdo al oficio circular No. 11-647 del 3 de mayo de 2011, emitido por el
CONELEC, se ha realizado un estudio que contempla una “Estimación
Referencial del CENS en Ecuador”, para ser utilizado exclusivamente para
procesos de planificación de la expansión y operación del SNI, mismo que fue
aprobado por los señores miembros del Directorio del CONELEC, mediante la
resolución No. 025/11 del 14 de abril de 2011.
192
El valor aprobado del Costo de Energía No suministrada, CENS, a nivel nacional
es 153,3 ctvs. USD/kwh.”
Ver ANEXO 9 “Resolución Nº 025/11 del CONELEC”
Posteriormente tabulamos los datos de energía no suministrada por nuestras
subestaciones de estudio de una manera general por cada año y hemos obtenido
el costo que ocasionó cada una de ella.
AÑO ENS CENS
USD/año (MWh)/año (USD/kWh)
2007 341,78 1533 523948,74
2008 318,266 1533 487901,778
2009 513,84 1533 787716,72
2010 453,383 1533 695036,139
2011 89,619 1533 137385,927
2012 35,677 1533 54692,841
Tabla N° 4.36. Costo anual ENS.
Donde:
ENS = Energía no suministrada.
CENS = Costos Energía no suministrada.
Figura N° 4.1. ENS al año.
193
Figura N° 4.2. USD al año.
Estos costos se pudieron reducir en un porcentaje bastante alto con técnicas de
mantenimiento más acertado ya que se hubieran evitado fallas operacionales por
desperfectos en los equipos de corte y seccionamiento.
En los siguientes gráficos se muestra la comparación entre las subestaciones de
estudio en lo que respecta a ENS por año y CENS por año.
Figura N° 4.3. Comparación ENS al año.
194
Figura N° 4.4. Comparación CENS al año.
Estos gráficos nos dan una apreciación visual de lo que está pasando debido a
las desconexiones suscitadas en nuestras subestaciones y los costos que están
generando las mismas.
El Mantenimiento Preventivo la Empresa Eléctrica Quito lo realiza en 1 ó 2
semanas, una vez por año en cada una de las subestaciones para esto cuenta
con tres personas que se encargan del mantenimiento.
COSTOS DE MANTENIMIENTO
12 Personas/2 Ingenieros 7,7 USD/h
5 vehículos 20 USD/h
Monto para M. Preventivo 8000 USD
Tabla N° 4.37. Costo por Mantenimiento Preventivo.
Estos son los costos que la E.E.Q maneja para sus respectivos recorridos en
mantenimientos. Ver ANEXO 10,”Energía no suministrada”.
195
4.13. INGRESO DE DATOS AL SGM.
El ingreso de los resultados al programa SGM de la E.E.Q.S.A. se lo realizará
posteriormente al ser aprobado el proyecto y bajo el consentimiento del nuevo
director del departamento de Mantenimiento de la Empresa.
Los datos en el SGM se encuentran registrados de la siguiente manera:
Figura N° 4.5. Ventana SGM.
Este es el modelo de presentación del programa SGM en el cual se pueden
creear las ordenes de trabajo para los respectivos mantenimientos que la
Empresa decida realizar.
196
CAPITULO 5
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. CONCLUSIONES.
1) Después de haber realizado el presente trabajo se deduce que no se puede
tener un sistema con cero fallas ya que siempre existen condiciones ajenas
a la metodología de mantenimiento que se aplique por ejemplo malas
condiciones ambientales y operacionales; lo que si procura éste estudio es
entregar una metodología para reducir el número de fallas, y que el sistema
continúe brindado servicio a pesar de los diferentes eventos que puedan
ocurrir a lo largo de su operación.
2) Las pruebas de aceite en los transformadores son las que nos dan el
diagnóstico más acertado sobre el estado en el que se encuentran
nuestros equipos para así no crearnos falsas expectativas sobre la vida útil
de los mismos. Hay que acotar que es importante que el experto que
realice éstas pruebas tenga la suficiente experiencia para obtener
resultados óptimos.
3) La disponibilidad de subestaciones se calcula de acuerdo al tiempo de
interrupción que sufrieron nuestras instalaciones, de ésta manera podemos
afirmar que la S/E Cotocollao presenta el primer porcentaje de fallas
promedio de todas las subestaciones de estudio con un 28.38%; en lo que
se refiere al índice de disponibilidad se encuentra en el séptimo lugar con
un 99.1%.
4) Se puede notar que existe un alto grado de ocurrencia de fallas en los
equipos por acciones erróneas o por falta de cuidado en trabajos dentro de
la subestación así como también en instalaciones aledañas las que
ocasionan que las protecciones actúen aislando al equipo y por ende
197
suscitando una interrupción en el sistema que a la larga pueda convertirse
en corte del servicio.
5) Al realizar el análisis de riesgos se observa que en lo que se refiere a
disyuntores a nivel de 138 kV, la S/E Cotocollao es la que posee un índice
Alto de riesgo en el modo de falla 1A3 y 1B2, le siguen las S/E Pomasqui y
la Selva Alegre en el modo de falla 1B2. En cuanto a disyuntores a 46 kV el
índice más Alto de riesgo lo posee la S/E Cotocollao en el modo de falla
1A2 y 1B2 y la que posee el índice de riesgo más Bajo es la S/E
Pomasqui.
6) El Mantenimiento preventivo es de gran ayuda para mantener los equipos
de las Subestaciones en buenas condiciones, pero pueden existir acciones
de sobremantenimiento en las cuales se de sustento a equipos que no lo
requerían, por eso son de suma importancia las tareas a condición, puesto
que nos permite saber el estado real de los equipos a través de un
seguimiento constante. Además que éstas tareas aplicadas en los
transformadores de potencia aumentan la confiabilidad del sistema y
reducen el índice de fallas.
7) La ventaja de aplicar la metodología del RCM es que nos proyecta un
análisis bastante amplio de criticidad de nuestros equipos de estudio pues
nos muestra, que equipos necesitan mayor atención y por ende acciones
de mantenimiento emergentes, además que toma al equipo como parte
funcional del sistema y no como un ítem aislado.
198
5.2. RECOMENDACIONES.
1) Mantener siempre actualizadas las bases de datos para que los estudios
próximos de confiabilidad tengan un nivel cada vez mejor y un óptimo
desempeño por parte de las personas encargadas del mantenimiento de
subestaciones. En especial en programas como el SGM que fue de mucha
ayuda para concluir con éste trabajo.
2) Es necesario continuar con el proceso de mudanza de disyuntores con
dieléctrico en aceite a disyuntores con dieléctrico en SF6 en todas las
subestaciones de la E.E.Q. ya que éstos son más eficientes en la extinción
del arco.
3) Se debe brindar cursos de capacitación técnica al personal implicado en el
mantenimiento de subestaciones como mínimo cada dos meses para evitar
operaciones erróneas en sus maniobras; así también se debe capacitar al
personal en lo que se refiere a seguridad personal para que utilicen el
equipo de protección adecuado evitando daños operacionales y
principalmente personales ya que se debe reducir al mínimo, accidentes
sobre el personal.
4) Debido a que se cuenta con el cincuenta por ciento de transformadores
relativamente jóvenes, se debe aprovechar esta circunstancia para llevar
un control de mantenimiento actualizado en todos los parámetros como por
ejemplo pruebas rutinarias. Y en lo que se refiere a los transformadores
más antiguos poner énfasis en las pruebas de aceite ya que rodean los 20
años de vida.
5) La temperatura del transformador nos puede dar un diagnóstico bastante
aproximado de las condiciones en las que se encuentra operando, por eso
es de suma importancia prestarle mucha atención a ésta característica ya
que también esta directamente relacionada con la duración de los
materiales de aislamiento.
199
6) El equipo de refrigeración es la parte más importante en el funcionamiento
diario normal de un transformador por lo tanto es necesario un cuidado
especial en su mantenimiento e inspección ya que cualquier anomalía
puede reducir la vida útil del transformador o causar defectos serios.
7) Un estudio técnico complementado con la metodología del RCM nos
proporciona cronogramas de trabajo altamente exitosos, es por eso que a
este trabajo se le puede complementar con la experiencia y sapiencia del
personal encargado de mantenimiento.
8) Los mantenimientos establecidos por los fabricantes son incompletos ya
que no todos los transformadores operan en las mismas condiciones y bajo
las mismas exigencias de carga.
200
BIBLIOGRAFIA
[1] TAPIA Luis, “Operación de subestaciones”, 2005.
[2] E.E.Q.S.A., “Normas para los sistemas de distribución”, 2008.
[3] E.E.Q.S.A., “Programa de Fallas”, 2010.
[4] E.E.Q.S.A., “Programa SGM”, 2011.
[5] REGULACION Nº CONELEC – 002/06, “Número de desconexiones
permitidas”, 2001.
[6] REGULACION Nº CONELEC – 025/11, “Estimación Referencial del CENS en
Ecuador”,2011.
[7] WESTINGHOUSE ELECTRIC CORPORATION, “Electrical Maintenance”,
1976.
[8] UNIVERSIDAD AUSTRAL, “Planificación y control de mantenimiento”, módulo
6-clase 1, 2005.
[9] GAUDINO Gabriel, “Estrategia de mantenimiento aplicada al equipamiento de
subestaciones”, Seminario internacional de Mantenimiento y servicios asociados
en sistemas eléctricos, 2003.
[10] PARRA Carlos, “Índices de gestión del mantenimiento”, 2003.
[11] RUALES Luis, “Confiabilidad de Sistemas Eléctricos de Potencia”, Apuntes
en clase, 2010.
[12] BILLINGTON Roy, “Rliability Evaluation of Power System”, 1996.
[13] CHOWDHURY Aly; KOVAL DON O. “Power Distribution system Reliability
Practical Methods and Applications”.
[14] FOKIN L.A., “Métodos probabilísticos para el cálculo de la Confiabilidad en
Sistemas es Eléctricos de Potencia”.
[15] Archivos de la E.E.Q.S.A.
[16] MENA PACHANO Alfredo, “Confiabilidad de Sistemas Eléctricos de
Potencia”, 1983.
201
[17] SHORT T.A., ”Distribution Reliability and power quality”, 2006.
[18] ENDRENYI J, Reliability Modeling in Electric Power System, 1978.
[19] MANZANO ORREGO Juan José, “Mantenimiento de Máquinas Eléctricas”,
2000.
[20] ENRIQUEZ HARPER Gilbert, “Manual del técnico en mantenimiento
eléctrico”, 2011.
[21] ENRIQUEZ HARPER Gilbert, “Pruebas y Mantenimiento a equipos
eléctricos”, 2012.
[22] ROBALINO SOTO Iván Mauricio, “Vida útil del Transformador”, Tesis, 1998.
[23] RAVINDRANATH B., “Protección de sistemas de potencia e interruptores”,
1980.
202
ANEXOS
203
ANEXO 1
(LISTA DE ELEMENTOS DE LAS SUBESTACIONES)
204
1) SUBESTACIÓN POMASQUI – 57
57 - 57/POMASQUI
CAPACIDAD FECHA DE INICIO CONFIGURACION 66 MVA 11/11/2008 Barra simple
ELEMENTOS
S57_CAP_CA1 - Banco capacitores 1
S57_CAP_CA2 - Banco capacitores 2
S57_BARR_138 - Barra 138 kV
S57_BARR_23_1 - Barra 23 kV (1)
S57_BARR_23_2 - Barra 23 kV (2)
S57_PBT_DISY_BC 2 - Disyuntor BC 2
S57_PBT_DISY_A - Disyuntor Prim A
S57_PBT_DISY_B - Disyuntor Prim B
S57_PBT_DISY_C - Disyuntor Prim C
S57_PBT_DISY_D - Disyuntor Prim D
S57_PBT_DISY_E - Disyuntor Prim E
S57_PBT_DISY_F - Disyuntor Prim F
S57_PBT_DISY_G - Disyuntor Prim G
S57_PBT_DISY_152_1 - Disyuntor 152-1
S57_PBT_DISY_152_2 - Disyuntor 152-2
S57_PAT_DISY_52_1 - Disyuntor 52-1
S57_PAT_DISY_52_2 - Disyuntor 52-2
S57_PAT_DISY_52_3 - Disyuntor 52-3
S57_PAR_AT_3 - Pararrayos de alta tensión recepción línea Cristiania
S57_PAR_AT_1 - Pararrayos de alta tensión recepción línea Pomasqui Transelectric
S57_PAR_AT_2 - Pararrayos de alta tensión recepción línea Selva Alegre
S57_SAL_TAB - Sala de control
S57_PBT_SECC_189_A - Seccionador prim.A
S57_PBT_SECC_189_B - Seccionador prim.B
S57_PBT_SECC_189_C - Seccionador prim.C
S57_PBT_SECC_189_D - Seccionador prim.D
S57_PBT_SECC_189_E - Seccionador prim.E
S57_PBT_SECC_189_F - Seccionador prim.F
S57_PBT_SECC_189_G - Seccionador prim.G
S57_PBT_SECC_189_B23 - Seccionador 189-B23
S57_PBT_SECC_189_11 - Seccionador 189-11
S57_PBT_SECC_189_12 - Seccionador 189-12
S57_PBT_SECC_189_13 - Seccionador 189-13
S57_PBT_SECC_189_21 - Seccionador 189-21
S57_PBT_SECC_189_22 - Seccionador 189-22
205
S57_PBT_SECC_189_23 - Seccionador 189-23
S57_PAT_SECC_89_E1 - Seccionador 89-E1 ( SELVA ALEGRE )
S57_PAT_SECC_89_E2 - Seccionador 89-E2 ( CRISTIANIA )
S57_PAT_SECC_89_E3 - Seccionador 89-E3 ( TRANSELECTRIC )
S57_PAT_SECC_89_01 - Seccionador 89-01 ( T1 )
S57_PAT_SECC_89_02 - Seccionador 89-02 ( T2 )
S57_PAT_SECC_89_11 - Seccionador 89-11 ( SELVA ALEGRE )
S57_PAT_SECC_89_12 - Seccionador 89-12 ( SELVA ALEGRE )
S57_PAT_SECC_89_21 - Seccionador 89-21 ( CRISTIANIA )
S57_PAT_SECC_89_22 - Seccionador 89-22 ( CRISTIANIA )
S57_PAT_SECC_89_31 - Seccionador 89-31 ( TRANSELECTRIC )
S57_PAT_SECC_89_32 - Seccionador 89-32 ( TRANSELECTRIC )
S57_PBT_TP_1 - TP en barra de 23 Kv.
S57_PBT_TP_2 - TP en barra de 23 Kv.
S57_PAT_TP_1 - TP 138 kV. Linea S/E Pomasquí
S57_PAT_TP_4 - TP 138kV Barra colectora ( T2 )
S57_PAT_TP_3 - TP 138kV Cristiania
S57_PAT_TP_2 - TP 138kV Línea Selva Alegre
S57_TRAFO2 - Transformador PAUWELS (T2)
S57_PBT_TRAFO_SSAA1 - Transformador Servicios Auxiliares 1
S57_PBT_TRAFO_SSAA2 - Transformador Servicios Auxiliares 2
S57_TRAFO1 - Transformador SIEMENS (T1)
S57_PBT_DISY_BC 1 - 152 BC-1
206
2) SUBESTACIÓN VICENTINA – 39
39 - 39/VICENTINA
CAPACIDAD FECHA DE INICIO CONFIGURACION
MVA 23/06/2008 Doble barra con disyuntor y medio
ELEMENTOS
S39_BARR_46_1 - Barra 46 kV (1)
S39_BARR_46_2 - Barra 46 kV (2)
S39_PAT_DISY_52_S10 - Disyuntor S10
S39_PAT_DISY_52_S20 - Disyuntor S20
S39_PAT_DISY_52_S30 - Disyuntor S30
S39_PAT_DISY_52_S40 - Disyuntor S40
S39_PAT_DISY_52_S50 - Disyuntor S50
S39_PAT_DISY_52_S60 - Disyuntor S60
S39_PATIO - PATIO DE MANIOBRAS
S39_SAL_TAB - Sala de Tableros
S39_PAT_SECC_189_T1 - Seccionador 189-T1
S39_PAT_SECC_189_T2 - Seccionador 189-T2
S39_PAT_SECC_89_L11 - Seccionador 89-L11
S39_PAT_SECC_89_L13 - Seccionador 89-L13
S39_PAT_SECC_89_L21 - Seccionador 89-L21
S39_PAT_SECC_89_L23 - Seccionador 89-L23
S39_PAT_SECC_89_L31 - Seccionador 89-L31
S39_PAT_SECC_89_L33 - Seccionador 89-L33
S39_PAT_SECC_89_L41 - Seccionador 89-L41
S39_PAT_SECC_89_L43 - Seccionador 89-L43
S39_PAT_SECC_89_S14 - Seccionador 89-S14
S39_PAT_SECC_89_S18 - Seccionador 89-S18
S39_PAT_SECC_89_S24 - Seccionador 89-S24
S39_PAT_SECC_89_S28 - Seccionador 89-S28
S39_PAT_SECC_89_S34 - Seccionador 89-S34
S39_PAT_SECC_89_S38 - Seccionador 89-S38
S39_PAT_SECC_89_S44 - Seccionador 89-S44
S39_PAT_SECC_89_S48 - Seccionador 89-S48
S39_PAT_SECC_89_S54 - Seccionador 89-S54
S39_PAT_SECC_89_S58 - Seccionador 89-S58
S39_PAT_SECC_89_S64 - Seccionador 89-S64
S39_PAT_SECC_89_S68 - Seccionador 89-S68
207
3) SUBESTACIÓN SANTA ROSA – 37
37 - 37/SANTA ROSA
CAPACIDAD FECHA DE INICIO CONFIGURACION
20 MVA 04/08/2008 Doble barra con disyuntor y medio
ELEMENTOS
S37_BARR_23 - Barra 23 kV
S37_BARR_46_1 - Barra 46 kV (1)
S37_BARR_46_2 - Barra 46 kV (2)
S37_PBT_BCAP_01 - Disyuntor BC 1
S37_PBT_DISY_252_A - Disyuntor primario A
S37_PBT_DISY_252_B - Disyuntor primario B
S37_PBT_DISY_252_C - Disyuntor primario C
S37_PBT_DISY_252_D - Disyuntor primario D
S37_PBT_DISY_252_E - Disyuntor primario E
S37_PAT_DISY_52_S10 - Disyuntor S10
S37_PAT_DISY_52_S30 - Disyuntor S30
S37_PAT_DISY_52_S40 - Disyuntor S40
S37_PAT_DISY_52_S50 - Disyuntor S50
S37_PAT_DISY_52_S60 - Disyuntor S60
S37_PAT_DISY_52_S70 - Disyuntor S70
S37_PAT_DISY_52_S80 - Disyuntor S80
S37_PAT_DISY_52_S90 - Disyuntor S90
S37_PBT_DISY_252_1 - Disyuntor 252-1
S37_PAT_MAN - PATIO DE MANIOBRAS
S37_SAL_TAB - Sala de Control
S37_PAT_SECC_89_33 - Seccionador L-33
S37_PAT_SECC_89_43 - Seccionador L-43
S37_PAT_SECC_89_L51 - Seccionador 89 L51
S37_PAT_SECC_89_L31 - Seccionador 89-L31
S37_PAT_SECC_89_L41 - Seccionador 89-L41
S37_PAT_SECC_89_L53 - Seccionador 89-L53
S37_PAT_SECC_89_L61 - Seccionador 89-L61
S37_PAT_SECC_89_L63 - Seccionador 89-L63
S37_PAT_SECC_89_14 - Seccionador 89-14
S37_PAT_SECC_89_18 - Seccionador 89-18
S37_PAT_SECC_89_2T3 - Seccionador 89-2T3
S37_PAT_SECC_89_24 - Seccionador 89-24
S37_PAT_SECC_89_34 - Seccionador 89-34
S37_PAT_SECC_89_38 - Seccionador 89-38
S37_PAT_SECC_89_44 - Seccionador 89-44
208
S37_PAT_SECC_89_48 - Seccionador 89-48
S37_PAT_SECC_89_54 - Seccionador 89-54
S37_PAT_SECC_89_58 - Seccionador 89-58
S37_PAT_SECC_89_64 - Seccionador 89-64
S37_PAT_SECC_89_68 - Seccionador 89-68
S37_PAT_SECC_89_74 - Seccionador 89-74
S37_PAT_SECC_89_78 - Seccionador 89-78
S37_PAT_SECC_89_84 - Seccionador 89-84
S37_PAT_SECC_89_88 - Seccionador 89-88
S37_PAT_SECC_89_94 - Seccionador 89-94
S37_PAT_SECC_89_98 - Seccionador 89-98
S37_TRAFO1 - Transformador YORKSHIRE
209
4) SUBESTACIÓN SUR – 20
20 - 20/SUR
CAPACIDAD FECHA DE INICIO CONFIGURACION
7.5 MVA 01/02/2010 Barra principal y transferencia
ELEMENTOS
S20_PAT_MAN - PATIO DE MANIOBRAS
S20_BARR_PRIN - Barra 46 kV Principal
S20_BARR_46_TRANS - Barra 46 kV Transferencia
S20_PAT_SECC_89_E1 - Seccionador 89-E1
S20_PAT_SECC_89_E2 - Seccionador 89-E2
S20_PAT_SECC_89_E3 - Seccionador 89-E3
S20_PAT_SECC_89_E5 - Seccionador 89-E5
S20_PAT_SECC_89_E7 - Seccionador 89-E7
S20_PAT_SECC_89_E8 - Seccionador 89-E8
S20_PAT_SECC_89_E9 - Seccionador 89-E9
S20_PAT_SECC_89_LS1 - Seccionador 89-LS1
S20_PAT_SECC_89_LS2 - Seccionador 89-LS2
S20_PAT_SECC_89_T1 - Seccionador 89-T1
S20_PAT_SECC_89_T2 - Seccionador 89-T2
S20_PAT_SECC_89_T3 - Seccionador 89-T3
S20_PAT_SECC_89_T5 - Seccionador 89-T5
S20_PAT_SECC_89_T7 - Seccionador 89-T7
S20_PAT_SECC_89_T8 - Seccionador 89-T8
S20_PAT_SECC_89_T9 - Seccionador 89-T9
S20_PAT_SECC_89_102 - Seccionador 89-102
S20_PAT_SECC_89_11 - Seccionador 89-11
S20_PAT_SECC_89_12 - Seccionador 89-12
S20_PAT_SECC_89_21 - Seccionador 89-21
S20_PAT_SECC_89_22 - Seccionador 89-22
S20_PAT_SECC_89_31 - Seccionador 89-31
S20_PAT_SECC_89_32 - Seccionador 89-32
S20_PAT_SECC_89_51 - Seccionador 89-51
S20_PAT_SECC_89_52 - Seccionador 89-52
S20_PAT_SECC_89_71 - Seccionador 89-71
S20_PAT_SECC_89_72 - Seccionador 89-72
S20_PAT_SECC_89_81 - Seccionador 89-81
S20_PAT_SECC_89_82 - Seccionador 89-82
S20_PAT_SECC_89_91 - Seccionador 89-91
S20_PAT_SECC_89_92 - Seccionador 89-92
S20_PAT_TC1 - TC recepción de linea bahia 1
210
S20_PAT_TP_ALIM. - TP Alimentación
S20_PAT_TP_10 - TP Recepcion linea bahia 10
S20_PAT_TP_2 - TP Recepcion linea bahia 2
S20_PAT_TP_3 - TP Recepcion linea bahia 3
S20_PAT_TP_5 - TP Recepcion linea bahia 5
S20_PAT_TP_7 - TP Recepcion linea bahia 7
S20_PAT_TP_9 - TP Recepcion linea bahia 9
S20_PAT_TP_1 - TP Recepcion linea Barra Colectora
S20_TRAFO1 - Transformador SAVOISIENNE
S20_PBT_TRAFO_SAUX - Transformador Servicios Auxiliares
S20_PAT_DISY_52_1 - 52-1
S20_PAT_DISY_52_10 - 52-10
S20_PAT_DISY_52_2 - 52-2
S20_PAT_DISY_52_3 - 52-3
S20_PAT_DISY_52_4 - 52-4
S20_PAT_DISY_52_5 - 52-5
S20_PAT_DISY_52_7 - 52-7
S20_PAT_DISY_52_8 - 52-8
S20_PAT_DISY_52_9 - 52-9
S20_SAL_TAB - SALA DE CONTROL
211
5) SUBESTACIÓN NORTE – 38
38 - 38/NORTE
CAPACIDAD FECHA DE INICIO CONFIGURACION
MVA 23/06/2008 Barra principal y transferencia
ELEMENTOS
S38_BARR_46_PRINC - Barra 46 kV Principal
S38_BARR_46_TRANS - Barra 46 kV Transferencia
S38_PAT_DISY_152_1 - Disyuntor 1
S38_PAT_DISY_152_2 - Disyuntor 2
S38_PAT_DISY_152_3 - Disyuntor 3
S38_PAT_DISY_152_4 - Disyuntor 4
S38_PAT_DISY_152_5 - Disyuntor 5
S38_PAT_DISY_152_7 - Disyuntor 7
S38_PAT_DISY_152_8 - Disyuntor 8
S38_PAT_DISY_152_9 - Disyuntor 9
S38_SAL_TAB - Sala de control
S38_PAT_SECC_L_12 - Seccionador L-12
S38_PAT_SECC_L_13 - Seccionador L-13
S38_PAT_SECC_L_17 - Seccionador L-17
S38_PAT_SECC_89_E1 - Seccionador 89-E1
S38_PAT_SECC_89_E2 - Seccionador 89-E2
S38_PAT_SECC_89_E3 - Seccionador 89-E3
S38_PAT_SECC_89_E5 - Seccionador 89-E5
S38_PAT_SECC_89_E6 - Seccionador 89-E6
S38_PAT_SECC_89_E7 - Seccionador 89-E7
S38_PAT_SECC_89_E8 - Seccionador 89-E8
S38_PAT_SECC_89_T1 - Seccionador 89T1
S38_PAT_SECC_89_T2 - Seccionador 89T2
S38_PAT_SECC_89_T3 - Seccionador 89T3
S38_PAT_SECC_89_T41 - Seccionador 89-T41
S38_PAT_SECC_89_T42 - Seccionador 89-T42
S38_PAT_SECC_89_T5 - Seccionador 89T5
S38_PAT_SECC_89_T6 - Seccionador 89T6
S38_PAT_SECC_89_T7 - Seccionador 89T7
S38_PAT_SECC_89_T8 - Seccionador 89T8
S38_PAT_SECC_89_11 - Seccionador 89-11
S38_PAT_SECC_89_12 - Seccionador 89-12
S38_PAT_SECC_89_21 - Seccionador 89-21
S38_PAT_SECC_89_22 - Seccionador 89-22
S38_PAT_SECC_89_31 - Seccionador 89-31
212
S38_PAT_SECC_89_32 - Seccionador 89-32
S38_PAT_SECC_89_51 - Seccionador 89-51
S38_PAT_SECC_89_52 - Seccionador 89-52
S38_PAT_SECC_89_61 - Seccionador 89-61
S38_PAT_SECC_89_62 - Seccionador 89-62
S38_PAT_SECC_89_71 - Seccionador 89-71
S38_PAT_SECC_89_72 - Seccionador 89-72
S38_PAT_SECC_89_81 - Seccionador 89-81
S38_PAT_SECC_89_82 - Seccionador 89-82
S38_PAT_TP_1 - TP1
S38_PAT_TP_2 - TP2
213
6) SUBESTACIÓN COTOCOLLAO – 19
19 - 19/COTOCOLLAO
CAPACIDAD FECHA DE INICIO CONFIGURACION 53 MVA 28/11/2011 Barra simple
ELEMENTOS
S19_PAT_MAN - PATIO DE MANIOBRAS
S19_PBT_BCO_CAP_1 - Banco Capacitores 1
S19_PBT_BCO_CAP_2 - Banco Capacitores 2
S19_BARR_138 - Barra 138 kV
S19_BARR_23_1 - Barra 23 kV (1)
S19_BARR_23_2 - Barra 23 kV (2)
S19_BARR_46 - Barra 46 kV
S19_ILU_EXT - Iluminación exterior
S19_PBT_SECC_289_2 - Seccionador Adyacente Primario A
S19_PBT_SECC_289_3 - Seccionador Adyacente Primario B
S19_PBT_SECC_289_4 - Seccionador Adyacente Primario C
S19_PBT_SECC_289_5 - Seccionador Adyacente Primario D
S19_PBT_SECC_289_6 - Seccionador Adyacente Primario E
S19_PBT_SECC_289_7 - Seccionador Adyacente Primario F
S19_PMT_SECC_189_E4 - Seccionador 189-E4
S19_PMT_SECC_189_1 - Seccionador 189-1
S19_PMT_SECC_189_21 - Seccionador 189-21
S19_PMT_SECC_189_22 - Seccionador 189-22
S19_PMT_SECC_189_23 - Seccionador 189-23
S19_PMT_SECC_189_3 - Seccionador 189-3
S19_PMT_SECC_189_41 - Seccionador 189-41
S19_PMT_SECC_189_42 - Seccionador 189-42
S19_PMT_SECC_189_51 - Seccionador 189-51
S19_PMT_SECC_189_52 - Seccionador 189-52
S19_PBT_SECC_289_11 - Seccionador 289-11
S19_PBT_SECC_289_12 - Seccionador 289-12
S19_PBT_SECC_289_13 - Seccionador 289-13
S19_PBT_SECC_289_61 - Seccionador 289-61
S19_PBT_SECC_289_62 - Seccionador 289-62
S19_PAT_SECC_89_E1 - Seccionador 89-E1
S19_PMT_SECC_89_E11 - Seccionador 89-E11
S19_PBT_SECC_89_E26 - Seccionador 89E-26
S19_PAT_SECC_89_11 - Seccionador 89-11
S19_PAT_SECC_89_12 - Seccionador 89-12
S19_PAT_SECC_89_3 - Seccionador 89-3
S19_PBT_TC_252_1 - TC Alimentación a barras 23 Kv
S19_PBT_TC_BC - TC Banco de Capacitores
S19_PBT_TC - TC Barra 23kV
S19_PMT_TC_152_1 - TC Disy. 152-1 Alimentación a barras 46 Kv
S19_PMT_TC_152_2 - TC Disy. 152-2 línea a S/E No 17
214
S19_PMT_TC_152_3 - TC Disy. 152-3 Alimentacion a patio de 23 Kv
S19_PMT_TC_152_4 - TC Disy. 152-4 Alim transformador No 3
S19_PBT_TC_252_A - TC Disyuntor Primario A
S19_PBT_TC_252_B - TC Diyuntor Primario B
S19_PBT_TC_252_C - TC Diyuntor Primario C
S19_PBT_TC_252_D - TC Primario D
S19_PBT_TC_252_E - TC Primario E
S19_PBT_TC_252_F - TC Primario F
S19_PAT_TC1 - TC1 L/T Selva Alegre
S19_PAT_TC2 - TC2 L/T Selva Alegre
S19_PBT_TP_5 - TP en barra de 23 Kv.
S19_PAT_TP2 - TP Barra 138kV
S19_PAT_TP1 - TP Capacitivo L/T Selva Alegre
S19_PMT_TP_4 - TP en barra de 46 Kv.
S19_PBT_TP_6 - TP en primario F 23 Kv
S19_PMT_TP_3 - TP línea en 46 Kv
S19_PAT_TP_1 - TP L/T 138kV
S19_TRAFO4 - Transformador ABB (T4)
S19_TRAFO1 - Transformador MEIDEN (T1)
S19_PBT_TRAFO_SAUX - Transformador Servicios Auxiliares
S19_TRAFO2 - Transformador SIEMENS (T2)
S19_TRAFO3 - Transformador YORKSHIRE (T3)
S19_PMT_DISY_152_1 - 152-1
S19_PMT_DISY_152_2 - 152-2
S19_PMT_DISY_152_3 - 152-3
S19_PMT_DISY_152_4 - 152-4
S19_PMT_DISY_152_5 - 152-5
S19_PBT_DISY_242_1 - 242-1
S19_PBT_DISY_242_2 - 242-2
S19_PBT_DISY_252_A - 252-A
S19_PBT_DISY_252_B - 252-B
S19_PBT_DISY_252_C - 252-C
S19_PBT_DISY_252_D - 252-D
S19_PBT_DISY_252_E - 252-E
S19_PBT_DISY_252_F - 252-F
S19_PBT_DISY_252_G - 252-G
S19_PBT_DISY_252_1 - 252-1
S19_PBT_DISY_252_6 - 252-6
S19_PAT_DISY_52_1 - 52-1
S19_PAT_DISY_52_2 - 52-2
215
7) SUBESTACIÓN SELVA ALEGRE – 41
41 - 41/SELVA ALEGRE
CAPACIDAD FECHA DE INICIO CONFIGURACION 200 MVA 23/09/2008 Anillo
ELEMENTOS
S41_BARR_138_1 - Barra 138 kV (1)
S41_BARR_138_2 - Barra 138 kV (2)
S41_BARR_46 _1 - Barra 46 kV (1)
S41_BARR_46_2 - Barra 46 kV (2)
S41_PMT_DISY_52_S10 - Disyuntor S10
S41_PMT_DISY_52_S20 - Disyuntor S20
S41_PMT_DISY_52_S30 - Disyuntor S30
S41_PMT_DISY_52_S40 - Disyuntor S40
S41_PMT_DISY_52_S50 - Disyuntor S50
S41_PMT_DISY_52_S60 - Disyuntor S60
S41_PMT_DISY_52_S70 - Disyuntor S70
41__PMT_DISY_52_S901 - Disyuntor S90
S41_PAT_DISY_52_1 - Disyuntor 52-1
S41_PAT_DISY_52_2 - Disyuntor 52-2
S41_PAT_DISY_52_3 - Disyuntor 52-3
S41_PAT_DISY_52_4 - Disyuntor 52-4
S41_PAT_DISY_52_5 - Disyuntor 52-5
S41_PAT_DISY_52_6 - Disyuntor 52-6
S41_SAL_TAB - Sala de control
S41_PBT_SECC_89_L13 - Seccionador 89-L13
S41_PBT_SECC_89_L23 - Seccionador 89-L23
S41_PBT_SECC_89_L 33 - Seccionador 89-L33
S41_PBT_SECC_89_L 43 - Seccionador 89-L43
S41_PBT_SECC_89_L 63 - Seccionador 89-L63
S41_PBT_SECC_89_S14 - Seccionador 89-S14
S41_PBT_SECC_89_S18 - Seccionador 89-S18
S41_PBT_SECC_89_S24 - Seccionador 89-S24
S41_PBT_SECC_89_S28 - Seccionador 89-S28
S41_PBT_SECC_89_S34 - Seccionador 89-S34
S41_PBT_SECC_89_S38 - Seccionador 89-S38
S41_PBT_SECC_89_S44 - Seccionador 89-S44
S41_PBT_SECC_89_S48 - Seccionador 89-S48
S41_PBT_SECC_89_S54 - Seccionador 89-S54
216
S41_PAT_SECC_89_S58 - Seccionador 89-S58
S41_PBT_SECC_89_S64 - Seccionador 89-S64
S41_PBT_SECC_89_S68 - Seccionador 89-S68
S41_PBT_SECC_89_S98 - Seccionador 89-S98
S41_PAT_SECC_89_01 - Seccionador 89-01
S41_PAT_SECC_89-11 - Seccionador 89-11
S41_PAT_SECC_89_13 - Seccionador 89-13
S41_PAT_SECC_89_14 - Seccionador 89-14
S41_PAT_SECC_89_18 - Seccionador 89-18
S41_PAT_SECC_89-21 - Seccionador 89-21
S41_PAT_SECC_89_23 - Seccionador 89-23
S41_PAT_SECC_89_24 - Seccionador 89-24
S41_PAT_SECC_89_28 - Seccionador 89-28
S41_PAT_SECC_89_33 - Seccionador 89-33
S41_PAT_SECC_89_34 - Seccionador 89-34
S41_PAT_SECC_89_38 - Seccionador 89-38
S41_PAT_SECC_89_43 - Seccionador 89-43
S41_PAT_SECC_89_44 - Seccionador 89-44
S41_PAT_SECC_89_48 - Seccionador 89-48
S41_PAT_SECC_89-51 - Seccionador 89-51
S41_PAT_SECC_89_53 - Seccionador 89-53
S41_PAT_SECC_89_54 - Seccionador 89-54
S41_PAT_SECC_89_58 - Seccionador 89-58
S41_PAT_SECC_89-61 - Seccionador 89-61
S41_PAT_SECC_89_63 - Seccionador 89-63
S41_PAT_SECC_89_64 - Seccionador 89-64
S41_PAT_SECC_89_68 - Seccionador 89-68
S41_PAT_TP_5 - TP Barra 1 patio 138 Kv
S41_PAT_TP_6 - TP Barra 2 patio 138 Kv
S41_PAT_TP_3 - TP Linea a S/E Pomasqui
S41_PAT_TP_4 - TP Linea a S/E 19
S41_PAT_TP_1 - TP Linea Sta. Rosa 1
S41_PAT_TP_2 - TP Linea Sta. Rosa 2
S41_PBT_TP_7 - TP patio 46 Kv S-10
S41_PBT_TP_8 - TP patio 46 Kv S-30
S41_PBT_TP_9 - TP patio 46 Kv S-40
S41_PBT_TP_10 - TP patio 46 Kv S-60
S41_PBT_TP_11 - TP 46 kV pórtico
S41_TRAFO1 - Transformador ASEA (T1)
S41_PBT_TRAFO_SAUX_1 - Transformador Servicios Auxiliares (1)
S41_PBT_TRAFO_SAUX_2 - Transformador Servicios Auxiliares (2)
S41_TRAFO2 - Transformador SIEMENS (T2)
217
ANEXO 2
(RESULTADO DE LAS PRUEBAS DE TRANSFORMADORES)
218
S/E
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LV
A A
LE
GR
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BC
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A
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35
200
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150
100
15
01/
09
/19
97
P
RIN
CIP
AL
21
472
9
595
3
75
179
2021
11
157
0
443
C
-1
05/
10
/19
99
P
RIN
CIP
AL
25
2361
5
721
7
92
186
1900
55
204
0
0,9
1
562
C
-1
05/
10
/19
99
L
TC
1
790
5
3106
3
996
0
9684
499
4253
8
178
1
8487
1358
7
1,6
7
119
71
4
2
4/1
0/2
00
4
PR
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L
20,
16
1
45,1
6
380
7,4
9
70,
48
1
09,2
9
142
2,7
6
86,
77
1
73,6
6
1,9
4
7,9
2
462
,3
C-1
2
7/0
1/2
00
6
PR
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L
22,
75
2
899
,76
4
634
5,1
3
93,
28
1
37,0
4
164
7,6
4
119
,24
2
23,0
4
2,0
6
1,1
3
597
,41
C
-1
14/
09
/20
07
P
RIN
CIP
AL
1
4,1
3
141
95
,8
955
36
,45
1
11,7
5
53,6
7
241
6,2
3
150
,49
2
75,8
9
0,9
3
0,9
8
110
6,7
6
C-2
2
0/0
4/2
01
0
PR
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IPA
L
15
1
123
8
795
44
112
130
1580
154
304
3
0,7
7
718
C
-1
S/E
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2
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M
100
120
350
5000
50
65
35
200
100
500
6000
150
100
15
20/
04
/20
10
P
RIN
CIP
AL
30
1
644
5
707
03
7
428
1150
7
12
2
0,5
5
486
C
-1
S/E
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4 C
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C2H
2
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M
100
120
350
5000
50
65
35
200
100
500
6000
150
100
15
05/
10
/19
99
P
RIN
CIP
AL
9
2685
5
106
0
15
337
1413
3
19
0
0,6
9
402
C
-1
24/
10
/20
04
P
RIN
CIP
AL
7,3
6
873
,02
4
086
,09
2,3
6
373
,83
2
065
,15
87,7
0,6
5
5,3
6,3
6
477
,85
C
-1
27/
01
/20
06
P
RIN
CIP
AL
5,3
4
911
,76
3
360
6,9
9
6,9
7
261
,85
9
11,7
6
2,8
1,8
6
0,4
0,7
2
281
,08
C
-1
16/
04
/20
10
P
RIN
CIP
AL
6
9663
6
465
8
15
361
1768
4
13
-
- 412
C
-1
219
S/E
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LL
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N2
CH
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O
CO
2 C
2H4
C2H
6 C
2H2
P
PM
100
120
350
5000
50
65
35
200
100
500
6000
150
100
15
20/
10
/20
04
P
RIN
CIP
AL
1
2,1
8
279
,6
472
2,5
4
12,4
3
94,7
6
152
4,0
9
6,4
8
3,5
9
1,5
2
6,1
9
430
,93
C
-1
23/
01
/20
06
P
RIN
CIP
AL
11,8
1
125
3,4
4
917
7,9
7
102
,6
456
,7
190
6,7
1
02,6
1,6
7
7,0
9
0,9
3
682
,46
C
-1
19
/10
/20
10
P
RIN
CIP
AL
9
113
72
7
285
4
9
592
2825
36
3
18
0,7
6
667
C
-1
S/E
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65
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100
500
6000
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100
15
20/
10
/20
04
P
RIN
CIP
AL
1
0,3
4
303
,25
4
183
,58
4,5
7
256
,92
1
555
,13
2
2,7
5
2,8
4
39,
68
5,2
9
337
,1
C-1
2
7/0
1/2
00
6
PR
INC
IPA
L
12,
95
6
516
,92
4
112
5,6
9
3,7
1
79,0
6
986
,71
1
1,7
1
1,3
3
1,8
3
0,4
3
210
,58
C
-1
19/
04
/20
10
P
RIN
CIP
AL
3
112
32
8
123
0
5
307
2198
30
2
2
0,3
7
349
C
-1
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2
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M
100
120
350
5000
50
65
35
200
100
500
6000
150
100
15
20/
10
/20
04
P
RIN
CIP
AL
1
6,1
1
160
,48
4
299
,81
4,4
5
120
,93
1
264
,58
8,0
9
1,1
7
0,0
7
2,2
3
150
,82
C
-1
S/E
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50
65
35
200
100
500
6000
150
100
15
20/
10
/20
04
P
RIN
CIP
AL
2
4,3
2
771
,38
3
967
,4
4,7
6
94,
01
1
046
,82
8,4
8
1,9
3
3,0
3
2,3
1
136
,53
C
-1
220
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2
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5000
50
65
35
200
100
500
6000
150
100
15
01/
09
/19
97
P
RIN
CIP
AL
13
1113
8
658
4
10
310
3666
16
5
0
100
,00
354
C
-1
20/
10
/20
04
P
RIN
CIP
AL
3
17,4
9
194
,57
4
968
,02
4
0,1
4
76,
12
4
254
,23
1
7,0
8
19,
56
5,5
3
4,2
4
475
,92
C
-1
27/
01
/20
06
P
RIN
CIP
AL
9,3
1
432
6,8
2
466
63
,57
3
9,9
6
270
,53
2
086
,22
11,7
21,7
9
0,0
06
0,6
6
353
,296
C
-1
04/
05
/20
10
P
RIN
CIP
AL
17
6220
7
042
9
71
306
2114
14
51
-
0,5
8
459
C
-1
S/E
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S
H
O
2 N
2 C
H4
CO
C
O2
C2H
4 C
2H6
C2H
2
PP
M
100
120
350
5000
50
65
35
200
100
500
6000
150
100
15
14/
01
/20
05
P
RIN
CIP
AL
6,1
3
140
,85
5
255
,42
6
9,0
3
480
,87
3
182
,06
3,2
7
52,
42
N
D
6,6
6
611
,72
C
-1
27/
01
/20
06
P
RIN
CIP
AL
2,4
5
334
9,1
8
505
77
,97
5,3
7
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C
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ND
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N 4
C
-4
221
ANEXO 3
(TABLA DE DATOS DE FALLA E.E.Q.S.A.)
222
TABLA TIPO DE DATOS DE FALLA DE LA E.E.Q.S.A.
223
ANEXO 4
(REGULACIÓN Nº CONELEC 002-06)
224
REGULACIÓN No. CONELEC - 002/06
CALIDAD DEL TRANSPORTE DE POTENCIA Y DEL SERVICIO DE CONEXIÓN EN
EL SNI
EL DIRECTORIO DEL CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD
CONELEC
Resuelve:
Expedir la presente:
Regulación sobre la Calidad del Transporte de Potencia y del Servicio de
Conexión en el SNI
1. DISPOSICIONES GENERALES.
1. 1.2. Ámbito de aplicación.- Esta Regulación aplica al Transmisor, a los Agentes
que prestan servicios de transporte de potencia eléctrica y a los Agentes
consumidores conectados directamente a los sistemas de transmisión en el SNI.
Las instalaciones de transmisión consideradas en esta Regulación son las siguientes:
Circuitos de líneas de transmisión y de interconexión que operan a voltajes mayores a
90 kV.
Instalaciones para transformación y regulación de voltajes.
Instalaciones de campos de conexión de Empresas Distribuidoras y Grandes
Consumidores, que son usuarios directos de los sistemas de transmisión.
225
4.3. Disponibilidad de una instalación.- El porcentaje de disponibilidad de una
instalación se calcula sobre la base de las horas de indisponibilidad, de acuerdo a la
relación siguiente:
%100 8760
)( 1 1111
(( ilidadIndisponibHorasidadDisponibil
En el cálculo de las horas de indisponibilidad anual de una instalación, se toma en cuenta
las siguientes indisponibilidades:
La indisponibilidad parcial (IP), está asociada con las horas de disminución de su
capacidad de transporte normal. Se calcula mediante la relación siguiente:
1 * 1 CN
CRiTIP i
n
i
donde:
IP: Horas acumuladas de indisponibilidad parcial de la instalación.
i: Evento i-ésimo de indisponibilidad parcial.
n: Número total de indisponibilidades parciales en el período considerado.
Ti: Horas de indisponibilidad parcial de la instalación en el evento i-ésimo.
CRi: Capacidad reducida del elemento, asociada al evento i-ésimo.
CN: Capacidad efectiva de la instalación en condiciones normales de operación.
La Indisponibilidad Total (IT), se determinará sobre la base del tiempo de duración de las
salidas de servicio o desconexiones:
11
j
iiTIT
donde:
IT: Horas reales acumuladas de indisponibilidad total de la instalación.
i: Evento i-ésimo de indisponibilidad total.
j: Número de indisponibilidades totales en el período considerado.
Ti: Horas de indisponibilidad total de la instalación en el evento i-ésimo.
226
Cada tres años, el Transmisor y los Agentes que operan sistemas de transmisión
dispondrán de una salida adicional de hasta 72 horas para realizar mantenimiento mayor
a cada uno de los transformadores de sus sistemas. Estos pedidos constarán en los
programas de mantenimiento anuales presentados para aprobación del CENACE.
Por lo indicado anteriormente, el porcentaje de disponibilidad anual de una instalación se
calculará sobre la base de la expresión siguiente:
%100 8760
)( 1 1111
(( ITIPidadDisponibil
Límites.- El Transmisor y los Agentes deberán cumplir para cada una de las
instalaciones, con un máximo de horas de indisponibilidad (LHI) y de número de
desconexiones (NDP), indicadas en la tabla siguiente:
LÍMITES ANUALES DE HORAS DE INDISPONIBILIDAD Y NÚMERO DE DESCONEXIONES
TIPO DE INSTALACIÓN DISPONIBILIDA
D (%)
HORAS INDISPONIBILIDA
D (LHI)
NÚMERO DESCONEXIONE
S (NDP)
CA
MP
O D
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N (
1)
AGENTE 5
TRANSMISOR 99,920 7 3
CA
MP
O D
E
CO
NE
XIÓ
N (
2)
AGENTE 5
TRANSMISOR 99,772 20 4
CIRCUITO TRANSMISIÓN 230 KV 99,658 30 7
CIRCUITO TRANSMISIÓN 138 KV 99,658 30 7
CAPACITOR Y REACTOR 99,772 20 4
227
TRANSFORMADOR 99,658 30 4
(1) Campo de Conexión pertenece al Agente
(2) Campo de Conexión pertenece al Transmisor
Considerado en forma individual para cada instalación de transmisión y campo de
conexión, el Límite de Horas de Indisponibilidad (LHI) indicado, se reducirán en:
0.5 horas, de manera acumulativa con cada desconexión, debido a: o Estudios de coordinación de protecciones no presentados. o Informes de Fallas no presentados al CENACE, dentro de las 48 horas
siguientes al evento. 0.5 horas, por cada suspensión de mantenimientos programados, excepto si es por un
pedido del CENACE. 1 hora, por cada mantenimiento emergente realizado.
El tiempo máximo de indisponibilidad de una instalación de transmisión o punto de
conexión será de 36 horas a partir de que los incumplimientos (niveles de voltaje o
suspensión del suministro) que ocasionó ese evento han sido superados por otros medios.
4.4. Número de desconexiones.- El Número de Desconexiones de una instalación, se
calcula sobre la base de su número de indisponibilidades totales anuales.
Límites.- El Transmisor y los Agentes deberán cumplir para cada tipo de instalación, con
un máximo de desconexiones (NDP) indicado en la tabla anterior.
Los límites de número de desconexiones (NDP) para circuitos de líneas de transmisión,
aumentarán en 0.5 desconexiones con cada recierre automático exitoso en casos de fallas
transitorias.
Certifico que esta Regulación fue aprobada por el Directorio del CONELEC, mediante
Resolución 024/06, en sesión del 30 de enero de 2006.
Lcdo. Carlos Calero Merizalde
Secretario General del CONELEC
228
ANEXO 5
(MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES)
229
TABLA DE PERIODICIDAD DE INSPECCIONES SEGÚN ABB
230
ANEXO 6
(MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE LA E.E.Q.S.A.)
231
ACTIVIDADES A DESARROLLAR EN UN MANTENIMIENTO PREVENTIVO
SUBESTACION: FECHA:_____________________________________________
_____
TRANSFORMADOR DE POTENCIA
REALIZ
T APROX
T REAL
ESTADO
OBSERVC.
1. Verificación de aceite en la cuba y limpieza de la mirilla 15
2. Verificación de aceite en el LTC y limpieza de la mirilla. 15 3. Verificación de aceite en el tanque conservador y limpieza de la mirilla. 15
4. Verificación de operación de ventiladores, individual y por etapas 10
5. Mantenimiento de motores de ventiladores 180
6. Pruebas de rigidez dieléctrica de aceites en la cuba y LTC 80
7. Pruebas de operación manual y automática del LTC 15
8. Verificación de funcionamiento de relevadores térmicos 10
9. Contrastación y calibración de aparatos de medición. 20
10. Revisión de presión de nitrógeno. 10
11. Revisión y corrección de fugas de aceite. 60
12. Limpieza y pintura del transformador. 2400
13. Limpieza y pintura de la base del transformador. 60
14. Reajuste de regletas en tableros de control del transformador. 60
15. Limpieza de tableros de control y verificación de hermeticidad. 20
16. Verificación de calibración y operación de calefactores. 15
17. Revisión de iluminación de tableros de control. 10 18. Cambio de silica gel y aceite de secadores de humedad de la cuba y del LTC. 40
19. Reajuste y revisión de contadores de descargas. 20 20. Verificación del estado de aisladores, porcelanas de bushings y pararrayos. 15 21. Reajuste de contactos eléctricos en bushings, terminales y pararrayos ( MPP). 30
22. Toma de temperaturas en puntos de contacto eléctrico 20
23. Prueba de relación de transformación ( MPP). 60
24. Prueba de resistencia de bobinados ( MPP). 60
25. Prueba de resistencia de aislamiento ( MPP). 60
26. Pruebas de pararrayos (ÑPP) 60
27.-Verificación de operación del contador de operaciones. 10 28.-Verificación de la operación y calibraciones del relé de regulación de voltaje 15
29.- limpieza y lubricación de LTC 60
BANCO DE BATERIAS
REALIZ.
T APROX
T REAL
ESTADO
OBSERVC.
1. Limpieza y reajuste de cada unidad 120 2. Toma de densidad, voltaje y temperatura de cada una de las unidades. 60
3. Completar el nivel con agua destilada si fuera necesario. 30
4. Verificar el funcionamiento del rectificador cargador 20
5. Contrastar y calibrar los equipos de medición 20
6. Reajustar conexiones de control del rectificador 20
7. Limpieza interna y externa del rectificador 30
232
EQUIPOS DE MEDICION REALIZ.
T APROX
T REAL
ESTADO
OBSERVC.
1. Contrastación y calibración 60
2. Revisión exterior y reajuste de contactos 30
3. Verificación de relación de transformación de TC y TP 30
DISYUNTORES REALIZ.
T APROX
T REAL
ESTADO
OBSERVC.
1. Verificación de aceite en la cuba o polos y limpieza de mirillas. 15
2. Revisión presión de hexafluoruro de azufre SF6. 10
3. Revisión de presión de aceite 10
4. Verificación de funcionamiento de compresores. 15
5. Revisión y corrección de fugas de aceite hidráulico. 60
6. Pruebas de rigidez dieléctricas del aceite 30
7.-Mantenimiento de motores de tensado de resorte 120
8.-Mantenimiento de motores de compresores 180
9. Revisión y corrección de fugas de aceite. 60
10. Limpieza y pintura del disyuntor. 360
11. Limpieza y pintura de la base del disyuntor. 60
12. Reajuste de regletas en tableros de control del disyuntor. 30
13. Limpieza de tableros de control y verificación de hermeticidad. 20
14. Verificación de calibración y operación de calefactores. 15
15. Revisión de iluminación de tableros de control. 10 16. Cambio de silica gel y aceite de secadores de humedad del disyuntor. 20
17. Verificación del estado de aisladores, porcelanas de bushings. 15 18. Toma de temperaturas en conectores y bushings de entrada y salida 20 19. Reajuste de contactos eléctricos en bushings, terminales y ( MPP). 20
20. Prueba de resistencia de aislamiento ( MPP). 60 21. Pruebas locales y remotas de apertura y cierre del disyuntos ( MPP) 20
SECCIONADORES
REALIZ.
T APROX
T REAL
ESTADO
OBSERVC.
1. Verificación de Porcelanas y contactos 10
2. Verificación de estado de herrajes 10
3. Lubricación de partes móviles 30
4. Revisión de bloqueos eléctricos o mecánicos 20
5. Verificación de calibración y operación de calefactores 15
6. Reajuste de conexiones en regletas 30
7. Pruebas de operación locales y remotas ( MPP) 20
8. Limpieza de tableros de control y verificación de hermeticidad 20
9. Prueba de resistencia de aislamiento ( MPP). 60
10. Calibración de brazos y contactos ( MPP) 60
11. Mantenimiento de motores 120
TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Y POTENCIAL
REALIZ.
T APROX
T REAL
ESTADO
OBSERVC.
1. Verificar Nivel del aceite 10
2. Medición de temperaturas en bushings y o terminales de conexión 20
3. Realizar reajuste de conexiones ( MPP). 30
4. Pruebas de resistencia de aislamiento ( MPP) 60
5. Limpieza y pintura ( MPP) 60
233
SEÑALIZACIÓN Y NOMENCLATURA REALIZ.
T APROX
T REAL
ESTADO
OBSERVC.
1.- Verificación o cambio de focos de señalización luminosa 20
2. Verificación de estado de mecanismos de señalización mecánica 20
3. Verificación de funcionamiento de señalización auditiva 20
4. Verificación de nomenclatura de acuerdo a plano del sistema 30
5. Verificación de RT y nomenclatura en equipos de medición 20
TRANSFORMADOR DE SERVICIOS AUXILIARES
REALIZ.
T APROX
T REAL
ESTADO
OBSERVC.
1. Verificación de aceite en la cuba y limpieza de la mirilla 15 2. Pruebas de rigidez dieléctrica de aceites en la cuba del transformador, 40
3. Revisión y corrección de fugas de aceite. 60
4. Limpieza y pintura del transformador. 180 5. Verificación del estado de aisladores, porcelanas de bushings y pararrayos. 15 6. Reajuste de contactos eléctricos en bushings, terminales y pararrayos ( MPP). 20
7. Toma de temperaturas en puntos de contacto eléctrico ( MPP). 20
8. Prueba de relación de transformación ( MPP). 30
9. Prueba de resistencia de bobinados ( MPP). 60
10. Prueba de resistencia de aislamiento ( MPP). 60
11. Pruebas de pararrayos (MPP) 60
TABLEROS DE DISTRIBUCIÓN DE CA Y CC
REALIZ.
T APROX
T REAL
ESTADO
OBSERVC.
1. Reajuste de contactos 45
2. limpieza interna y externa 60
3.Contrastación y calibración de equipos de medida 20
ILUMINACIÓN Y FUERZA
REALIZ.
T APROX
T REAL
ESTADO
OBSERVC.
1. Verificar estado de focos y fluorescentes de las salas 20
2. Limpieza y reajuste de lampas de las salas y patio de maniobras. 120 3. Verificación de control automático de alumbrado del patio de maniobras. 15
4. Verificación de estado de tomacorrientes y tomas especiales. 20
5. Verificación funcionamiento de alumbrado de emergencia. 15
SISTEMA DE PUESTA ATIERRA
REALIZ.
T APROX
T REAL
ESTADO
OBSERVC.
1. Medición de resistencia de puesta a tierra en diferentes puntos 120
2. Limpieza y reajuste de contactos en todos los equipos aterrados 120
3. Verificar que las plataformas de operación estén aterrados 15
4. Verificar aterramiento de mallas y cerramientos. 20
SISTEMA CONTRA INCENDIOS
REALIZ.
T APROX
T REAL
ESTADO
OBSERVC.
1. Limpieza de botellas y equipos de aspersión 20
2. Verificación de presión en equipos 15
3. Verificar estado y funcionamiento de sensores 30
234
CERRAMIENTOS, PATIOS, VIAS, AREAS VERDES
REALIZ.
T APROX
T REAL
ESTADO
OBSERVC.
1. Realizar la limpieza de patios de maniobras, vías y áreas verdes 90
2. Verificación del estado del ripio del patio de maniobras 15
3. Realizar limpieza de pisos de sala de control y sala de baterías 60 4. Verificación de estado del cerramiento y vías de acceso a la subestación 20 5. Verificar estado de vidrios de las ventanas y estado de las puertas de ingreso 20
6. Verificar seguridades en la subestación. 20
235
ANEXO 7
(ANÁLISIS DE RIESGOS DE LAS SUBESTACIONES DE ESTUDIO)
236
VALORIZACIÓN DE LAS CONSECUENCIAS DE DISYUNTORES DE 46 kV, S/E
VICENTINA
MODOS DE FALLA VALORIZACIÓN
Código
Descripción
Consecuencia al
Consecuencia al
Frecuencia o
Recurso Recurso Probabilida
d
Humano Ambiental de
Ocurrencia
1A1 Falla en el circuito de mando a distancia. No aplica No aplica Muy baja
1A2
Falla en la operación de uno o más contactos auxiliares del disyuntor por No aplica No aplica Media falla mecánica, electromecánica o descalibración.
1A3 Falla en uno o más relés de protección. No aplica No aplica Baja
1B1 Apertura del disyuntor por falla en el circuito de fuerza de la bahía. No aplica No aplica Baja
1B2 Apertura del disyuntor por operación errónea. Muy crítico Leve Alta
1B3 Discrepancia de operación de los polos. No aplica Leve Muy baja
1B4 Apertura del disyuntor por presión inadecuada del dieléctrico. Leve No aplica Muy baja
1B5
Falla en el modo de operación de apertura del disyuntor (compresor o No aplica Leve Muy baja barra tractora)
237
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238
VALORIZACIÓN DE LAS CONSECUENCIAS DE DISYUNTORES DE 46 kV, S/E
SANTA ROSA
MODOS DE FALLA VALORACIÓN
Código
Descripción
Consecuencia al
Consecuencia al
Frecuencia o
Recurso Recurso Probabilida
d
Humano Ambiental de
Ocurrencia
1A1 Falla en el circuito de mando a distancia. No aplica No aplica Muy baja
1A2
Falla en la operación de uno o más contactos auxiliares del disyuntor por No aplica No aplica Alta falla mecánica, electromecánica o descalibración.
1A3 Falla en uno o más relés de protección. No aplica No aplica Baja
1B1 Apertura del disyuntor por falla en el circuito de fuerza de la bahía. No aplica No aplica Media
1B2 Apertura del disyuntor por operación errónea. Muy crítico Leve Media
1B3 Discrepancia de operación de los polos. No aplica Leve Muy baja
1B4 Apertura del disyuntor por presión inadecuada del dieléctrico. Leve No aplica Muy baja
1B5
Falla en el modo de operación de apertura del disyuntor (compresor o No aplica Leve Media barra tractora)
VALORIZACIÓN DE LAS CONSECUENCIAS DE DISYUNTORES DE 23 kV, S/E
SANTA ROSA
MODOS DE FALLA VALORACIÓN
Código
Descripción
Consecuencia al
Consecuencia al
Frecuencia o
Recurso Recurso Probabilida
d
Humano Ambiental de
Ocurrencia
1A1 Falla en el circuito de mando a distancia. No aplica No aplica Muy baja
1A2
Falla en la operación de uno o más contactos auxiliares del disyuntor por No aplica No aplica Muy baja falla mecánica, electromecánica o descalibración.
1A3 Falla en uno o más relés de protección. No aplica No aplica Muy baja
1B1 Apertura del disyuntor por falla en el circuito de fuerza de la bahía. No aplica No aplica Muy baja
1B2 Apertura del disyuntor por operación errónea. Muy crítico Leve Muy baja
1B3 Discrepancia de operación de los polos. No aplica Leve Muy baja
1B4 Apertura del disyuntor por presión inadecuada del dieléctrico. Leve No aplica Muy baja
1B5
Falla en el modo de operación de apertura del disyuntor (compresor o No aplica Leve Muy baja barra tractora)
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241
VALORIZACIÓN DE LAS CONSECUENCIAS DEL TRANSFORMADOR
YORKSHIRE (T1), S/E SANTA ROSA
MODOS DE FALLA VALORIZACIÓN
Código Descripción
Consecuencia al Consecuencia al Frecuencia o
Recurso Recurso Probabilidad
Humano Ambiental de Ocurrencia
1A1 Desperfecto de los paneles radiadores. No aplica No aplica Muy baja
1A2 Desperfecto para arrancar los grupos de enfriamiento sobre demanda. No aplica No aplica Muy baja
1B1 Accionamiento no requerido o excesivo del grupo de enfriamiento. No aplica No aplica Muy baja
1B2 Fugas a tierra. Moderado No aplica Muy baja
1C1 Falla eléctrica en los devanados por factores eléctricos. Muy crítico No aplica Muy baja
1C2 Falla eléctrica en los devanados por factores mecánicos. Muy crítico Leve Muy baja
1C3 Falla eléctrica en los devanados por factores térmicos. Muy crítico Leve Muy baja
1C4 Fallas en los bushings. No aplica No aplica Muy baja
1C5 Fuga del aceite a través de la cuba, radiadores, tanque de expansión o
No aplica Leve Muy baja instrumentos.
1C6 Desperfecto o incorrecta operación de dispositivos de protección. No aplica No aplica Media
1C7 Apertura del disyuntor principal. Leve Leve Muy baja
2A1 Falla de conexión del neutro a tierra No aplica No aplica Muy baja
VALORIZACIÓN DE LAS CONSECUENCIAS DEL TRANSFORMADOR ABB
(T2), S/E SANTA ROSA
MODOS DE FALLA VALORIZACIÓN
Código Descripción
Consecuencia al Consecuencia al Frecuencia o
Recurso Recurso Probabilidad
Humano Ambiental de Ocurrencia
1A1 Desperfecto de los paneles radiadores. No aplica No aplica Muy baja
1A2 Desperfecto para arrancar los grupos de enfriamiento sobre demanda. No aplica No aplica Muy baja
1B1 Accionamiento no requerido o excesivo del grupo de enfriamiento. No aplica No aplica Muy baja
1B2 Fugas a tierra. Moderado No aplica Muy baja
1C1 Falla eléctrica en los devanados por factores eléctricos. Muy crítico No aplica Muy baja
1C2 Falla eléctrica en los devanados por factores mecánicos. Muy crítico Leve Muy baja
1C3 Falla eléctrica en los devanados por factores térmicos. Muy crítico Leve Muy baja
1C4 Fallas en los bushings. No aplica No aplica Muy baja
1C5 Fuga del aceite a través de la cuba, radiadores, tanque de expansión o
No aplica Leve Muy baja instrumentos.
1C6 Desperfecto o incorrecta operación de dispositivos de protección. No aplica No aplica Media
1C7 Apertura del disyuntor principal. Leve Leve Muy baja
2A1 Falla de conexión del neutro a tierra No aplica No aplica Muy baja
242
VALORIZACIÓN DE LAS CONSECUENCIAS DEL TRANSFORMADOR TRP,
S/E SANTA ROSA
TRP VALORIZACIÓN
Código Descripción
Consecuencia al Consecuencia al Frecuencia o
Recurso Recurso Probabilidad
Humano Ambiental de Ocurrencia
1A1 Desperfecto de los paneles radiadores. No aplica No aplica Muy baja
1A2 Desperfecto para arrancar los grupos de enfriamiento sobre demanda. No aplica No aplica Muy baja
1B1 Accionamiento no requerido o excesivo del grupo de enfriamiento. No aplica No aplica Muy baja
1B2 Fugas a tierra. Moderado No aplica Muy baja
1C1 Falla eléctrica en los devanados por factores eléctricos. Muy crítico No aplica Muy baja
1C2 Falla eléctrica en los devanados por factores mecánicos. Muy crítico Leve Muy baja
1C3 Falla eléctrica en los devanados por factores térmicos. Muy crítico Leve Muy baja
1C4 Fallas en los bushings. No aplica No aplica Muy baja
1C5 Fuga del aceite a través de la cuba, radiadores, tanque de expansión o
No aplica Leve Muy baja instrumentos.
1C6 Desperfecto o incorrecta operación de dispositivos de protección. No aplica No aplica Media
1C7 Apertura del disyuntor principal. Leve Leve Muy baja
2A1 Falla de conexión del neutro a tierra No aplica No aplica Muy baja
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246
VALORIZACIÓN DE LAS CONSECUENCIAS DE DISYUNTORES DE 46 kV, S/E
SUR
MODOS DE FALLA VALORIZACIÓN
Código
Descripción
Consecuencia al
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Recurso Recurso Probabilida
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1A1 Falla en el circuito de mando a distancia. No aplica No aplica Muy baja
1A2
Falla en la operación de uno o más contactos auxiliares del disyuntor por No aplica No aplica Baja falla mecánica, electromecánica o descalibración.
1A3 Falla en uno o más relés de protección. No aplica No aplica Muy baja
1B1 Apertura del disyuntor por falla en el circuito de fuerza de la bahía. No aplica No aplica Baja
1B2 Apertura del disyuntor por operación errónea. Muy crítico Leve Baja
1B3 Discrepancia de operación de los polos. No aplica Leve Muy baja
1B4 Apertura del disyuntor por presión inadecuada del dieléctrico. Leve No aplica Muy baja
1B5
Falla en el modo de operación de apertura del disyuntor (compresor o No aplica Leve Baja barra tractora)
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VALORIZACIÓN DE LAS CONSECUENCIAS DE DISYUNTORES DE 46 kV, S/E
NORTE
MODOS DE FALLA VALORIZACIÓN
Código
Descripción
Consecuencia al
Consecuencia al
Frecuencia o
Recurso Recurso Probabilida
d
Humano Ambiental de
Ocurrencia
1A1 Falla en el circuito de mando a distancia. No aplica No aplica Muy baja
1A2
Falla en la operación de uno o más contactos auxiliares del disyuntor por No aplica No aplica Baja falla mecánica, electromecánica o descalibración.
1A3 Falla en uno o más relés de protección. No aplica No aplica Muy baja
1B1 Apertura del disyuntor por falla en el circuito de fuerza de la bahía. No aplica No aplica Baja
1B2 Apertura del disyuntor por operación errónea. Muy crítico Leve Baja
1B3 Discrepancia de operación de los polos. No aplica Leve Muy baja
1B4 Apertura del disyuntor por presión inadecuada del dieléctrico. Leve No aplica Muy baja
1B5
Falla en el modo de operación de apertura del disyuntor (compresor o No aplica Leve Baja barra tractora)
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VALORIZACIÓN DE LAS CONSECUENCIAS DE DISYUNTORES DE 138 kV,
S/E COTOCOLLAO
MODOS DE FALLA VALORIZACIÓN
Código
Descripción
Consecuencia al
Consecuencia al
Frecuencia o
Recurso Recurso Probabilida
d
Humano Ambiental de
Ocurrencia
1A1 Falla en el circuito de mando a distancia. No aplica No aplica Muy baja
1A2
Falla en la operación de uno o más contactos auxiliares del disyuntor por No aplica No aplica Media falla mecánica, electromecánica o descalibración.
1A3 Falla en uno o más relés de protección. No aplica No aplica Alta
1B1 Apertura del disyuntor por falla en el circuito de fuerza de la bahía. No aplica No aplica Media
1B2 Apertura del disyuntor por operación errónea. Muy crítico Leve Baja
1B3 Discrepancia de operación de los polos. No aplica Leve Muy baja
1B4 Apertura del disyuntor por presión inadecuada del dieléctrico. Leve No aplica Muy baja
1B5
Falla en el modo de operación de apertura del disyuntor (compresor o No aplica Leve Muy baja barra tractora)
VALORIZACIÓN DE LAS CONSECUENCIAS DE DISYUNTORES DE 46 kV, S/E
COTOCOLLAO
MODOS DE FALLA VALORIZACIÓN
Código
Descripción
Consecuencia al
Consecuencia al
Frecuencia o
Recurso Recurso Probabilida
d
Humano Ambiental de
Ocurrencia
1A1 Falla en el circuito de mando a distancia. No aplica No aplica Muy baja
1A2
Falla en la operación de uno o más contactos auxiliares del disyuntor por No aplica No aplica Alta falla mecánica, electromecánica o descalibración.
1A3 Falla en uno o más relés de protección. No aplica No aplica Muy baja
1B1 Apertura del disyuntor por falla en el circuito de fuerza de la bahía. No aplica No aplica Media
1B2 Apertura del disyuntor por operación errónea. Muy crítico Leve Media
1B3 Discrepancia de operación de los polos. No aplica Leve Muy baja
1B4 Apertura del disyuntor por presión inadecuada del dieléctrico. Leve No aplica Muy baja
1B5
Falla en el modo de operación de apertura del disyuntor (compresor o No aplica Leve Muy baja barra tractora)
251
VALORIZACIÓN DE LAS CONSECUENCIAS DE DISYUNTORES DE 23 kV, S/E
COTOCOLLAO
MODOS DE FALLA VALORIZACIÓN
Código
Descripción
Consecuencia al
Consecuencia al
Frecuencia o
Recurso Recurso Probabilida
d
Humano Ambiental de
Ocurrencia
1A1 Falla en el circuito de mando a distancia. No aplica No aplica Alta
1A2
Falla en la operación de uno o más contactos auxiliares del disyuntor por No aplica No aplica Baja falla mecánica, electromecánica o descalibración.
1A3 Falla en uno o más relés de protección. No aplica No aplica Media
1B1 Apertura del disyuntor por falla en el circuito de fuerza de la bahía. No aplica No aplica Media
1B2 Apertura del disyuntor por operación errónea. Muy crítico Leve Muy baja
1B3 Discrepancia de operación de los polos. No aplica Leve Muy baja
1B4 Apertura del disyuntor por presión inadecuada del dieléctrico. Leve No aplica Muy baja
1B5
Falla en el modo de operación de apertura del disyuntor (compresor o No aplica Leve Muy baja barra tractora)
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VALORIZACIÓN DE LAS CONSECUENCIAS DEL TRANSFORMADOR
MEIDEN (T1), S/E COTOCOLLAO
MODOS DE FALLA VALORIZACIÓN
Código Descripción
Consecuencia al Consecuencia al Frecuencia o
Recurso Recurso Probabilidad
Humano Ambiental de Ocurrencia
1A1 Desperfecto de los paneles radiadores. No aplica No aplica Muy baja
1A2 Desperfecto para arrancar los grupos de enfriamiento sobre demanda. No aplica No aplica Muy baja
1B1 Accionamiento no requerido o excesivo del grupo de enfriamiento. No aplica No aplica Muy baja
1B2 Fugas a tierra. Moderado No aplica Muy baja
1C1 Falla eléctrica en los devanados por factores eléctricos. Muy crítico No aplica Muy baja
1C2 Falla eléctrica en los devanados por factores mecánicos. Muy crítico Leve Muy baja
1C3 Falla eléctrica en los devanados por factores térmicos. Muy crítico Leve Muy baja
1C4 Fallas en los bushings. No aplica No aplica Baja
1C5 Fuga del aceite a través de la cuba, radiadores, tanque de expansión o
No aplica Leve Muy baja instrumentos.
1C6 Desperfecto o incorrecta operación de dispositivos de protección. No aplica No aplica Muy baja
1C7 Apertura del disyuntor principal. Leve Leve Muy baja
2A1 Falla de conexión del neutro a tierra No aplica No aplica Muy baja
VALORIZACIÓN DE LAS CONSECUENCIAS DEL TRANSFORMADOR ABB
(T2), S/E COTOCOLLAO
MODOS DE FALLA VALORIZACIÓN
Código Descripción
Consecuencia al Consecuencia al Frecuencia o
Recurso Recurso Probabilidad
Humano Ambiental de Ocurrencia
1A1 Desperfecto de los paneles radiadores. No aplica No aplica Muy baja
1A2 Desperfecto para arrancar los grupos de enfriamiento sobre demanda. No aplica No aplica Muy baja
1B1 Accionamiento no requerido o excesivo del grupo de enfriamiento. No aplica No aplica Muy baja
1B2 Fugas a tierra. Moderado No aplica Muy baja
1C1 Falla eléctrica en los devanados por factores eléctricos. Muy crítico No aplica Muy baja
1C2 Falla eléctrica en los devanados por factores mecánicos. Muy crítico Leve Muy baja
1C3 Falla eléctrica en los devanados por factores térmicos. Muy crítico Leve Muy baja
1C4 Fallas en los bushings. No aplica No aplica Baja
1C5 Fuga del aceite a través de la cuba, radiadores, tanque de expansión o
No aplica Leve Muy baja instrumentos.
1C6 Desperfecto o incorrecta operación de dispositivos de protección. No aplica No aplica Muy baja
1C7 Apertura del disyuntor principal. Leve Leve Muy baja
2A1 Falla de conexión del neutro a tierra No aplica No aplica Muy baja
256
VALORIZACIÓN DE LAS CONSECUENCIAS DEL TRANSFORMADOR
SIEMENS (T3), S/E COTOCOLLAO
MODOS DE FALLA VALORIZACIÓN
Código Descripción
Consecuencia al Consecuencia al Frecuencia o
Recurso Recurso Probabilidad
Humano Ambiental de Ocurrencia
1A1 Desperfecto de los paneles radiadores. No aplica No aplica Muy baja
1A2 Desperfecto para arrancar los grupos de enfriamiento sobre demanda. No aplica No aplica Muy baja
1B1 Accionamiento no requerido o excesivo del grupo de enfriamiento. No aplica No aplica Muy baja
1B2 Fugas a tierra. Moderado No aplica Muy baja
1C1 Falla eléctrica en los devanados por factores eléctricos. Muy crítico No aplica Muy baja
1C2 Falla eléctrica en los devanados por factores mecánicos. Muy crítico Leve Muy baja
1C3 Falla eléctrica en los devanados por factores térmicos. Muy crítico Leve Muy baja
1C4 Fallas en los bushings. No aplica No aplica Baja
1C5 Fuga del aceite a través de la cuba, radiadores, tanque de expansión o
No aplica Leve Muy baja instrumentos.
1C6 Desperfecto o incorrecta operación de dispositivos de protección. No aplica No aplica Muy baja
1C7 Apertura del disyuntor principal. Leve Leve Muy baja
2A1 Falla de conexión del neutro a tierra No aplica No aplica Muy baja
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VALORIZACIÓN DE LAS CONSECUENCIAS DE DISYUNTORES DE 138 kV,
S/E SELVA ALEGRE
MODOS DE FALLA VALORIZACIÓN
Código Descripción
Consecuencia al
Consecuencia al Frecuencia o
Recurso Recurso Probabilidad
Humano Ambiental de Ocurrencia
1A1 Falla en el circuito de mando a distancia. No aplica No aplica Muy baja
1A2
Falla en la operación de uno o más contactos auxiliares del disyuntor por No aplica No aplica Baja
falla mecánica, electromecánica o descalibración.
1A3 Falla en uno o más relés de protección. No aplica No aplica Muy baja
1B1 Apertura del disyuntor por falla en el circuito de fuerza de la bahía. No aplica No aplica Baja
1B2 Apertura del disyuntor por operación errónea. Muy crítico Leve Muy baja
1B3 Discrepancia de operación de los polos. No aplica Leve Muy baja
1B4 Apertura del disyuntor por presión inadecuada del dieléctrico. Leve No aplica Muy baja
1B5 Falla en el modo de operación de apertura del disyuntor (compresor o
No aplica Leve Muy baja barra tractora)
VALORIZACIÓN DE LAS CONSECUENCIAS DE DISYUNTORES DE 46 kV, S/E
SELVA ALEGRE
MODOS DE FALLA VALORIZACIÓN
Código Descripción
Consecuencia al
Consecuencia al Frecuencia o
Recurso Recurso Probabilidad
Humano Ambiental de Ocurrencia
1A1 Falla en el circuito de mando a distancia. No aplica No aplica Muy baja
1A2
Falla en la operación de uno o más contactos auxiliares del disyuntor por No aplica No aplica Baja
falla mecánica, electromecánica o descalibración.
1A3 Falla en uno o más relés de protección. No aplica No aplica Muy baja
1B1 Apertura del disyuntor por falla en el circuito de fuerza de la bahía. No aplica No aplica Baja
1B2 Apertura del disyuntor por operación errónea. Muy crítico Leve Media
1B3 Discrepancia de operación de los polos. No aplica Leve Muy baja
1B4 Apertura del disyuntor por presión inadecuada del dieléctrico. Leve No aplica Muy baja
1B5 Falla en el modo de operación de apertura del disyuntor (compresor o
No aplica Leve Baja barra tractora)
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263
VALORIZACIÓN DE LAS CONSECUENCIAS DEL TRANSFORMADOR ASEA
(T1), S/E SELVA ALEGRE
MODOS DE FALLA VALORIZACIÓN
Código Descripción
Consecuencia al Consecuencia al Frecuencia o
Recurso Recurso Probabilidad
Humano Ambiental de Ocurrencia
1A1 Desperfecto de los paneles radiadores. No aplica No aplica Muy baja
1A2 Desperfecto para arrancar los grupos de enfriamiento sobre demanda. No aplica No aplica Muy baja
1B1 Accionamiento no requerido o excesivo del grupo de enfriamiento. No aplica No aplica Muy baja
1B2 Fugas a tierra. Moderado No aplica Muy baja
1C1 Falla eléctrica en los devanados por factores eléctricos. Muy crítico No aplica Muy baja
1C2 Falla eléctrica en los devanados por factores mecánicos. Muy crítico Leve Muy baja
1C3 Falla eléctrica en los devanados por factores térmicos. Muy crítico Leve Muy baja
1C4 Fallas en los bushings. No aplica No aplica Muy baja
1C5 Fuga del aceite a través de la cuba, radiadores, tanque de expansión o
No aplica Leve Muy baja instrumentos.
1C6 Desperfecto o incorrecta operación de dispositivos de protección. No aplica No aplica Muy baja
1C7 Apertura del disyuntor principal. Leve Leve Muy baja
2A1 Falla de conexión del neutro a tierra No aplica No aplica Muy baja
VALORIZACIÓN DE LAS CONSECUENCIAS DEL TRANSFORMADOR
SIEMENS (T2), S/E SELVA ALEGRE
MODOS DE FALLA VALORIZACIÓN
Código Descripción
Consecuencia al Consecuencia al Frecuencia o
Recurso Recurso Probabilidad
Humano Ambiental de Ocurrencia
1A1 Desperfecto de los paneles radiadores. No aplica No aplica Muy baja
1A2 Desperfecto para arrancar los grupos de enfriamiento sobre demanda. No aplica No aplica Muy baja
1B1 Accionamiento no requerido o excesivo del grupo de enfriamiento. No aplica No aplica Muy baja
1B2 Fugas a tierra. Moderado No aplica Muy baja
1C1 Falla eléctrica en los devanados por factores eléctricos. Muy crítico No aplica Muy baja
1C2 Falla eléctrica en los devanados por factores mecánicos. Muy crítico Leve Muy baja
1C3 Falla eléctrica en los devanados por factores térmicos. Muy crítico Leve Muy baja
1C4 Fallas en los bushings. No aplica No aplica Muy baja
1C5 Fuga del aceite a través de la cuba, radiadores, tanque de expansión o
No aplica Leve Muy baja instrumentos.
1C6 Desperfecto o incorrecta operación de dispositivos de protección. No aplica No aplica Baja
1C7 Apertura del disyuntor principal. Leve Leve Muy baja
2A1 Falla de conexión del neutro a tierra No aplica No aplica Muy baja
264
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266
ANEXO 8
(CÁLCULO DEL MTBF Y CONFIABILIDAD DEL SISTEMA)
267
ANÁLISIS DE LOS DISYUNTORES DE CADA SUBESTACIÓN
SUBESTACION Año Código Voltaje
# Disyuntores # Fallas λ MTBF
(kV) (1/6 años) (años)
Cotocollao
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2007-2012 1A2 46 4 4 0,166667 6
2007-2012 1B2 46 4 3 0,125 8
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2007-2012 1B5 46 4 0 0 -
2007-2012 1A1 23 2 2 0,166667 6
2007-2012 1A2 23 2 1 0,083333 12
2007-2012 1B2 23 2 0 0 -
2007-2012 1B3 23 2 0 0 -
2007-2012 1B4 23 2 0 0 -
2007-2012 1B5 23 2 0 0 -
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2007-2012 1B4 46 9 0 0 -
2007-2012 1B5 46 9 2 0,037037 27
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2007-2012 1B3 46 8 0 0 -
2007-2012 1B4 46 8 0 0 -
2007-2012 1B5 46 8 3 0,0625 16
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2007-2012 1B3 138 3 0 0 -
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2007-2012 1B2 23 2 1 0,083333 12
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Selva Alegre
2007-2012 1A1 138 6 0 0 -
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2007-2012 1B4 46 8 1 0,020833 48
2007-2012 1B5 46 8 2 0,041667 24
SUBESTACION CONFIABILIDAD
COTOCOLLAO 94,60%
SUR 96%
STA. ROSA 93%
NORTE 96,70%
VICENTINA 93,80%
POMASQUI 91,70%
SELVA ALEGRE 96,70%
Sistema 99,20%
269
ANALISIS DE LOS DISYUNTORES DE TODAS LAS SUBESTACIONES
Año Código Voltaje
# Disyuntores # Fallas λ MTBF
(kV) (1/6 años) (años)
2007-2012 1A1 138 13 1 0,012821 78
2007-2012 1A2 138 13 8 0,102564 9,75
2007-2012 1B2 138 13 0 0 -
2007-2012 1B3 138 13 0 0 -
2007-2012 1B4 138 13 0 0 -
2007-2012 1B5 138 13 0 0 -
2007-2012 1A1 46 42 1 0,003968 252
2007-2012 1A2 46 42 17 0,06746 14,82353
2007-2012 1B2 46 42 12 0,047619 21
2007-2012 1B3 46 42 0 0 -
2007-2012 1B4 46 42 1 0,003968 252
2007-2012 1B5 46 42 8 0,031746 31,5
2007-2012 1A1 23 4 2 0,083333 12
2007-2012 1A2 23 4 1 0,041667 24
2007-2012 1B2 23 4 1 0,041667 24
2007-2012 1B3 23 4 0 0 -
2007-2012 1B4 23 4 0 0 -
2007-2012 1B5 23 4 0 0 -
ANALISIS DE LOS TRANSFORMADORES DE TODAS LAS SUBESTACIONES
SUBESTACION Año Código # Disyuntores # Fallas λ MTBF
(1/6 años) (años)
2007-2012 1A1 11 0 0 -
2007-2012 1A2 11 0 0 -
2007-2012 1B1 11 0 0 -
2007-2012 1B2 11 0 0 -
Cotocollao 2007-2012 1C1 11 0 0 -
Pomasqui 2007-2012 1C2 11 0 0 -
Selva Alegre 2007-2012 1C3 11 0 0 -
Sta. Rosa 2007-2012 1C4 11 0 0 -
2007-2012 1C5 11 2 0,030303 33
2007-2012 1C6 11 10 0,1515152 6,6
2007-2012 1C7 11 0 0 -
2007-2012 2A1 11 0 0 -
270
ANEXO 9
(RESOLUCIÓN Nº CONELEC 0.25-11)
271
Resolución Nº CONELEC 0.25/11
SESIÓN DE DIRECTORIO DE 14 DE ABRIL DE 2011
RESOLUCIÓN No. 025/11
EL DIRECTORIO DEL CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD CONELEC
CONSIDERANDO
QUE, de conformidad con el artículo 314 de la Constitución de la República, el Estado es responsable de la provisión, entre otros, del servicio público de energía eléctrica; QUE, de conformidad con el inciso segundo del artículo 314 de la Constitución de la República, el Estado garantizará que los servicios públicos y su provisión respondan a los principios de obligatoriedad, generalidad, uniformidad, eficiencia, responsabilidad, universalidad, accesibilidad, regularidad, continuidad y calidad; QUE, en el literal a) del artículo 5 de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, se establece como uno de sus objetivos, el de proporcionar al país un servicio eléctrico de alta calidad y confiabilidad que garantice su desarrollo económico y social; QUE, de acuerdo al artículo 13 de la Ley de Régimen de Sector Eléctrico, le corresponde al Consejo Nacional de Electricidad, CONELEC, dentro de sus funciones y facultades, planificar y regular al sector eléctrico ecuatoriano; QUE, conforme lo establecido en la Regulación No. CONELEC - 006/00, Procedimientos de Despacho, de 09 de agosto de 2000, para varios de los procesos operativos de corto y mediano plazo a cargo de la Corporación Centro Nacional de Control de Energía, CENACE, en el análisis se debe considerar el costo de la energía no suministrada, sobre la base de la definición del CONELEC; QUE, conforme lo establecido en el numeral 11, de la Regulación No. CONELEC – 013/08, Regulación Complementaria No.1 para la Aplicación del Mandato Constituyente No. 15, de 27 de noviembre de 2008, el costo horario de la energía será determinado en función del despacho económico realizado por el CENACE para atender la demanda del sistema; QUE, le corresponde al CONELEC determinar el valor económico que debe ser utilizado para evaluar la energía no suministrada, dentro de los procesos de planificación de la expansión y de la operación del sistema eléctrico; Página 2 de 2;
272
QUE, el Costo de la Energía No Suministrada, CENS, no es un valor único, sino que es parte de una Función de Costos de Interrupción, FCI, que contempla eventos de diversa duración y profundidad; QUE, el CONELEC se encuentra realizando un Estudio para la Determinación del Costo de la Energía No Suministrada -CENS- en Ecuador que, entre otros resultados, debe llegar a determinar Funciones Discretas de Costos de Interrupción, para diversos tipos de eventos; y, QUE, en ejercicio de sus facultades, RESUELVE
1. Avocar conocimiento del memorando No. DE-11-095, de 13 de abril de 2011, en el que se recomienda a los Miembros del Directorio, la aprobación del Estudio “Estimación Referencial del CENS en Ecuador”, elaborado por la Dirección de Planificación, y presentado a la Dirección Ejecutiva, mediante memorando No. DP-11-230 de 11 de abril de 2011.
2. Aplicar los resultados de la Estimación propuesta, exclusivamente para procesos de planificación de la expansión y operación del Sistema Nacional Interconectado, SNI. Por tanto, tales valores no podrán utilizarse en el diseño de los pliegos tarifarios, penalizaciones a empresas eléctricas y/o compensaciones a usuarios, por temas relacionados con la calidad de servicio.
3. Aprobar el CENS a nivel Nacional por un valor de 153, 3 ctv. USD/kWh, de
acuerdo con el siguiente detalle:
Estos valores estarán vigentes hasta tanto se cuente con los resultados definitivos del Estudio para la determinación del CENS en el Ecuador.
4. Notificar al CENACE y a todos los participantes del sector eléctrico, para que apliquen los valores aprobados en esta Resolución, exclusivamente para procesos de planificación de la expansión y operación del SNI.
273
ANEXO 10
(ENERGÍA NO SUMINISTRADA)
274
ENERDÍA NO SUMINISTRADA AÑO 2007
SGT_R_REPORTE_FALLA EMPRESA ELECTRICA QUITO S.A. Fecha emisión:
10/01/2013 8:44
DIRECCIÓN DE GENERACIÓN 1 / 3
Sistemas de Fallas SGT
No incluye (Origen 1. Interconexion o externa a la empresa)
ORDINAL
DENOMINACION
FECHA FALLA
ORIGEN
DESCRIPCION
CARGA
NUM HORA DESCX
MVA X DURACIÓN
ENERGIA NO VENDIDA
Identificador Interno
CAUSA
2 37/SANTA ROSA SUBEST SANTA ROSA
#####
3-2 Lineas de 46 KV
0 2 4.49
3 37/SANTA ROSA SUBEST SANTA ROSA
#####
3-2 Lineas de 46 KV
0 0,57 0,00 4 4.53
4 37/SANTA ROSA SUBEST SANTA ROSA
#####
3-2 Lineas de 46 KV
0 13,6 0,00 3 4.49
7 37/SANTA ROSA SUBEST SANTA ROSA
#####
3-2 Lineas de 46 KV
0 1,05 0,00 7 4.53
19 19/COTOCOLLAO SUBEST COTOCOLLAO
#####
4-1 Lineas de 22 kv
13,21 0,75 ##### 9,9 19 4.48
26 41/SELVA ALEGRE SUBEST SELVA ALEGRE
#####
3-2 Lineas de 46 KV
0 0,98 0,00 26 4.41
31 41/SELVA ALEGRE SUBEST SELVA ALEGRE
#####
3-2 Lineas de 46 KV
22,87 3,13 ##### 70,57 31 4.49
51 19/COTOCOLLAO SUBEST COTOCOLLAO
#####
4-1 Lineas de 22 kv
7,21 2,02 ##### 8,85 51 4.49
52 19/COTOCOLLAO SUBEST COTOCOLLAO
#####
4-1 Lineas de 22 kv
6,45 0,67 ##### 4,24 52 0.1
63 20/SUR SUBEST SUR
#####
3-2 Lineas de 46 KV
0 0,17 0,00 62 4.41
64 20/SUR SUBEST SUR
#####
3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
24,91 1,25 ##### 27,04 63 4.48
81 19/COTOCOLLAO SUBEST COTOCOLLAO
#####
4-1 Lineas de 22 kv
9,21 1,27 ##### 11,58 81 4.48
102 57/POMASQUI SUBEST POMASQUI
#####
4-1 Lineas de 22 kv
10,63 0,52 ##### 5,49 102 4.49
103 19/COTOCOLLAO SUBEST COTOCOLLAO
#####
4-1 Lineas de 22 kv
9,08 0,17 ##### 1,51 103 4.41
116 20/SUR SUBEST SUR
#####
3-2 Lineas de 46 KV
0 0,77 0,00 116 8.81
275
ENERDÍA NO SUMINISTRADA AÑO 2008
SGT_R_REPORTE_FALLA EMPRESA ELECTRICA QUITO S.A. Fecha emisión:
10/01/2013 8:45
DIRECCIÓN DE GENERACIÓN 1 / 3
Sistemas de Fallas SGT
No incluye (Origen 1. Interconexion o externa a la empresa)
ORDINAL
DENOMINACION
FECHA FALLA
ORIGEN
DESCRIPCION
CARGA
NUM HORA DESCX
MVA X DURACIÓN
ENERGIA NO VENDIDA
Identificador Interno
CAUSA
121 37/SANTA ROSA SUBEST SANTA ROSA
#####
3-2 Lineas de 46 KV
5,4 1,48 ##### 8,01 121 8.81
130 19/COTOCOLLAO SUBEST COTOCOLLAO
#####
3-2 Lineas de 46 KV
4,35 0,7 ##### 3,01 130 4.48
144 38/NORTE SUBEST NORTE
#####
3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
49,46 0,52 ##### 16,08 144 4.41
156 20/SUR SUBEST SUR
#####
3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
3,53 0,33 ##### 1,176 156 4.41
168 41/SELVA ALEGRE SUBEST SELVA ALEGRE
#####
3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
0 4,95 0,00 168 8.81
170 41/SELVA ALEGRE SUBEST SELVA ALEGRE
#####
3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
0 2,7 0,00 170 8.81
175 20/SUR SUBEST SUR
#####
3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
23,76 0,48 ##### 2,99 175 4.53
176 20/SUR SUBEST SUR
#####
3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
23,72 0,27 ##### 5,53 176 4.53
179 41/SELVA ALEGRE SUBEST SELVA ALEGRE
#####
3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
0 0,3 0,00 179 8.81
180 41/SELVA ALEGRE SUBEST SELVA ALEGRE
#####
3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
0 0,6 0,00 180 8.81
186 41/SELVA ALEGRE SUBEST SELVA ALEGRE
#####
3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
0 1,67 0,00 186 8.81
222 57/POMASQUI SUBEST POMASQUI
#####
3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
28,19 2,3 ##### 63,377 223 4.53
227 57/POMASQUI SUBEST POMASQUI
#####
3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
74,07 2,38 ##### 148,944 227 4.41
238 57/POMASQUI SUBEST POMASQUI
#####
3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
72,03 1,13 ##### 69,149 238 4.49
276
ENERDÍA NO SUMINISTRADA AÑO 2009
SGT_R_REPORTE_FALLA EMPRESA ELECTRICA QUITO S.A. Fecha emisión:
10/01/2013 8:45
DIRECCIÓN DE GENERACIÓN 1 / 3
Sistemas de Fallas SGT
No incluye (Origen 1. Interconexion o externa a la empresa)
ORDINAL
DENOMINACION
FECHA FALLA
ORIGEN
DESCRIPCION
CARGA
NUM HORA DESCX
MVA X DURACIÓN
ENERGIA NO VENDIDA
Identificador Interno
CAUSA
242 41/SELVA ALEGRE SUBEST SELVA ALEGRE
#####
3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
0 1,57 0,00 242 4.48
278 37/SANTA ROSA SUBEST SANTA ROSA
#####
3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
10,2 0,22 ##### 2,211 278 0.1
281 19/COTOCOLLAO SUBEST COTOCOLLAO
#####
3-2 Lineas de 46 KV
1,85 0,73 ##### 1,347 281 1.18
315 38/NORTE SUBEST NORTE
#####
3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
0 0,05 0,00 318 4.48
339 19/COTOCOLLAO SUBEST COTOCOLLAO
#####
3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
57,18 1,23 ##### 67,712 347 4.41
345 57/POMASQUI SUBEST POMASQUI
#####
3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
46,6 3,48 ##### 162,098 354 4.48
350 20/SUR SUBEST SUR
#####
3-2 Lineas de 46 KV
0 1,67 0,00 358 8.81
353 57/POMASQUI SUBEST POMASQUI
#####
3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
47,15 1,53 ##### 71,552 361 4.48
354 57/POMASQUI SUBEST POMASQUI
#####
3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
66,2 2,03 ##### 111,139 362 4.48
355 57/POMASQUI SUBEST POMASQUI
#####
3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
45,31 2,23 ##### 97,781 363 4.48
277
ENERDÍA NO SUMINISTRADA AÑO 2010
SGT_R_REPORTE_FALLA EMPRESA ELECTRICA QUITO S.A.
Fecha emisión: 10/01/2013 8:46
DIRECCIÓN DE GENERACIÓN 1 / 3
Sistemas de Fallas SGT
No incluye (Origen 1. Interconexion o externa a la empresa)
ORDINAL DENOMINACION FECHA FALLA
ORIGEN DESCRIPCION NUM HORA DESCX
MVA X DURACIÓN
ENERGIA NO VENDIDA
Identificador Interno
CAUSA
372 19/COTOCOLLAO SUBEST COTOCOLLAO
##### 4-1 Lineas de 22 kv 2,08 ##### 11,722 381 8.81
378 39/VICENTINA SUBEST VICENTINA
##### 3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
0,75 0,00 392 4.48
380 38/NORTE SUBEST NORTE
##### 3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
1,22 ##### 91,228 391 4.42
398 19/COTOCOLLAO SUBEST COTOCOLLAO
##### 3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
0,78 ##### 29,866 434 4.41
399 19/COTOCOLLAO SUBEST COTOCOLLAO
##### 3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
0,85 49,98 55,9 435 4.49
406 41/SELVA ALEGRE SUBEST SELVA ALEGRE
##### 3-2 Lineas de 46 KV 3,22 0,00 442 4.49
412 19/COTOCOLLAO SUBEST COTOCOLLAO
##### 3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
1,5 0,00 451 4.48
415 37/SANTA ROSA SUBEST SANTA ROSA
##### 3-2 Lineas de 46 KV 0,48 ##### 6,8 454 0.1
418 41/SELVA ALEGRE SUBEST SELVA ALEGRE
##### 3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
0,12 0,00 460 4.41
430 19/COTOCOLLAO SUBEST COTOCOLLAO
##### 3-2 Lineas de 46 KV 4,47 ##### 13,895 473 1.18
434 57/POMASQUI SUBEST POMASQUI
##### 3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
1,52 29,30 23,114 479 4.41
439 37/SANTA ROSA SUBEST SANTA ROSA
##### 3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
0,18 ##### 3,09 483 4.48
448 39/VICENTINA SUBEST VICENTINA
##### 3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
1,08 ##### 157,168 492 4.41
457 19/COTOCOLLAO SUBEST COTOCOLLAO
##### 4-1 Lineas de 22 kv 4,13 ##### 23,415 503 4.48
458 41/SELVA ALEGRE SUBEST SELVA ALEGRE
##### 3-1 Lineas de 138 KV 0,17 0,00 504 4.41
460 19/COTOCOLLAO SUBEST COTOCOLLAO
##### 3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
1,78 ##### 11,794 506 4.49
464 19/COTOCOLLAO SUBEST COTOCOLLAO
##### 4-1 Lineas de 22 kv 0,67 ##### 11,276 512 4.49
467 19/COTOCOLLAO SUBEST COTOCOLLAO
##### 4-1 Lineas de 22 kv 1,22 0,00 515 4.49
468 19/COTOCOLLAO SUBEST COTOCOLLAO
##### 4-1 Lineas de 22 kv 2,15 ##### 14,115 517 4.49
278
ENERDÍA NO SUMINISTRADA AÑO 2011
SGT_R_REPORTE_FALLA EMPRESA ELECTRICA QUITO S.A.
Fecha emisión: 10/01/2013 8:43
DIRECCIÓN DE GENERACIÓN
1 / 3
Sistemas de Fallas SGT
No incluye (Origen 1. Interconexion o externa a la empresa)
ORDINAL
DENOMINACION
FECHA FALLA
ORIGEN
DESCRIPCION NUM HORA DESCX
MVA X DURACIÓN
ENERGIA NO VENDIDA
Identificador Interno
CAUSA
471 19/COTOCOLLAO SUBEST COTOCOLLAO
##### 3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
0,13 ##### 2,226 520 4.49
475 37/SANTA ROSA SUBEST SANTA ROSA
##### 3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
0,13 ##### 1,901 526 4.41
480 37/SANTA ROSA SUBEST SANTA ROSA
##### 4-1 Lineas de 22 kv
0,57 9,02 10,491 531 4.44
502 39/VICENTINA SUBEST VICENTINA
##### 3-2 Lineas de 46 KV
1,27 ##### 20,181 558 8.81
513 57/POMASQUI SUBEST POMASQUI
##### 3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
0,02 0,00 569 4.41
522 37/SANTA ROSA SUBEST SANTA ROSA
##### 4-1 Lineas de 22 kv
0,53 ##### 5,736 578 4.49
526 37/SANTA ROSA SUBEST SANTA ROSA
##### 3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
1,52 29,47 27,938 584 1.19
527 19/COTOCOLLAO SUBEST COTOCOLLAO
##### 4-1 Lineas de 22 kv
10,87 ##### 7,537 585 4.49
530 19/COTOCOLLAO SUBEST COTOCOLLAO
##### 3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
0,27 ##### 7,762 589 4.41
531 19/COTOCOLLAO SUBEST COTOCOLLAO
##### 3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
0,22 ##### 2,699 590 8.81
539 19/COTOCOLLAO SUBEST COTOCOLLAO
##### 3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
0,1 ##### 1,144 598 8.81
540 19/COTOCOLLAO SUBEST COTOCOLLAO
##### 3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
0,13 ##### 2,004 599 8.81
279
ENERDÍA NO SUMINISTRADA AÑO 2012
SGT_R_REPORTE_FALLA EMPRESA ELECTRICA QUITO S.A.
Fecha emisión: 10/01/2013 8:46
DIRECCIÓN DE GENERACIÓN
1 / 3
Sistemas de Fallas SGT
No incluye (Origen 1. Interconexion o externa a la empresa)
ORDINAL
DENOMINACION
FECHA FALLA
ORIGEN
DESCRIPCION NUM HORA DESCX
MVA X DURACIÓN
ENERGIA NO VENDIDA
Identificador Interno
CAUSA
574 37/SANTA ROSA SUBEST SANTA ROSA
##### 3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
0,07 0,00 637 4.41
596 39/VICENTINA SUBEST VICENTINA
##### 3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
0,17 ##### 3,568 661 4.41
599 39/VICENTINA SUBEST VICENTINA
##### 3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
0,12 0,00 664 4.41
613 37/SANTA ROSA SUBEST SANTA ROSA
##### 3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
1,42 ##### 12,171 678 4.48
626 37/SANTA ROSA SUBEST SANTA ROSA
##### 3-2 Lineas de 46 KV
691 8.81
670 41/SELVA ALEGRE SUBEST SELVA ALEGRE
##### 3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
0,1 ##### 1,2 735 4.53
677 37/SANTA ROSA SUBEST SANTA ROSA
##### 3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV
0,47 ##### 12,307 743 4.49