UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN AGUSTIN DE AREQUPA FACULTAD DE ...
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UNIVERSIDAD NACIONAL DE SÁN AGUSTIN FACULTAD DE INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN Y SERVICIOS ESCUELA PROFESIONAL DE INGENIERÍA ELÉCTRICA TRABAJO DE SUFICIENCIA PROFESIONAL TITULADO: ANÁLISIS DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA PLANTA DE PROCESOS DEL PROYECTO MINERO TAMBOMAYO TAPAY, PARA LA CODIFICACIÓN ELÉCTRICA (TAG) DE EQUIPOS DE BT Y MT PRESENTADO POR EL BACHILLER EN INGENIERÍA ELÉCTRICA BERNARDINO HUAYLLA HUAYHUA PARA OPTAR EL TÍTULO PROFESIONAL DE: INGENIERO ELECTRICISTA AREQUIPA – PERÚ 2019
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UNIVERSIDAD NACIONAL DE SÁN AGUSTIN
FACULTAD DE INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN Y SERVICIOS
ESCUELA PROFESIONAL DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
TRABAJO DE SUFICIENCIA PROFESIONAL TITULADO:
ANÁLISIS DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA PLANTA DE PROCESOS DEL
PROYECTO MINERO TAMBOMAYO TAPAY, PARA LA CODIFICACIÓN
ELÉCTRICA (TAG) DE EQUIPOS DE BT Y MT
PRESENTADO POR EL BACHILLER EN
INGENIERÍA ELÉCTRICA
BERNARDINO HUAYLLA HUAYHUA
PARA OPTAR EL TÍTULO PROFESIONAL DE:
INGENIERO ELECTRICISTA
AREQUIPA – PERÚ
2019
AGRADECIMIENTOS
En primer lugar, agradecer infinitamente a nuestro creador, por permitirme día a día
superarme y ser un profesional ético y exitoso.
Quiero agradecer a mi familia, a mis hermanos Luz, Flavio, José, Daysi y Edison, por su
incondicional apoyo, sus motivaciones y ánimos que pudieran darme a lo largo de esta
aventura. A mi señora madre; Mama Vicky, muchas gracias por todo, por tus palabras y sobre
todo por siempre estar presente en cada momento de mi vida.
Agradecer a los amigos que forme durante la vida universitaria, a mis docentes, que al margen
de la enseñanza, supieron inculcar valores no solo para ser un exitoso profesional, sino un
excelente ser humano.
Por ultimo agradecer a la persona que estuvo a mi lado en los altos y bajos de la vida,
cuidándome y siempre preocupándose por mí, a mi compañera de vida.
ÍNDICE GENERAL
ÍNDICE DE FIGURAS
ÍNDICE DE TABLAS
ÍNDICE DE SIGLAS Y ACRONIMOS
RESUMEN
ABSTRACT
PARTE I
CURRICULUM VITAE
PARTE II
INFORMACION DE LA EMPRESA
PARTE III
INFORME DE SUFICIENCIA PROFESIONAL
CAPÍTULO I ........................................................................................................................... 1
1. GENERALIDADES .................................................................................................... 1
1.1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................. 1
1.1.1. UBICACIÓN DEL PROYECTO .................................................................... 2
1.2. JUSTIFICACION E IMPORTANCIA DEL PROYECTO ................................ 3
1.3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA............................................................ 4
1.4. OBJETIVOS ........................................................................................................ 5
1.4.1. OBJETIVO GENERAL .................................................................................. 5
1.4.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS .......................................................................... 5
1.5. ALCANCES ........................................................................................................ 6
1.6. NORMAS APLICABLES................................................................................... 6
CAPÍTULO II ......................................................................................................................... 8
2. ANÁLISIS DEL SISTEMA ELÉCTRICO CENTRADO EN EL RCM Y LA
NORMATIVIDAD ORIENTADA A LA CODIFICACIÓN ELÉCTRICA DE EQUIPOS.
8
2.1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................. 8
2.2. ANÁLISIS FUNCIONAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO BASADO EN EL
RCM 9
2.2.1. SISTEMA ELÉCTRICO ................................................................................. 9
2.2.2. PLAN DE MANTENIMIENTO BASADO EN RCM ................................. 13
2.3. MARCO LEGAL NACIONAL E INTERNACIONAL SOBRE EL SISTEMA
DE CODIFICACIÓN ELÉCTRICA ............................................................................. 22
2.3.1. CÓDIGO NACIONAL DE ELECTRICIDAD – UTILIZACIÓN (CNE) .... 22
2.3.2. CÓDIGO NACIONAL DE ELECTRICIDAD – SUMINISTROS (CNE) ... 24
2.3.3. NORMA TÉCNICA PERUANA (NTP) ....................................................... 24
2.3.4. NORMAS INTERNACIONALES ............................................................... 25
2.3.5. NORMATIVA AMERICANA ..................................................................... 26
2.3.6. ELECCIÓN DE NORMATIVA PARA GUÍA DE UNA
IMPLEMENTACIÓN DE UN SISTEMA DE CODIFICACIÓN. ........................... 29
CAPÍTULO III ...................................................................................................................... 32
3. SISTEMA DE IDENTIFICACIÓN PARA PLANTAS DE ENERGÍA (KKS) ........ 32
3.1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................ 32
3.2. EL ORIGEN Y DESARROLLO DE KKS ....................................................... 33
3.3. REQUISITOS QUE DEBE CUMPLIR EL SISTEMA DE IDENTIFICACIÓN.
34
3.4. FORMATO DEL CÓDIGO .............................................................................. 35
3.4.1. TIPO DE CÓDIGO Y NIVELES DE DESGLOSE ...................................... 35
3.5. SÍMBOLOS DE PREFIJO Y SÍMBOLOS DE DESGLOSE PARA TIPOS DE
CÓDIGO. ...................................................................................................................... 37
3.6. FORMATO DE NIVELES DE DESGLOSE .................................................... 37
3.6.1. Clasificación de elementos del código .......................................................... 39
3.6.2. Elementos de código de numeración ............................................................. 40
3.7. CONTENIDO DE LOS CARACTERES DE DATOS ..................................... 41
3.7.1. Desglose del Nivel 0 – Planta Total .............................................................. 41
3.7.2. Identificación relacionada con el proceso ..................................................... 42
3.7.3. Identificación del punto de instalación .......................................................... 49
3.7.4. Identificación de ubicación ........................................................................... 52
3.7.5. FN NUMERACIÓN ....................................................................................... 55
3.7.6. AN NUMERACIÓN ...................................................................................... 55
3.8. IDENTIFICACIÓN EN INGENIERÍA ELÉCTRICA, DE CONTROL E
INSTRUMENTACIÓN ................................................................................................ 55
3.8.1. CODIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS DE ENERGÍA .............................. 56
3.8.2. CODIFICACION DE BUSBARES .............................................................. 57
3.8.3. CODIFICACIÓN DE INTERRUPTORES DE CIRCUITO,
DISCONECTORES Y CONMUTADORES DE TIERRA ...................................... 59
CAPÍTULO IV ...................................................................................................................... 61
4. ADECUACIÓN DE UN MÉTODO PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE UN
SISTEMA DE CODIFICACIÓN ELECTRICA DE EQUIPOS EN EL PROYECTO. ..... 61
4.1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................ 61
4.2. SISTEMA DE ETIQUETADO KKS ................................................................ 61
4.3. ADECUACIÓN DE MÉTODO DE CODIFICACIÓN .................................... 64
4.3.1. Situación de ingeniería .................................................................................. 64
4.3.2. Estructura del sistema de codificación KKS orientada a la planta de procesos.
64
4.3.3. Resumen de adecuación de método .............................................................. 71
CAPÍTULO V ....................................................................................................................... 73
5. ANÁLISIS DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA PLANTA DE PROCESOS DEL
PROYECTO MINERO TAMBOMAYO TAPAY, PARA LA CODIFICACIÓN
ELÉCTRICA (TAG) DE EQUIPOS DE BT Y MT. .......................................................... 73
5.1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................ 73
5.2. CODIFICACIÓN DE ÁREAS .......................................................................... 73
5.3. CÓDIGOS DE EQUIPOS ................................................................................. 74
5.4. CÓDIGO DE NIVEL DE SERVICIO .............................................................. 77
5.5. CODIFICACIÓN DE SALAS ELÉCTRICAS ................................................. 78
5.6. CODIFICACIÓN DE BANDEJAS .................................................................. 79
5.7. CODIFICACIÓN DE BUZONES .................................................................... 81
5.8. CODIFICACIÓN DE EQUIPOS ...................................................................... 82
5.9. CODIFICACIÓN DE MOTORES .................................................................... 84
5.10. CODIFICACIÓN DE TABLEROS DE FUERZA (VENDOR) ....................... 85
5.11. CODIFICACIÓN DE ESTACION DE CONTROL ......................................... 86
5.12. CODIFICACIÓN DE CALEFACTORES ........................................................ 88
5.13. CODIFICACIÓN DE VARIADORES DE FRECUENCIA EXTERNO ......... 89
5.14. CODIFICACIÓN DE ARRANCADOR SUAVE EXTERNO ......................... 90
5.15. CODIFICACIÓN DE INTERRUPTOR DE SEGURIDAD DE FUERZA ...... 90
5.16. CODIFICACIÓN DE CABLES........................................................................ 92
5.16.1. Cables de fuerza ........................................................................................ 92
5.16.2. Cables de control ....................................................................................... 94
5.16.3. Cables de iluminación y tomacorrientes ................................................... 95
CONCLUSIONES ................................................................................................................ 97
RECOMENDACIONES ....................................................................................................... 98
BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................................... 99
ANEXOS ............................................................................................................................. 101
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura N° 1.1: Mapa Regional de Arequipa ............................................................................ 3
Figura N° 1.2: Planta de Procesos Mina Tambomayo Tapay - CIA. Minas Buenaventura. ... 3
Figura N° 2.1: Esquema general de actividades y parámetros para el mantenimiento de
sistemas eléctricos ................................................................................................................. 12
Figura N° 2.2: Procedimientos de RCM. .............................................................................. 16
Figura N° 2.3: Procedimientos de RCM combinado............................................................. 18
Figura N° 2.4: Propuesta de Plan de Mantenimiento basado en RCM ................................. 21
Figura N° 3.1: Niveles de Desglose ...................................................................................... 36
Figura N° 3.2: Niveles de desglose de los 3 tipos de código ................................................ 37
Figura N° 3.3: La estructura del sistema de codificación KKS ............................................ 37
Figura N° 3.4: Formato de codificación KKS ....................................................................... 38
Figura N° 3.5: Elementos de código alfabéticos ................................................................... 39
Figura N° 3.6: Elementos de código de numeración ............................................................. 40
Figura N° 3.7: Identificación relacionada con el proceso ..................................................... 43
Figura N° 3.8: Código del sistema ........................................................................................ 44
Figura N° 3.9: Numeración del código del sistema FN ......................................................... 45
Figura N° 3.10: Código de Unidad de equipo ....................................................................... 46
Figura N° 3.11: Numeración del código del sistema AN ....................................................... 47
Figura N° 3.12: Numeración del código adicional ................................................................ 47
Figura N° 3.13: Código de componente ................................................................................ 48
Figura N° 3.14: Numero de componente .............................................................................. 49
Figura N° 3.15: Identificación del punto de instalación........................................................ 50
Figura N° 3.16: Código de unidad de instalación ................................................................. 51
Figura N° 3.17: Código de unidad de numeración ................................................................ 51
Figura N° 3.18: Código de espacio de instalación ................................................................ 52
Figura N° 3.19: Identificación de ubicación ......................................................................... 53
Figura N° 3.20: Clasificación de estructura .......................................................................... 54
Figura N° 3.21: Numeración de nivel estructural ................................................................. 54
Figura N° 3.22: Codificación de barras colectoras en sistemas de distribución fuera de las
centrales eléctricas. ................................................................................................................ 58
Figura N° 3.23: Codificación de barras de distribución dentro de una central eléctrica, sistema
normal. ................................................................................................................................... 58
Figura N° 3.24: Codificación de barras colectoras, más de una barra colectora. .................. 59
Figura N° 4.1: Estructura del sistema de codificación KKS orientada a la planta de procesos.
............................................................................................................................................... 64
Figura N° 4.2: Estructura del sistema de codificación KKS adecuada ................................. 65
Figura N° 4.3: Formato de codificación KKS adecuada ....................................................... 66
Figura N° 4.4: Nivel de desglose "0" para el proyecto Tambomayo. ................................... 66
Figura N° 4.5: Código de área para la planta de procesos .................................................... 68
Figura N° 4.6: Código de equipo para la planta de procesos ................................................ 70
Figura N° 4.7: Código de componente para la planta de procesos ....................................... 71
Figura N° 4.8: Estructura de sistema de codificación KKS adecuada para la implementación
de la codificación eléctrica de equipos de BT y MT en el Proyecto Minero Tambomayo Tapay
............................................................................................................................................... 72
Figura N° 5.1: Sistema de Codificación de los principales eléctricos. ................................. 78
Figura N° 5.2: Sala Eléctrica Codificada "400-ER-001" ...................................................... 79
Figura N° 5.3: Sistema de Codificación de Bandejas Portacables ........................................ 80
Figura N° 5.4: Sistema de Codificación de Buzones ............................................................ 81
Figura N° 5.5: Sistema de Codificación de Equipos ............................................................. 83
Figura N° 5.6: Sistema de Codificación de Motores Eléctricos ............................................ 84
Figura N° 5.7: Sistema de Codificación de Tableros de Fuerza ........................................... 86
Figura N° 5.8: Sistema de Codificación de Equipos Eléctricos Auxiliares .......................... 87
Figura N° 5.9: Sistema de Codificación de Equipos Eléctricos Auxiliares .......................... 88
Figura N° 5.10: Sistema de Codificación de Variadores de Frecuencia Externo ................. 89
Figura N° 5.11: Sistema de codificación de interruptor de seguridad de fuerza ................... 91
Figura N° 5.12: Sistema de Codificación de Cables Eléctricos ............................................ 92
Figura N° 5.13: Codificación de Conductores de Fuerza ...................................................... 93
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 2.1: Tabla comparativa de normas internacionales y nacionales ................................ 30
Tabla 3.1: BDL 0 ................................................................................................................... 42
Tabla 3.2: Codificación de la parte eléctrica de las centrales eléctricas y sistemas de
distribución, BDL1. ............................................................................................................... 56
Tabla 3.3: Codificación de niveles de tensión en sistemas de distribución en BDL 1. ......... 56
Tabla 3.4: Codificadores de codificación en BDL 2. ............................................................ 60
Tabla 3.5: Casos especiales para codificar interruptores en BDL 2. ..................................... 60
Tabla 4.1: Código de identificación del proyecto minero Tambomayo ................................ 65
Tabla 5.1: Codificación de áreas en planta de procesos. ....................................................... 74
Tabla 5.2: Codificación de equipos en planta de procesos. .................................................. 77
Tabla 5.3: Codificación de nivel de servicio en planta de procesos. .................................... 78
Tabla 5.4: Codificación de salas eléctricas ........................................................................... 79
Tabla 5.5: Codificación de Bandejas. .................................................................................... 81
Tabla 5.6: Codificación de Buzones. .................................................................................... 82
Tabla 5.7: Codificación de equipos. ...................................................................................... 83
Tabla 5.8: Codificación de equipos en operación normal y equipos en standby. ................. 84
Tabla 5.9: Codificación de Motores. ..................................................................................... 85
Tabla 5.10: Codificación de Tableros de Fuerza (Vendor). .................................................. 86
Tabla 5.11: Codificación de Estación de Control. ................................................................ 87
Tabla 5.12: Codificación de Calefactores. ............................................................................ 88
Tabla 5.13: Codificación de Variadores de Frecuencia Externo. .......................................... 89
Tabla 5.14: Codificación de Arrancador Suave Externo. ...................................................... 90
Tabla 5.15: Codificación de Interruptor de Seguridad de Fuerza. ........................................ 91
Tabla 5.16: Codificación de Cables de Fuerza (Niveles). ..................................................... 93
Tabla 5.17: Codificación de Cables de Fuerza ...................................................................... 94
Tabla 5.18: Codificación de Cables de Control (Niveles). ................................................... 95
Tabla 5.19: Codificación de Cables de Control. ................................................................... 95
Tabla 5.20: Codificación de Cables de Iluminación y Tomacorrientes (Niveles). ............... 96
Tabla 5.21: Codificación de Cables de Iluminación y Tomacorrientes. ............................... 96
ÍNDICE DE SIGLAS Y ACRONIMOS
IEEE: Institute Of Electrical And Electronics Engineers (Instituto de Ingeniería Eléctrica y
Electrónica).
CNE: Código Nacional de Electricidad Peruana.
NTP: Norma Técnico Peruana.
ANSI: American National Standards Institute (Instituto Nacional Estadunidense De
Estándares).
IEC: International Electrotechnical Commission (Comisión Electrotécnica Internacional).
ISO: International Organization for Standardization (Organización Internacional de
Normalización)
EPRI: American Electric Power Research Institute (Instituto Americano de Investigación de
Energía Eléctrica)
RCM: Reliability Centered Maintenance (Mantenimiento Centrado en Confiabilidad)
VGB: Vereinigung der Grosskraftwerksbetreiber (Asociación técnica de operadores de grandes
centrales eléctricas)
KKS: Kraftwerk-Kennzeichensystem (Identification Systems for Power Plants)
DIN: Deutschen Instituts für Normung (Instituto Alemán de Normalización)
DBL: Break Down Levels (Desglose de niveles)
LN: Landsnet (Operador Electrico en Islandia).
TAG: Etiqueta (Codificación).
TMPD: Toneladas Metricas Por Dia.
BT: Baja Tensión.
MT: Media Tensión.
ENTSO-E: Red Europea de Redes de Transporte de Electricidad.
NRC: Nuclear Regulatory Commission (Comisión de Regulación Nuclear).
RESUMEN
Los sistemas eléctricos dentro de una planta de procesos, deben estar dotados de un código
(TAG) que los identifique, este TAG permite relacionarlos en un plano, crear ordenes de
trabajo (OT) sobre ellos, asignarles documentación técnica, histórico de reparaciones, etc. Por
tanto es necesario que todos los activos de una planta de procesos deban tener implementado
un código numérico o alfanumérico que identifique cada una de las áreas, sistemas,
subsistemas, equipos y elementos de instalación. Además esta implementación permitirá en
la fase de operación instalar una gestión de mantenimiento basado en el Mantenimiento
Centrado en la Confiabilidad (RCM).
Entre 1981 y 1986, más de 200 informes realizados a la Nuclear Regulatory Commission
(NRC), involucraron a personal en los que se cometieron errores de identificación o
codificación de sistemas eléctricos que involucran a la selección de la unidad, el sistema, el
subsistema o el componente incorrecto, teniendo como consecuencias accidentes laborales y
perdidas en la producción. [1]
El presente informe se propone, debido a que se ha encontrado sistemas eléctricos dentro de
una planta de procesos, que no solo no tienen ningún sistema de codificación creado, si no
que no llegan a entender la necesidad de hacerlo.
Por lo tanto, en el desarrollo de este informe se recopilaran elementos necesarios para crear
un método que permita llevar a cabo una correcta codificación de los sistemas eléctricos. El
presente informe estará centrado en el LADSNET KKS HANDBOOK, cuya adopción del
sistema de etiquetado KKS en la planta de procesos, permitirá administrar y mantener la
producción y seguridad de los sistemas eléctricos y personal, además ayudara a la empresa a
mejorar la eficiencia del trabajo del personal, aumentar el nivel de gestión moderna de la
empresa y ser parte la industria internacional de la energía eléctrica.
PALABRAS CLAVE: Nomenclatura, KKS, Identificación del equipos, etiquetado de
procesos; la seguridad
ABSTRAC
The electrical systems within a process plant must be provided with a code (TAG) that
identifies them, this TAG allows them to be linked on a plane, create work orders (OT) on
them, assign them technical documentation, repair history, etc. Therefore it is necessary that
all the assets of a process plant must have implemented a numerical or alphanumeric code
that identifies each of the areas, systems, subsystems, equipment and installation elements. In
addition this implementation installed in the operation phase install a maintenance
management based on Reliability Centered Maintenance (RCM).
Between 1981 and 1986, more than 200 reports made to the Nuclear Regulatory Commission
(NRC), involved a staff in which they made errors of identification or codification of electrical
systems that involved the selection of the unit, the system, the subsystem or the wrong
component, resulting in accidents at work and lost production.
This report is proposed, because it has found electrical systems within a process plant, which
not only does not have any coding system created, but does not understand the need to do so.
Therefore, in the development of this report, the necessary elements are compiled to create a
method that allows the correct coding of electrical systems. This report will focus on the
LADSNET KKS MANUAL, our adoption of the KKS label system in the process plant, the
management and maintenance of the production and safety of electrical and personal systems,
as well as helping the company to improve the efficiency of the work of the staff, increase the
level of modern management of the company and be part of the international electric power
industry.
KEY WORDS: Nomenclature, KKS, Equipment identification, process labeling; safety
ANÁLISIS DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA PLANTA DE PROCESOS DEL
PROYECTO MINERO TAMBOMAYO TAPAY, PARA LA CODIFICACIÓN
ELÉCTRICA (TAG) DE EQUIPOS DE BT Y MT.
PARTE I
CURRICULUM VITAE
PERFIL PROFESIONAL:
Profesional en Ingeniería eléctrica, con especializaciones en Costos, Presupuestos y
programación de Obras, Metrados en Edificaciones y Valorización y liquidación de Obras
Públicas, Relaciones Comunitarias y Responsabilidad Social. Experiencia en el área de
planeamiento en la reparación integral de equipo pesado en las líneas P&H 2800XPB, CAT
7495HR2, CAT D11T, CAT 844H, CAT 834H, CAT 994F, CAT 24M, CAT 16M, TOLVA
KOMATSU 930E. Acostumbrado al cambio, aportando versatilidad y adaptabilidad. Visión
global de empresa, focalizado a la coordinación y las interrelaciones departamentales.
FORMACIÓN ACADÉMICA:
Bachiller en Ingeniería Eléctrica – Universidad Nacional de San Agustín – Arequipa
– 2016.
Técnico en Seguridad Minera e Industrial – Instituto Técnico de Estudios
Profesionales – Arequipa
Especialización de la Norma G.050 Seguridad durante la Construcción – ISEM –
Arequipa.
Especialización en Valorización y Liquidación de Obras públicas – CERSA
INGENIEROS – Lima.
BERNARDINO HUAYLLA HUAYHUA
Bachiller en Ing. Eléctrica
936760754
A-IIB (H45241950)
45241950
Av. Túpac Amaru N° 810 C.B. - Paucarpata - Arequipa
Av. Arequipa N° 503 Barrio Industrial - Espinar – Cusco
Especialización en Costos, Presupuestos y Programación de Obras – CERSA
INGENIEROS – Lima.
Especialización en Metrados en edificaciones – CERSA INGENIEROS – Lima.
Programa Integral de Explotación de Minas – TECSUP – Arequipa.
Curso de Extensión de OSHA 18001:2007 Seguridad y Salud Laboral – TECSUP –
Arequipa.
Curso de Extensión de ISO 9001:2015 Gestión de Calidad – TECSUP – Arequipa.
Curso de Extensión de ISO 14001 Sistema de Gestión Ambiental – TECSUP –
Arequipa.
Curso de Extensión de Identificación de Peligros, Evaluación, Riesgos y Controles
(IPERC) – TECSUP – Arequipa.
Curso de Extensión de Trabajos en Caliente – TECSUP – Arequipa.
Curso de Extensión de Trabajos en Espacio Confinado – TECSUP – Arequipa.
Curso de Extensión de Trabajos en Altura – TECSUP – Arequipa.
EXPERIENCIA LABORAL:
INGENIERO DE PLANEAMIENTO: 08 de Septiembre del 2018 al 05 de Junio
del 2019 – U.S. ITEM S.A. - CIA. MINERA ANTAPACCAY S.A. (9 meses)
PROYECTO: Mantenimiento Integral De Equipo Pesado
INGENIERO DE SEGURIDAD: 04 de Junio del 2018 al 15 de Agosto del 2018 –
MUNICIPALIDAD PROVINCIAL DE ESPINAR (3 Meses)
PROYECTO: OBRA PIP: Mejoramiento Del Servicio De La Unidad Operativa De
Transito De La Municipalidad Provincial De Espinar, Distrito De Espinar - Cusco.
DOCENTE DE ESPECIALIDAD: 02 de Abril del 2017 al 15 de Agosto del 2018 –
INSTITUTO DE EDUCACION SUPERIOR TECNOLOGICO PRIVADO
“POLITECNICO DEL SUR” (2018 - I). (1 año y 4 Meses)
PROYECTO: Docente De Unidades Didácticas De Especialidad.
ASIST. ESPECIALISTA ELÉCTRICISTA: 15 de Febrero del 2018 al 30 de Marzo
del 2018 – MUNICIPALIDAD PROVINCIAL DE ESPINAR (1 mes).
PROYECTO: Obra De “Ampliación E Implementación De Los Servicios De
Comercialización De Productos En El Mercado De Abastos Del Distrito De Espinar,
Provincia De Espinar
DOCENTE DE ESPECIALIDAD: 03 de Abril del 2017 al 31 de Diciembre del 2017
– INSTITUTO DE EDUCACION SUPERIOR TECNOLOGICO PRIVADO
“POLITECNICO DEL SUR” (2017- I y 2017- II 1 año Académico).
PROYECTO: Docente De Unidades Didácticas De Especialidad.
ASIST. ESPECIALISTA ELÉCTRICISTA: 05 de Octubre del 2017 al 20 de
Diciembre del 2017 – MUNICIPALIDAD PROVINCIAL DE ESPINAR (3 meses).
PROYECTO: Obra De “Mejoramiento De La Transitabilidad Vehicular Y Peatonal
En La Calle Aviación En La Asociación Nacional De Licenciados De Las Fuerzas
Armadas Del Distrito De Espinar, Provincia De Espinar – Cusco”
SUPERVISOR DE CAMPO: 01 de Agosto del 2016 al 22 de Julio del 2017 –
SANTO DOMINGO C.G.S.A. – CIA. MINAS BUENAVENTURA (12 meses)
PROYECTO: “Electricidad (Media Y Baja Tensión), Instrumentación (Control),
Precomisionado (Electrical Compilation), De La Planta De Proceso – Tambomayo –
Cía. Buenaventura”.
INGENIERO DE PLANEAMIENTO: 05 de Febrero del 2016 al 15 de Julio del
2016 – METCOM M&S E.I.R.L. – CIA. MINERA ANTAPACCAY S.A.A. (6
meses).
PROYECTO: Overhaul Pala 2051 – Mantenimiento Mayor.
SUPERVISOR ELECTRICISTA: Paradas de Planta - MAC INGENIEROS
ASOCIADOS S.A.C. – U.M. BATEAS – (1 año).
PROYECTO: TEMPORAL – PARADAS (26, 27 y 28 Octubre del 2015/ 25,26 y 27
Enero del 2016/ 25, 26 y 27 de Abril del 2016).
REFERENCIAS LABORALES:
Sr. Carlos Rouillon Pardo – Gerente de operaciones U.S. ITEM S.A. – cel:+51
999908349
Ing. Luis Paredes Meza – Planer Senior de Palas & Perforadoras – CIA. MINERA
ANTAPACCAY S.A. – cel: +51 989016643
Ing. John Vargas – Planer Senior de Flota Auxiliar – CIA. MINERA ANTAPACCAY
S.A. – cel: +51 952715565
Ing. Jorge Díaz – Jefe de Planeamiento Mina – CIA. MINERA ANTAPACCAY S.A.
– cel: +51 973583597
IDIOMAS:
Inglés - Básico
Portugués – Intermedio
CONOCIMIENTOS INFORMÁTICOS:
Microsoft Office – Intermedio
Microsoft Project – Intermedio
AutoCAD – Intermedio
Solidwork – Intermedio
S10 – Intermedio
Matlab – Intermedio
Visual Basic – Básico
DigSilent – Básico
ETAP – Básico
ÁREAS DE INTERES:
Planificación estratégica de Proyectos.
Mantenimiento y Protección de sistemas eléctricos.
La Gerencia y/o residencia de Obra.
Supervisión de Campo.
Supervisión del área de seguridad (HSEC).
Docencia Pedagógica Universitaria y/o Institucional.
Elaboración de propuestas técnico económicas de proyectos privados o públicos.
Elaboración de expedientes técnicos a nivel de perfil.
HABILIDADES ADICIONALES:
Fácil adaptación laboral.
Uso de software para solución de problemas.
Rapidez de Aprendizaje.
Trato Amigable y Facilidad de Palabra.
Buenas Relaciones Personales.
Desenvolvimiento optimo bajo presión.
Creatividad, practicidad, flexibilidad, receptividad, coherencia, integración y
pertenencia.
PARTE II
INFORMACION DE LA EMPRESA
Razón Social : Santo Domingo Contratistas Generales S.A.
E- mail : [email protected]
Página web : http://www.santodomingocg.com
Gerente General : Luis Fernando Saldaña Mendoza
Fecha inicio actividades : 27 de junio de 1995
RUC : 20279232322
Domicilio Fiscal : Av. Industrial Oeste Centinela No. 218, Carretera Chincha
Baja- Chincha- Ica
Oficina Lima : Calle Los Pelicanos 158 – San Isidro
Teléfono : (51-56) 272167 – 272122 (51-1) 5937189
Santo Domingo Contratistas Generales es una empresa con más de 20 años de experiencia
que desarrolla la construcción de proyectos multidisciplinarios, servicios de puesta en marcha,
mantenimiento integral y acompañamiento en la operación de plantas en los sectores de
producción de pesquería, agroindustrial, energía, minería, entre otros.
Contamos con un equipo de profesionales enfocados a brindar soluciones con valor agregado,
en las diferentes disciplinas: eléctrica, instrumentación, mecánica, piping, predictivo y civil.
También, contamos con certificaciones en ISO 9001:2015, ISO 14001:2015 y OHSAS
18001:2007, las mismas que han sido posibles acreditar, gracias a la cultura empresarial que
hemos desarrollado a lo largo de estos años con nuestro equipo, que es considerado el
principal activo de la compañía.
Misión: Somos un equipo que entrega valor agregado a nuestros clientes, superando sus
expectativas, basados en nuestros compromisos en seguridad y salud en el trabajo, medio
ambiente, calidad y valores corporativos.
Visión: Ser la empresa de construcción y mantenimiento integral más confiable del Perú.
NUESTROS – VALORES
Lealtad: Somos leales a nuestra organización y nos sentimos orgullosos y dispuestos a
respetarla, defenderla y representarla en todo momento.
Honestidad y transparencia: Este valor nos es indispensable para que nuestras relaciones
laborales y personales se desenvuelvan en un ambiente de confianza y armonía, pues garantiza
respaldo, seguridad y credibilidad en nuestra organización.
Respeto: Escuchamos, comprendemos y valoramos las diferentes ideas y formas de actuar de
las demás personas. El respeto fomenta la cooperación y nos facilita el logro de nuestras
metas.
Responsabilidad: Cumplimos con las obligaciones y compromisos adquiridos dentro de
nuestra organización y con nuestros clientes, con la mejor disposición, eficiencia y calidad en
el plazo establecido. Hacemos uso adecuado y óptimo de nuestros recursos.
Comunicación efectiva: El intercambio de ideas y de información es vital para Santo
Domingo en todos los niveles, nos aseguramos de que nuestra comunicación sea comprendida
por quien nos escucha, buscando permanentemente la mejora continúa.
Seguridad y medio ambiente: Están presentes en todas las decisiones y acciones de nuestras
actividades, formando parte de nuestros hábitos como valor.
POLÍTICA
Santo Domingo Contratistas Generales S.A. ejecuta servicios de ingeniería y construcción de
proyectos civiles, estructurales, electromecánicos y automatización; puesta en marcha y
mantenimiento integral, en los sectores minero, energético, pesquero, petrolero, químico,
agroindustrial y manufacturero.
Nuestra organización mejora continuamente su sistema integrado de gestión y se compromete
a:
Cumplir la legislación vigente y los compromisos suscritos voluntariamente
relacionados a calidad, seguridad, salud ocupacional, medio ambiente y
responsabilidad social en todos nuestros ámbitos de trabajo.
Prevenir lesiones y enfermedades ocupacionales en nuestros trabajadores, asegurando
la ejecución de trabajos con riesgos controlados.
Proteger el medio ambiente y prevenir la contaminación controlando los impactos
ambientales.
Consultar y lograr la participación activa de nuestros trabajadores para mejorar
continuamente la eficacia y el desempeño del Sistema Integrado de Gestión.
Determinar y hacer seguimiento a los requisitos de las partes interesadas en
relación a las actividades que desarrolla la organización en su ámbito de acción.
Cumplir con los requisitos del cliente y lograr su satisfacción.
Ejecutar permanentemente programas de capacitación, entrenamiento y
sensibilización en seguridad, salud ocupacional, calidad y gestión ambiental,
mejorando las competencias laborales de nuestros trabajadores.
Desarrollar y mantener una Cultura de Responsabilidad Social, que involucre a todos
nuestros trabajadores y socios estratégicos, conscientes de la necesidad de un
desarrollo armónico y en equilibrio con nuestro entorno.
CLIENTES Y SERVICIOS BRINDADOS
Cliente Proyecto Ubicación Disciplina Eléctrica
BT MT AT
SOUTHERN PERU
Repotenciación de Planta para
Preparación de Lechada de Cal
Fase 2, para el Proyecto
Toquepala
Tacna X
CFG
INVESTMENT
S.A.C.
Instalaciones Eléctricas para el
Proyecto ampliación de la
Planta de Harina 145 TPH -
CFG Tambo de Mora
Chincha X
COMPAÑÍA DE
MINAS
BUENAVENTURA
S.A.A.
Montaje Electricidad (Media y
Baja Tensión),
Instrumentación (Control),
Pre-comisionado (Electrical
Compilation) de la Planta de
Procesos Tambomayo
Arequipa X X
COMPAÑÍA
MINERA MILPO
S.A.A.
Montaje del quinto tren en la
Planta Desalinizadora - Cerro
Lindo
Chincha X X
COBRA PERU
S.A.
Línea de Transmisión de
220kV. Carhuaquero -
Cajamarca Norte - Caclic –
Moyobamba
Cajamarca X
MINERA LAS
BAMBAS S.A.
Comisionado de componentes
mecánicos, eléctricos e
instrumentación
Apurímac X X
HUDBAY PERU
S.A.C.
Servicio de Mantenimiento de
Líneas de Distribución de
Energía Eléctrica en 22.9 kV y
Sistema de Bombeo
Cusco X X
COMPAÑÍA
MINERA
ANTAMINA S.A.
Obras Civiles y Montaje
Mecánico Estructural para el
reforzamiento de la faja 220-
CVB-001
Huaraz X X
TECHINT S.A.C.
Servicio de
Precomisionamiento eléctrico
e instrumental del Proyecto
Toromocho
La Oroya X X
Área de trabajo
PARTE III
INFORME DE SUFICIENCIA PROFESIONAL:
ANÁLISIS DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA PLANTA DE PROCESOS DEL
PROYECTO MINERO TAMBOMAYO TAPAY, PARA LA CODIFICACIÓN
ELÉCTRICA (TAG) DE EQUIPOS DE BT Y MT.
1
CAPÍTULO I
1. GENERALIDADES
1.1. INTRODUCCIÓN
Como parte del desarrollo e implementación del proyecto “INGENIERIA BASICA
Y DETALLE DEL PROYECTO TAMBOMAYO” de la Compañía Minas
Buenaventura S.A.A. (CMBSAA) correspondiente al análisis del sistema eléctrico
de la planta de procesos para el etiquetado eléctrico (TAG) de equipos de BT y MT;
es que el presente informe desarrollara un análisis funcional del sistema eléctrico
orientado a la gestión de mantenimiento basados en el Mantenimiento Centrado en
la Confiabilidad (RCM). Este análisis tendrá como objetivo demostrar la
importancia de un sistema de codificación eléctrica (TAG) de equipos a utilizar en
el desarrollo de la ingeniería de las instalaciones eléctricas, es que dicha
implementación tiene gran influencia en los costos de la ejecución y mantenimiento
de las instalaciones eléctricas en la planta concentradora de CMBSAA.
Para el presente informe se propone el uso del sistema de etiquetado KKS (Idioma
Alemán de Kraftwerk-Kennzeichen-System), KKS tiene plena consideración de
las normas DIN e IEC para cumplir con los requisitos adicionales del etiquetado
[2]. Según la investigación del EPRI (American Electric Power Research Institute),
el 54% de todos los accidentes ocurridos en la industria energética se deben a un
etiquetado incompleto o faltante. Para garantizar la seguridad y fiabilidad del
proceso de producción, es muy importante supervisar y gestionar los equipos.
El sistema de etiquetado se aplica para la administración del diseño, la
construcción, la operación y el mantenimiento de sistema eléctrico, a fin de facilitar
la comunicación entre personal propio de la Unidad Minera y personal contratista.
Ya sea que no exista o exista una pobre identificación o etiquetado (tageo) de
equipos eléctricos, el desconocimiento del tipo, la ubicación o circuito de energía
2
al que pertenece determinado equipo eléctrico ocasiona picos de alto costo en su
posterior identificación y mantenimiento. El desconocimiento del etiquetado de un
equipo energizado puede ocasionar accidentes a compañeros de trabajo e inclusive
la muerte propia.
En el marco legal de nuestro país, el Organismo Supervisor de la Inversión en
Energía y Minería (OSINERGMIN), El Código Nacional de Electricidad
“Utilización 2006” (CNE) y las NTP, ofrece escasa recomendación respecto al
etiquetado (TAG) de equipos eléctricos, es por ello que este informe estará centrado
en el LADSNET KKS HANDBOOK.
En resumen en el presente informe se aborda el tema de la identificación y
codificación de equipos eléctricos en el Proyecto INGENIERIA BASICA Y
DETALLE DEL PROYECTO TAMBOMAYO de la Compañía Minas
Buenaventura S.A.A. (CMBSAA), cuya importancia radica en ofrecer a los
proyectos futuros un método que pueda ayudar a implementar un sistema de
codificación y que se pueda conservar un mismo tipo de codificación en los
diferentes proyectos que ayudara en comprender más rápidamente, reduciendo el
tiempo y costos de ejecución de los trabajos en respecto a los sistemas eléctricos.
1.1.1. UBICACIÓN DEL PROYECTO
El emplazamiento donde se desarrolló el proyecto está ubicado en el distrito
de Tapay, provincia de Caylloma, departamento de Arequipa,
aproximadamente a 317 Km de la ciudad de Arequipa. Las coordenadas UTM
del punto central de la unidad minera son: Este 186000, N 8 287500.
La zona del proyecto es accesible desde Arequipa, a través de la ruta Arequipa
– Yura – Cañahuas – Chivay – Caylloma (6 horas en camioneta), continuando
hasta la zona del proyecto (con un tiempo promedio de 1.5 horas). La zona se
encuentra a una altura promedio de 4750 m.s.n.m.
3
Figura N° 1.1: Mapa Regional de Arequipa. Fuente [3]
Figura N° 1.2: Planta de Procesos Mina Tambomayo Tapay - CIA. Minas
Buenaventura. Fuente [4]
1.2. JUSTIFICACION E IMPORTANCIA DEL PROYECTO
Dentro de las diferentes áreas en la planta de procesos del Proyecto INGENIERIA
BASICA Y DETALLE DEL PROYECTO TAMBOMAYO de la Compañía Minas
Buenaventura S.A.A. (CMBSAA), se encuentran áreas como Chancado, Molienda,
Stock Pile, Cianuración, Lavados en contracorriente, Espesamiento de relaves,
Flotación, entre otras. En cuyas áreas se encuentran diversos equipos eléctricos
4
como las Salas Eléctricas, Switchgear de Media Tensión, Centros de Control de
Motores, Transformadores, Tableros de Distribución e Iluminación, Banco de
Baterías, Banco de Condensadores, Subestaciones Eléctricas, etc.
El personal calificado diariamente realizara labores de mantenimiento y de
maniobras con equipos eléctricos energizados, es por ello que se han elaborado
procedimientos apoyados en Normas Internacionales el aseguramiento de la
integridad del personal involucrado, evitando así peligros y minimizando los
riesgos, debido a condiciones inseguras de trabajo, como pueden ser la pobre
codificación de los equipos eléctricos o en el peor de los casos la inexistencia de
codificación, exponiendo no solo la integridad física de la persona involucrada en
la maniobra sino también de todas las personas que pudieran estar realizando
alguna actividad en los equipos eléctricos dependientes.
Por tal motivo, realizar una correcta codificación de los equipos eléctricos, permite
a personal propio y contratista conocer con claridad que equipo se está
interviniendo, evitando así la exposición a Shock Eléctrico y Arco eléctrico que
lamentablemente traen consecuencias desde niveles de lesiones hasta la muerte al
personal de operación y mantenimiento eléctrico.
Con esta información se podrá tener muy en claro los equipos eléctricos
intervenidos, además de conocer y saber que equipos dependen dentro de un
determinado circuito eléctrico.
1.3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
En el Proyecto INGENIERIA BASICA Y DETALLE DEL PROYECTO
TAMBOMAYO de la Compañía Minas Buenaventura S.A.A. (CMBSAA), para
su correcto funcionamiento en la fase de operación, pasa por unas etapas llamadas
pre-comisionamiento y comisionamiento, los que garantizaran el correcto
funcionamiento de los múltiples sistemas.
5
Un hito importante que se debe verificar antes de pasar a la fase de operación, es
la verificación correcta de la codificación de equipos eléctricos, ya que si esta no
existe o esta diferente al expediente presentado por la empresa proyectista, tiene
que realizarse las modificaciones necesarias para que concuerde con el
expediente.
Tener una correcta codificación de los equipos eléctricos dentro de la planta de
procesos garantiza el correcto funcionamiento, operatividad y mantenimiento del
sistema eléctrico puestas en las diferentes áreas de la planta de procesos.
Además en nuestra normativa peruana vigente, ya sea en el Código Nacional de
Electricidad (CNE) y la Norma Técnica Peruana (NTP), no se ha encontrado
normas y/o estándares relacionados a la codificación de equipos eléctricos para
una instalación eléctrica.
1.4. OBJETIVOS
1.4.1. OBJETIVO GENERAL
El presente Informe de Suficiencia Profesional tiene como objetivo, establecer
un método para la correcta aplicación de la codificación de equipos eléctricos
en las diferentes áreas de la planta de procesos del Proyecto INGENIERIA
BASICA Y DETALLE DEL PROYECTO TAMBOMAYO de la Compañía
Minas Buenaventura S.A.A. (CMBSAA).
1.4.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS
Encontrar normas internaciones relacionados con la codificación de
equipos eléctricos dado para los diferentes niveles de tensión (BT y MT).
6
Establecer que la normativa peruana vigente, ya sea en el Código
Nacional de Electricidad (CNE) y la Norma Técnica Peruana (NTP), no
profundizan normas y/o estándares relacionados a la codificación de
equipos eléctricos en una instalación eléctrica.
Demostrar que el plan de mantenimiento basado en RCM, justifica la
implementación de un sistema de codificación eléctrica de equipos en
BT y MT.
Adecuar y definir un método que permita definir los criterios mínimos
para codificar los equipos eléctricos presentes en el Proyecto
INGENIERIA BASICA Y DETALLE DEL PROYECTO
TAMBOMAYO de la Compañía Minas Buenaventura S.A.A.
(CMBSAA).
1.5. ALCANCES
El presente informe tiene alcance a todas las áreas involucradas en la planta de
procesos del Proyecto INGENIERIA BASICA Y DETALLE DEL PROYECTO
TAMBOMAYO de la Compañía Minas Buenaventura S.A.A. (CMBSAA).
Abarcando áreas de codificación en Polvorín, Cianuracion, Chancado, Molienda,
Flotación, Merril Crowe, Destrucción de Cianuro, Preparación de Reactivos,
Espesamiento y Filtrado de Concentrados, Lavado Contracorriente CCD, Retorta y
fundición, Espesamiento y Transporte de Relaves, Planta de Tratamiento de Agua
Potable y SCI, Tratamiento de Aguas Acidas, Taller de Mantenimiento, Almacén
General, Casa de Logueo y Almacén de Testigos, Grifo, Oficinas Administrativas,
Sala de Capacitación, Modulo de Vestuarios, Modulo de Posta Medica, Laboratorio
de Análisis Químico, Campamentos y Garita de Control.
1.6. NORMAS APLICABLES
Código Nacional de Electricidad (Suministro 2011).
Código Nacional de Electricidad (Utilización 2006).
7
IEC 62056-61:2002: El sistema de identificación de objetos (OBIS).
DIN EN 40719.
DIN EN 81346-1.
DIN EN 81346-2.
8
CAPÍTULO II
2. ANÁLISIS DEL SISTEMA ELÉCTRICO CENTRADO EN EL RCM Y LA
NORMATIVIDAD ORIENTADA A LA CODIFICACIÓN ELÉCTRICA DE
EQUIPOS.
2.1.INTRODUCCIÓN
Al hablar sobre el análisis de un sistema eléctrico, hablamos sobre evaluar y
desarrollar técnicas de análisis con base en modelos de los sistemas y equipos que
intervienen en la producción, consumo, transporte y legislación del uso de la
energía eléctrica. Es por tanto que el presente Trabajo de Suficiencia Profesional
se efectuara un análisis funcional del sistema de gestión de mantenimiento, que es
parte del sistema eléctrico. Análisis Funcional que se basara en el Mantenimiento
Centrado en la Confiabilidad (RCM) para concluir en una asignación bajo normas
de una codificación eléctrica (TAG) a los diferentes equipos presentes en el sistema
eléctrico del proyecto.
Las etapas del proyecto “INGENIERIA BASICA Y DETALLE DEL PROYECTO
TAMBOMAYO” de la Compañía Minas Buenaventura S.A.A. (CMBSAA), en la
que se basa este informe es la de Construcción y Precomisionamiento. Etapas donde
se pretende implementar una gestión de mantenimiento para la etapa de operación
basada en el RCM, y que involucran a todos los equipos mecánicos, eléctricos,
electrónicos y de instrumentación. Para ello es necesario que cada equipo eléctrico
este correctamente identificado al margen su placa de datos instalada en el mismo
componente o equipo.
La codificación eléctrica (TAG) de equipos de BT y MT, permite a los operadores
de la planta identificar plenamente un equipo eléctrico, ya sea en relación al tipo de
equipo, subsistema al que pertenece, sistema al que pertenece, área al que
pertenece, etc. Sin embargo esta codificación eléctrica (TAG), no solo es de utilidad
para lo mencionado anteriormente, es de mucha importancia para implementar la
9
gestión de mantenimiento basada en el RCM. Ya que gracias a la codificación
asignada se puede programar mantenimientos preventivos y correctivos, para así
manejar un mejor histórico del equipo eléctrico y evitar costos mayores en su
reparación o reemplazo
A la par de realizar un análisis funcional del sistema eléctrico, se analizara las
diferentes normas internacionales y nacionales relacionadas con la codificación
eléctrica de equipos, con la finalidad de determinar que norma será base de este
informe.
2.2. ANÁLISIS FUNCIONAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO BASADO EN EL
RCM
2.2.1. SISTEMA ELÉCTRICO
Los sistemas eléctricos son susceptibles a las altas temperaturas, vibraciones,
desajustes y por supuesto a instalaciones con componentes de mala calidad, así
como a parámetros que no se ajusten a las normas eléctricas vigentes. Estos
parámetros están relacionados con la amplitud, frecuencia y forma de onda de los
sistemas eléctricos y pueden ser afectados por diferentes tipos de perturbaciones,
tales como, transitorios electromagnéticos, variaciones de voltaje de corta y larga
duración, desbalance de voltaje, distorsión de la forma de la señal, fluctuaciones de
voltaje y variaciones de frecuencia. En gran parte estas perturbaciones pueden
detectarse mediante medición y evaluación en los sistemas eléctricos,
identificando, altas corrientes en algunos conductores eléctricos, bajo factor de
potencia y armónicos de corriente y voltaje. [5]
Las fallas e interrupciones de los sistemas eléctricos perjudican el funcionamiento
y la eficiencia eléctrica, y la mayoría suceden en gran parte por la falta de
planificación, programación y ejecución de las actividades de mantenimiento
(correctivo, preventivo, predictivo), y de la cultura de la organización y las
10
relaciones entre las diferentes partes o departamentos interesados en el
funcionamiento operativo. Se establece que el mantenimiento correctivo
comprende las actividades de todo tipo encaminadas a tratar de eliminar la
necesidad de mantenimiento corrigiendo las fallas de una manera integral a
mediano plazo; las acciones más comunes que se realizan son: molificación de
elementos de máquinas, modificación de alternativas de procesos, cambios de
especificaciones, ampliaciones, revisión de elementos básicos del mantenimiento y
conservación. El mantenimiento preventivo es el que utiliza todos los medios
disponibles, incluso los estadísticos para determinar la frecuencia de las
inspecciones, revisiones, sustitución de piezas claves, portabilidad de aparición de
averías, vida útil y otras, su objetivo es adelantarse a la aparición o predecir la
presencia de las fallas. El mantenimiento predictivo se define como el
mantenimiento enfocado en las estadísticas de los historiales de fallas en los
sistemas productivos de los mantenimientos anteriores. [5]
La gestión de mantenimiento es parte fundamental en la conservación y
preservación de activos de una empresa y de la eficiencia en su operación. La
gestión de las actividades propias de los recursos humanos, riesgos, costos,
comunicación, evaluación de desempeño, que permitan una eficiencia en la
planificación, organización, programación junto con el posterior seguimiento y
control constituyen las claves para detectar las actividades que realmente
funcionan, así como las que deban eliminarse o mejorarse. [5]
Los armónicos son una expresión matemática que permite cuantificar la distorsión
en la señal de tensión o de corriente de un sistema eléctrico. Generalmente, los
equipos electrónicos de conmutación, entre ellos, switching, inversores y fuentes
controladas de 6 y 12 pulsos, provocan distorsión en la corriente, las que al circular
por un sistema eléctrico, dado los niveles de cortocircuito y las impedancias
asociadas, provocan caídas de tensión que hacen que se distorsione también el
voltaje; provocando grandes problemas y pérdidas. [6]
11
Para disminuir las fallas, aumentar la eficiencia, optimizar el funcionamiento de los
sistemas eléctricos, es necesario una gestión de mantenimiento acorde con
lineamientos de la calidad, basados en la norma ISO 9001: 2000. En este sentido,
es prioridad establecer un esquema para obtener indicadores necesarios para
proponer una estrategia de gestión de mantenimiento basado en actividades y
parámetros que permitan una planificación y programación acertada y ajustada a
los requerimientos de confiabilidad y optimización de la energía eléctrica. [7]
En la Figura N° 2.1. se muestra un esquema general de actividades y parámetros
para el mantenimiento de sistemas eléctricos, el cual está constituido por tres
bloques: el primero muestra los sistemas y componentes eléctricos de mayor
importancia para conservar y preservar en los sistemas industriales; en el segundo
bloque, se resume las actividades mínimas necesarias para realizar un plan de
mantenimiento para optimizar la operación, aumentar la eficiencia y preservar la
vida útil de los sistemas y equipos eléctricos; y en el tercer bloque, se incluye los
indicadores necesarios para programar las actividades, organizar el recurso humano
y programar las inversiones a corto, mediano y largo plazo en los sistemas
asociados al área de electricidad.
El esquema de la Figura N° 2.1. Representa el primer paso para la escogencia de
un modelo de gestión de mantenimiento, que cumpla con los estándares de la norma
ISO 9001: 2000, enfocada a la gestión de calidad. Se incluyen las actividades
relacionadas con las inspecciones y revisiones de los parámetros eléctricos
requeridos y los límites permisibles según normas y resoluciones eléctricas
nacionales e internacionales, que permitan obtener indicadores, para una posterior
evaluación de los sistemas eléctricos, que conlleven a una gestión de
mantenimiento orientada y ajustada a la optimización y eficiencia de energía
eléctrica.
12
Equipos y componentes de
Generacion, Transformacion
(Grupos electrogenos,
Transformadores, Elementos de
proteccion y Medicion).
Equipos Rotativos
(Motores electricos relacionados
con bombas, Comprensores,
Turbinas, entre otras
aplicaciones).
Sistema de Computacion y
Comunicacion
(Servidores, Computadores,
Radio, Television, Internet, entre
Otros).
Equipos y componentes de
Seguridad y Protecciones
Electricas
(Acometidas, Canalizaciones,
Conductores, Barras,
Conectores, Terminales).
Subsistemas de
Automatizacion y Control
(Arranque de motores,
Accionadores de sistemas
mecanicos, Sistemas
automaticos para agua, aire,
Refrigeracion, entre Otros).
Componente para el
conexionado electrico
(Acometidas, Canalizaciones,
Conductores, Barras,
Conectores, Terminales).
1
Actividades Necesarias en el Mantenimiento Eléctrico
- Inspección general y visual de todas las partes metálicas conductoras y materia les aislante; Corrosion, humedad,
Sucio o Polvo, partes quemadas, desajustes, entre otras.
- Medicion de parametros a la entrada de la acometida general, Corriente, Voltaje, Potencia Activa, reactiva, aparente,
factor de potencia.
- Medicion de resistencia electrica del sistema de puesta a tierra y medicion de continuidad entre neutro y tierra:
Lineas, Barras, Carcazas metalicas de motores, tableros.
- Revision de conectores, terminales y pernos de ajuste: estado en el que se encuentran, sucios, corrosion, entre
otros.
- Medicion de armonicos: Corriente y voltaje.
- Medicion y/o Revision de vibraciones y temperatura en equipos rotativos y sistemas de control, comunicación
automatizacion, bases, conexiones, embobinado, cables electricos, entre otros.
2
Indicadores para el Mantenimiento de Sistemas Eléctricos 3
Factor de Potencia
Bajo Voltaje < 1min
Sobrevoltaje > 1min
Desbalance de Voltajes (Estado Estable)
Armonicos
Entre Otros
Figura N° 2.1: Esquema general de actividades y parámetros para el mantenimiento de sistemas
eléctricos. Fuente [8]
13
2.2.2. PLAN DE MANTENIMIENTO BASADO EN RCM
2.2.2.1. ALCANCE
El mantenimiento y la operación son los dos aspectos importantes de cualquier
planta de procesos. Hoy en día, a medida que la red eléctrica se está volviendo cada
vez más alta en voltaje, de gran capacidad y operación automática, existen
requisitos aún más rigurosos para el mantenimiento del equipo y sus costos están
aumentando considerablemente. Tradicionalmente, el mantenimiento basado en el
tiempo se aplica ampliamente en varios proyectos mineros nacionales, mientras que
el mantenimiento basado en la condición se ha vuelto cada vez más popular en los
últimos años. Como se ha encontrado, el enfoque basado en el tiempo podría
resultar en redundar en mantenimiento o mantenimiento retrasado, altos costos de
mantenimiento y una pérdida de horas de trabajo, ya que simplemente se basa en
el tiempo y no puede determinar si el mantenimiento es necesario o no. El
mantenimiento basado en la condición, aunque se centra en la condición real del
equipo eléctrico, no tiene en cuenta las limitaciones del personal de operaciones y
los costos de mantenimiento.
Por lo tanto, es necesario introducir desde el extranjero conceptos y tecnología de
mantenimiento avanzados. La experiencia exitosa de algunos países desarrollados
y los últimos desarrollos en el campo indican que la estrategia basada en RCM es,
con mucho, la más avanzada y su adopción y amplia aplicación cosecharán
beneficios económicos sustanciales. Mientras tanto, la adopción de la estrategia
basada en RCM abre el camino para que una empresa modernice su gestión. En
realidad, es la encarnación de la innovación administrativa y tecnológica de la
empresa.
14
2.2.2.2. IDEAS BÁSICAS DEL ENFOQUE RCM
El enfoque RCM enfatiza que la formulación de cualquier estrategia de
mantenimiento debe basarse en la confiabilidad del equipo eléctrico y el efecto de
falla del equipo
El enfoque RCM está diseñado para definir tareas preventivas que son aplicables a
los principales modos de falla del equipo y tienen una alta rentabilidad basada en
la evaluación de los métodos de mantenimiento existentes. Es decir, las tareas de
mantenimiento razonables se retendrán mientras que las ineficaces se eliminarán.
Además, la formulación de una determinada estrategia de mantenimiento se basará
en los últimos hallazgos sobre los modos de falla del equipo. En otras palabras, el
enfoque RCM tiene la economía de operación como punto de partida al extraer
información relevante sobre los efectos y modos de falla.
El enfoque RCM ofrece una evaluación estructural de las consecuencias de falla en
términos de importancia de las consecuencias de falla:
1. Falla oculta, que no produce ningún efecto directo en el equipo dado, pero
puede tener serias consecuencias cuando ocurre
2. Falla de seguridad, que arriesgará la vida del personal en caso de que ocurra
3. Falla operacional, que interrumpirá las operaciones normales y se incurrirá
en gastos de mantenimiento directo
4. Falla no operativa, que normalmente no interrumpe las operaciones
normales, pero se incurrirá en gastos directos de mantenimiento.
El enfoque RCM requiere que se implemente el mantenimiento preventivo cuando
surjan efectos graves de una falla, de lo contrario, solo se necesita mantenimiento
de rutina. Al formular una estrategia de mantenimiento basada en la evaluación del
efecto de la falla del equipo, se debe considerar y analizar la función y el modo de
15
falla del equipo antes de identificar la tarea de mantenimiento específica para los
componentes.
2.2.2.3.LAS VENTAJAS DE RCM SOBRE EL TRADICIONAL
MANTENIMIENTO PREVENTIVO
El enfoque RCM:
1. Tiene como objetivo preservar la función del sistema y tratar los
componentes de manera diferente en términos de importancia relativa de
acuerdo con la correlación entre el equipo y la función del sistema;
2. requiere la identificación de cualquier modo de falla del equipo que pueda
resultar en pérdida de función o falla funcional;
3. determina la distribución de los fondos de mantenimiento y la priorización
de los programas de mantenimiento de acuerdo con la importancia de la
función del sistema;
4. selecciona tareas de mantenimiento de acuerdo con sus resultados y
beneficios económicos.
2.2.2.4.LA APLICACIÓN DE ESTRATEGIAS RCM
Los procedimientos para la implementación de estrategias RCM son como se ilustra
en la Fig. N° 2.2., la clasificación preliminar o codificación eléctrica de los equipos
(esta codificación en el nivel del subsistema facilita la disposición y los datos
analíticos de mantenimiento histórico, así como el establecimiento de un modelo
analítico para la calificación del equipo); el establecimiento de una base de datos
de mantenimiento histórico y un modelo de análisis de disponibilidad determina la
importancia del efecto de la relación de disponibilidad del equipo; el
establecimiento de un modelo de análisis de seguridad para calificar la importancia
del efecto de la seguridad del equipo; función, modo de falla y análisis de efectos
(FFMEA); la identificación de elementos y modos de mantenimiento; la
formulación e implementación de programas de mantenimiento; la evaluación de
16
resultados de mantenimiento; y la retroalimentación de los resultados de
mantenimiento y el registro de fallas del equipo en operación en la base de datos
de mantenimiento histórico.
Clasificación o codificación preliminar de
equipos.
Modelo de análisis de
disponibilidad del sistema
Valoración de la importancia
del efecto de la relación de
disponibilidad del equipo
Base de datos de
mantenimiento histórico
FFMEA
Modelo de análisis de
seguridad del sistema
Valoración de la importancia
del efecto de la seguridad del
equipo.
Identificación de elementos y
modos de mantenimiento.
Formulación de programas
de mantenimiento.
Implementación de
programas de mantenimiento.
Evaluación de resultados de
mantenimiento.Registro de fallas del equipo
Figura N° 2.2: Procedimientos de RCM. Fuente [9]
A. Toma de decisiones de la política de mantenimiento.
Se debe tomar una decisión sobre si se puede considerar el mantenimiento averiado
o si se debe realizar un mantenimiento preventivo de acuerdo con la condición del
equipo dado en la red eléctrica y las condiciones peligrosas de falla. Cuando la falla
no produzca efectos graves o ponga en riesgo la vida del personal de operaciones y
no se considere económico el mantenimiento preventivo, se puede aplicar un
17
mantenimiento desglosado; de lo contrario, el mantenimiento preventivo debe ser
la primera opción.
El mantenimiento preventivo programado y el mantenimiento basado en la
condición son de naturaleza preventiva. La elección de la tarea apropiada a menudo
depende del juicio lógico.
B. Evaluación exhaustiva difusa del índice de importancia del equipo.
De acuerdo con la teoría de confiabilidad, los siguientes dos factores deben
considerarse al implementar las estrategias basadas en RCM:
1) Factor del equipo, que se refiere a las propiedades de falla del equipo (por
ejemplo, tipo de falla, modo, vida útil promedio, etc.) y las características de
mantenimiento;
2) Factor de seguridad, que se refiere a los efectos de las fallas de los equipos en la
seguridad personal, la protección del medio ambiente, la higiene, etc.
Por lo tanto, los siguientes parámetros son valiosos para definir la importancia de
una pieza de equipo:
1) Estructura de la estación transformadora;
2) Tipo de bahía;
3) Clase de voltaje;
4) Tipo de equipo;
5) Tasa de fracaso;
6) Costos de mantenimiento;
7) Pérdidas por fallas de energía;
8) Tipo de carga.
El análisis de importancia del equipo proporciona una base importante para
identificar el modo específico de mantenimiento. Basado en el análisis de
18
confiabilidad [10], [11], este documento define ocho parámetros de importancia del
equipo con el fin de hacer una evaluación integral del equipo por medio de la
calificación. Dado que para algunos de los parámetros es difícil definir su valor de
cuantificación exacto en términos de ingeniería, se define los ocho parámetros
como conjuntos difusos y construye un modelo de evaluación difusa para definir la
importancia del equipo a través de una evaluación exhaustiva difusa.
C. Formulación del modelo del programa de mantenimiento.
Equipos
condición integral
1. bueno
2. Razonablemente bueno
3. Pobre
Importancia del equipo en la red
de trabajo.
1. Muy importante
2. Importante
3. Moderadamente importante
Priorización de mantenimiento y
reemplazos
1)
2)
3)
Planificación de tareas de
mantenimiento
Figura N° 2.3: Procedimientos de RCM combinado. Fuente [9]
La Figura N° 2.3, muestra los procedimientos básicos de evaluación combinando la
"condición integral del equipo" y su "importancia en la red eléctrica”, los dos
criterios de evaluación importantes.
2.2.2.5. MODELO DE GESTIÓN DE MANTENIMIENTO
PROPUESTO
A partir del análisis de los modelos mencionados, es posible identificar una serie
de conceptos (herramientas, elementos, actividades) que son comunes en algunos
19
de ellos. Para el modelo que se propone como estrategia para las actividades de
mantenimiento de sistemas eléctricos se destacan los siguientes: (a) planificación
y programación, (b) seguimiento y control, (c) partes interesadas (soporte técnico,
soporte administrativo, usuario y proveedor), (d) liderazgo y comunicación, (e)
confiabilidad de los sistemas y (f) costo de la vida útil.
Es importante resaltar que la gestión del mantenimiento de sistemas eléctricos tiene
su base en la realización de requerimientos técnicos enfocados a la observación e
inspección como primer punto, luego siguen la ejecución de mediciones de los
diferentes componentes y equipos que conforman el sistema eléctrico, para luego
detectar los problemas que puedan incidir en la disminución de la eficiencia
energética, aumentar las perturbaciones y disminuir la vida útil de los diferentes
elementos. Sin embargo, estas actividades deben estar reunidas en un registro de
información, registros físicos, en hojas de datos y/o registros en electrónico para
sistemas en línea, y deben ser la base fundamental para que tanto la parte técnica y
administrativa de la empresa sean conscientes de las necesidades de una
planificación, programación, seguimiento y control para preservar y optimizar el
tiempo de vida útil de los activos, con el mínimo costo de inversión.
El bloque A corresponde con la planificación y programación inicial de las
actividades de mantenimiento de los equipos y sistemas, indicando las actividades
relacionadas con el mantenimiento a corto, mediano y largo plazo, o lo que es
equivalente al plan de mantenimiento correctivo, preventivo y predictivo.
Una vez finalizado el proceso de planificación y programación se debe pasar al
bloque B (soporte), que se refiere al progreso de ejecución de los planes de
mantenimiento, la información debe llegar a todos los departamentos involucrados,
es decir, el departamento técnico, relacionado con las áreas de mantenimiento de
electricidad y mecánica, que son los entes responsables de la conservación y
preservación de los activos de los sistemas industriales, luego es necesario la
gestión de los recursos humanos que es la base fundamental para las actividades
20
que deben realizarse para mantener un registro de fallas, situaciones y/o
perturbaciones que pudiesen alterar el funcionamiento normal y adecuado de los
diferentes sistemas y elementos, todo esto debe estar en relación con la gestión
administrativa, la gerencia general y la gestión de operaciones de los sistemas
industriales, estos deben tener una comunicación efectiva, iniciada mediante el
liderazgo del responsable del área de mantenimiento. El responsable del área de
mantenimiento, debe organizar la recolección de información relacionada con las
inspecciones, revisiones, mediciones, análisis de los registros de fallas,
perturbaciones y revisión de indicadores, para compilar esa información en el TAG
correspondiente al equipo o componente analizado y que se correspondan con la
aplicación de instrumentos que conforman el bloque C.
La siguiente fase la constituye el bloque D del modelo, que corresponde a la
evaluación de desempeño, cuyo resultado deberá generar las órdenes de trabajo, las
actividades, acciones, tareas y proyectos relacionadas con los mantenimientos de
los equipos y sistemas eléctricos.
El ciclo completo de la gestión contempla, el seguimiento y control, referenciado
en el bloque E, definido también como, retroalimentación, que es el proceso de
mejora continua para que las actividades de mantenimiento apunten hacia la
eficiencia y la optimización en los sistemas eléctricos.
En cuanto al bloque F de comunicación, se asume la alta importancia que éste tiene
en los niveles de productividad y de clima laboral en las organizaciones. No
obstante, es su carácter estratégico la que puede contribuir en la consecución de
metas, objetivos, y motivación del talento humano. El modelo propone propiciar
canales de interactividad digitalizada mediante sistemas de información en línea
(intranet) como una herramienta de integración de procesos y de gestión para
apalancar las comunicaciones transversales entre todas las partes interesadas.
21
PLAN DE MANTENIMIENTO BASADO EN RCM
Planificación y Programación
Largo Plazo
(Mantenimiento Predictivo,
Preventivo y Reemplazo)
Mediano Plazo
(Mantenimiento Preventivo)
Corto Plazo
(Mantenimiento Correctivo,
Preventivo)
A
SoportesG
estió
n de
Rec
urs
os
Hum
anos
Gerencia General
B
Gestión Soporte Administrativo
(Compras, Almacén,
presupuestos, entre otros)
Gestión Soporte Operativo
(Operaciones en General)
Integración (Comunicación y
Tecnologías de apoyo)
Gestión de
Soporte Técnico
(Electricidad,
Mecánica, y
otras áreas de
mantenimiento)
Aplicación de Instrumentos
Indicadores (Parámetros
eléctricos Fig. N° 2.1.)
C
Inspecciones y Revisiones
Mediciones y Monitoreo
Registro detallado de Fallas,
Incidencias y perturbaciones.
Evaluación e Instrumentos
Registrados
Ordenes de Trabajo
(OT).
Actividades
Acciones
Tareas
Requerimientos
Proyectos
D
Control y Seguimiento (Retroalimentación) EComuncicación F
TAG
Figura N° 2.4: Propuesta de Plan de Mantenimiento basado en RCM. Fuente [9]
22
2.3. MARCO LEGAL NACIONAL E INTERNACIONAL SOBRE EL
SISTEMA DE CODIFICACIÓN ELÉCTRICA
Realizando una consulta en la normativa nacional peruana, ya sea en el CNE
(Utilización y Suministros) y las Normas Técnicas Peruanas (NTP), las normas
americanas y europeas relacionadas a la codificación eléctrica (TAG) de equipos
se encontró lo siguiente:
2.3.1. CÓDIGO NACIONAL DE ELECTRICIDAD – UTILIZACIÓN
(CNE)
SECCIÓN 150: INSTALACIÓN DE EQUIPO ELÉCTRICO
150-400
Cuando en unidades de vivienda haya circuitos derivados protegidos
mediante interruptores de falla a tierra, los tableros que los contengan deben
ser provistos con una etiqueta autoadhesiva que indique los procedimientos
de prueba de tales interruptores, así como una tabla para registrar los
resultados de las pruebas.
SECCIÓN 410: PROTECCIÓN CATÓDICA
410-012 Señales de Peligro y Diagramas
Los tanques, tuberías o estructuras protegidos por el sistema de protección
catódica, deben estar marcados, ya sea en la estructura o en una etiqueta
colocada en el conductor cerca de la conexión a la estructura, advirtiendo que
la conexión no debe desconectarse, salvo que la fuente de energía esté
apagada.
SECCION 030: CONDUCTORES
030-030 Identificación de Conductores Neutros con Aislamiento con
Secciones Mayores de 35 mm2
23
Los conductores neutros con aislamiento con secciones mayores de 35 mm2,
y aquellos que tienen un aislamiento distinto al termoplástico o al caucho,
deben tener una identificación, ya sea continua, como los de secciones
menores antes descrita, o bien cada tramo continuo de conductor debe ser
adecuadamente etiquetado o claramente marcado en cada uno de sus
extremos en el momento de la instalación, de modo que pueda ser
rápidamente identificado.
030-036 Color de los Conductores
(1) Los conductores con aislamiento para tierra o para enlaces
equipotenciales a tierra deben:
(a) Tener un acabado externo continuo, ya sea verde o verde con una o más
franjas amarillas;
(b) En caso de secciones mayores que 35 mm2, tener etiquetado o marcado
de manera permanente con color verde o verde con una o más franjas
amarillas en el extremo de cada tramo, y en cada punto donde el conductor
sea accesible.
SECCION 370: SISTEMAS DE ALARMA CONTRA INCENDIO Y
BOMBA CONTRA INCENDIO
370-206 Interruptor de Transferencia.
(1) Cuando se utilice un interruptor de transferencia eléctrica para proveer
energía al equipo de la bomba contra incendio en caso de emergencia, dicho
interruptor de transferencia debe ser:
(a) Ubicado en un compartimiento con tabiques separados, en el sitio del
controlador de la bomba contra incendio, o en un lugar separado, cerrado y
adyacente al sitio del controlador; (b) Etiquetado de forma visible, legible y
permanente; identificándolo como interruptor de transferencia automático de
la bomba contra incendio.
24
(c) Aprobado para servicio con bomba contra incendio.
2.3.2. CÓDIGO NACIONAL DE ELECTRICIDAD – SUMINISTROS
(CNE)
Sección 34
El Cable en las Estructuras Subterráneas
341.B.3. Identificación
341. B.3.b. Buzones de inspección y cámaras subterráneas de uso conjunto
Los cables en buzones de inspección o cámaras subterráneas que son
operadas y mantenidas por diferentes titulares de empresas de servicio
público, deben ser identificadas mediante marcados o etiquetas permanentes,
que denoten el nombre de la empresa y el tipo de cable usado.
2.3.3. NORMA TÉCNICA PERUANA (NTP)
NTP-IEC 60364-5-52:2017 Instalaciones eléctricas de baja tensión. Parte
5-52: Selección e instalación de equipos eléctricos. Canalizaciones. 1ª
Edición.
NTP-IEC 60364-5-53:2017 Instalaciones eléctricas de las edificaciones.
Parte 5-53: Selección e instalación de equipos eléctricos. Seccionamiento,
corte y mando. 1ª Edición.
NTP-IEC 60364-8-1:2017 Instalaciones eléctricas de baja tensión.
NTP-IEC 60034-2-1:2017 Máquinas eléctricas rotativas. Parte 2-1:
Métodos normalizados para la determinación de las pérdidas y la
eficiencia mediante ensayos (excepto las máquinas para vehículos de
tracción). 2ª Edición.
NTP-IEC 60034-6:2017 Máquinas eléctricas rotativas. Parte 6: Métodos
de refrigeración (Código IC). 1ª Edición.
NTP-IEC 60034-2-1:2010 MÁQUINAS ELÉCTRICAS ROTATIVAS.
Parte 2-1: Métodos normalizados para la determinación de las pérdidas y
25
la eficiencia mediante ensayos (excepto las máquinas para vehículos de
tracción). 1a Edición.
NTP-IEC 60364-5-52:2017 Instalaciones eléctricas de baja tensión. Parte
5-52: Selección e instalación de equipos eléctricos. Canalizaciones. 1ª
Edición.
NTP-IEC 60364-5-53:2017 Instalaciones eléctricas de las edificaciones.
Parte 5-53: Selección e instalación de equipos eléctricos. Seccionamiento,
corte y mando. 1ª Edición.
NTP-IEC 60364-8-1:2017 Instalaciones eléctricas de baja tensión. Parte
8-1: Eficiencia energética. 1ª Edición.
NTP-IEC 60799:2017 Accesorios eléctricos. Cordones conectores y
cordones de interconexión. 1ª Edición.
NTP-IEC 61643-11:2017 Dispositivos de protección contra
sobretensiones transitorias de baja tensión. Parte 11: Dispositivos de
protección contra sobretensiones transitorias conectados a sistemas
eléctricos de baja tensión. Requisitos y métodos de ensayo. 1ª Edición.
NTP-IEC 60050-461:2017 Vocabulario electrotécnico internacional.
Parte 461: Cables eléctricos. 1ª Edición.
2.3.4. NORMAS INTERNACIONALES
La Comisión Electrotécnica Internacional (IEC):
IEC 62056-61:2002: El sistema de identificación de objetos (OBIS).
IEC 60445:2000: Se aplica a la identificación y marcado de terminales de
equipos eléctricos como resistencias, fusibles, relés, contactores,
transformadores, máquinas rotativas.
IEC 81346-1: 2009: Sistemas, instalaciones y equipos industriales y
productos industriales. Principios de estructuración y designaciones de
referencia. Parte 1: Reglas básicas.
26
IEC 81346-2: 2009: Sistemas, instalaciones y equipos industriales y
productos industriales. Principios de estructuración y designaciones de
referencia. Parte 2: Clasificación de objetos y códigos para clases.
Comité Europeo de Normalización Electrotecnia (CENELEC): Sin resultados.
DIN (Instituto Alemán de Normalización):
DIN EN 40719: Nomenclatura de componentes eléctricos.
DIN EN 81346-1: Sistemas, instalaciones y equipos industriales y
productos industriales. Principios de estructuración y designaciones de
referencia. Parte 1: Reglas básicas.
DIN EN 81346-2: Sistemas, instalaciones y equipos industriales y
productos industriales. Principios de estructuración y designaciones de
referencia. Parte 2: Clasificación de objetos y códigos para clases.
VGB (Asociación técnica de operadores de grandes centrales eléctricas):
KKS: Sistemas de identificación para plantas de energía.
2.3.5. NORMATIVA AMERICANA
Dentro de las normas americanas (EEUU), no se ha encontrado norma asociada
a la codificación de equipos eléctricos de BT y MT. Por el contrario si se tiene
evidencia de un estudio hecho por el INSTITUTO DE INVESTIGACIÓN DE
ENERGÍA ELÉCTRICA (EPRI): “Etiquetado Y Codificación Efectiva De
Plantas”. EPRI es un instituto que realiza investigaciones sobre temas de
interés de la industria de la energía eléctrica en Estados Unidos. El EPRI es
una organización sin ánimo de lucro independiente, fundada por la
organizaciones de producción, distribución y con intereses en la industria
eléctrica. Si bien EPRI es básicamente una organización norteamericana, en la
misma participan también empresas y otras organizaciones extranjeras. Las
27
áreas de interés que abarca EPRI comprenden la mayoría de los temas
relacionados con la generación de energía eléctrica, la distribución de
electricidad y su uso.
Instituto De Investigación De Energía Eléctrica (EPRI):
El Aviso de información de la NRC No. 87-25, con fecha del 11 de junio de
1987 y titulado: "Problemas potencialmente significativos resultantes de un
error humano relacionado con la unidad incorrecta, el tren incorrecto y los
eventos de componentes incorrectos", establece que entre 1981 y 1986 se
realizaron más de 200 informes El NRC consistió en errores de identificación
cometidos por el personal de la planta. Estos hallazgos no son sorprendentes
en vista de los problemas de etiquetado de plantas y salas de control
informados en estudios anteriores de EPRI. [1]
EPRI NP-390 (1) revisó las prácticas de etiquetado en cinco salas de control
de centrales nucleares representativas y concluyó que se podía hacer mucho
para mejorar el etiquetado de los tableros de control. El etiquetado
suministrado originalmente violaba muchos principios de ingeniería de
factores humanos establecidos. Además, la calidad de las etiquetas agregadas
a los tableros desde la construcción del tablero a menudo era de naturaleza
improvisada y proporcionaba poca legibilidad. De manera similar, EPRI NP-
1567 (2) revisó las prácticas de etiquetado de toda la planta en cinco plantas
nucleares y cuatro plantas fósiles como parte de una encuesta de
mantenimiento de la planta. Esta revisión identificó problemas con la falta de
información de identificación suficiente, poca legibilidad de etiquetado y
diferenciación inadecuada de equipos y unidades de la planta. [1]
Estos primeros revelaron que las prácticas de identificación inadecuadas han
resultado en:
28
Lesiones y fatalidades.
Inhabilitación involuntaria de los sistemas de seguridad de la planta.
Tiempo productivo perdido asociado con demoras en la búsqueda de
equipos que requieren mantenimiento.
pérdida de tiempo en la reparación del equipo equivocado.
Mayor tiempo de inactividad de la unidad.
Mayor tiempo de capacitación para familiarizar al personal con la
identidad y función del equipo.
Exposición innecesaria a la radiación.
Disparos evitables de la planta por actuaciones de control incorrectas.
Viajes por perturbaciones accidentales de equipos sensibles de la
planta.
Con la esperanza de aliviar los problemas de identificación de plantas
resaltados por las encuestas anteriores, EPRI ha patrocinado una serie de
proyectos de investigación anteriores que ofrecieron orientación sobre
etiquetado [1]:
- EPRI NP-1118 (3), "Métodos de factores humanos para el diseño de salas de
control nuclear", examinó las posibilidades de mejora de etiquetado de la placa
de control y recomendó prácticas de etiquetado para nuevos diseños de salas
de control convencionales.
- EPRI NP-2411 (4), "Guía de ingeniería humana para mejorar las salas de
control de la planta de energía nuclear", proporcionó una guía de mejora de
etiquetado más detallada y completa para las actualizaciones de la sala de
control post-TMI.
- EPRI NP-3659 (5), "Guía de factores humanos para el desarrollo de salas de
control de centrales nucleares", delineó los principios de etiquetado que se
aplicarán en el desarrollo de futuras salas de control.
29
- EPRI NP-3588 (6), "Métodos de evaluación de mantenimiento y estrategias
de mejora para centrales nucleares y fósiles", incluye métodos para evaluar el
etiquetado existente en toda la planta.
- EPRI NP-4350 (7), "Directrices de diseño de ingeniería humana para la
mantenibilidad", ofrece orientación de diseño en prácticas de etiquetado y
codificación para promover una mejor mantenibilidad en los nuevos diseños
de plantas de energía.
Los objetivos específicos de este estudio fueron:
1. Consolidar y actualizar la guía de factores humanos anterior relacionada
tanto con la sala de control como con el etiquetado de toda la planta.
2. Proporcionar una guía de implementación detallada para actualizar el
etiquetado de la sala.
3. Desarrollar una guía de implementación de mejoras detalladas para
promover la identificación coherente y precisa de las instalaciones, equipos y
componentes de la planta.
2.3.6. ELECCIÓN DE NORMATIVA PARA GUÍA DE UNA
IMPLEMENTACIÓN DE UN SISTEMA DE CODIFICACIÓN.
En el siguiente cuadro resumen podemos observar las normas aplicadas al
tema de este informe:
30
Normas Europeas Normas Americanas Normas Nacionales
Comité Europeo de
Normalización Electrotecnia
(CENELEC): Sin resultados.
DIN (Instituto Alemán de
Normalización):
DIN EN 40719:
Nomenclatura de
componentes eléctricos.
DIN EN 81346-1: Sistemas,
instalaciones y equipos
industriales y productos
industriales. Principios de
estructuración y
designaciones de referencia.
Parte 1: Reglas básicas.
DIN EN 81346-2: Sistemas,
instalaciones y equipos
industriales y productos
industriales. Principios de
estructuración y
designaciones de referencia.
Parte 2: Clasificación de
objetos y códigos para clases.
VGB (Asociación técnica de
operadores de grandes
centrales eléctricas):
KKS: Sistemas de
identificación para plantas de
energía.
Instituto de Investigación de
Energía Eléctrica (EPRI):
NP- 6209: Etiquetado y
codificación efectiva de
Plantas.
MINEM (Ministerio de energía
y minas) - DGE (Dirección
General De Electricidad) –
CNE:
Sección 150: Instalación de
equipo eléctrico: deben ser
provistos con una etiqueta
autoadhesiva que indique los
procedimientos de prueba de
tales interruptores, así como
una tabla para registrar los
resultados de las pruebas.
Sección 030: Conductores:
deben tener una
identificación, ya sea
continua, como los de
secciones menores antes
descrita, o bien cada tramo
continuo de conductor debe
ser adecuadamente
etiquetado o claramente
marcado en cada uno de sus
extremos en el momento de
la instalación, de modo que
pueda ser rápidamente
identificado.
NTP (Norma Técnica
Peruana): Sin resultados.
Tabla 2.1: Tabla comparativa de normas internacionales y nacionales
31
Dentro de la investigación de las normas que respaldan el trabajo de
suficiencia profesional se puede apreciar una marcada diferencia entre las
normas europeas, americanas y nacionales. Como se puede apreciar las
normas nacionales ofrecen escasa recomendación para codificar equipos
eléctricos, mientras las normas americanas en conjunto con las europeas,
brindan normas que nos orientan sobre un sistema de codificación. Siendo la
VGB la asociación que basada en las normas alemanas y americanas, la que
implementa el Sistema de Identificación de Plantas de Energía (KKS),
sistema del cual se basara este informe.
32
CAPÍTULO III
3. SISTEMA DE IDENTIFICACIÓN PARA PLANTAS DE ENERGÍA (KKS)
3.1. INTRODUCCIÓN
El sistema de etiquetado KKS (idioma alemán de Kraftwerk-Kennzeichen-System)
en la planta de energía, puede considerarse plenamente como la necesidad
profesional del fabricante o proyectista, con la unidad de producción y la unidad de
inspección, con la finalidad de cumplir con el etiquetado correlativo requisito de las
partes relevantes del diseño, y la construcción y la operación que puede etiquetar
claramente la unidad y el sistema de la planta de energía. KKS es editado por la
Asociación técnica de operadores de grandes centrales eléctricas (VGB) y publicada
por la misma VGB. [12]
El sistema de etiquetado se aplica para la administración del diseño, la construcción,
la operación y el mantenimiento de la Sistema eléctrica, a fin de facilitar la
comunicación entre personal propio de la unidad minera y personal contratista.
Para nuestra industria energética, es el símbolo importante para entrar en el mercado
internacional de la electricidad y unirse a la industria energética internacional. Hoy
en día, existen varios estándares internacionales de codificación, tales como:
1. S88.01 (ANSI / ISA-88.01) Estándar de control de lotes (IEC 61512-1). Es
adecuado para el control de masas de productos por lotes en la medicina, la
industria química, etc.
2. S95.01 (ANSI / ISA-95.00.01) Estándar de integración del sistema Enterprise
/ Control. Es el extendido para el estándar S88.01.
3. EIS. Se basa en parte en el estándar ISO 3511. Es adecuado para la industria
de producción de vino.
33
4. DEP. Esta norma se utiliza para refinerías de petróleo, plantas químicas y de
gas, instalaciones de exploración y producción. Se basa en parte en el
estándar ISO 3511. Es adecuado para la refinación de petróleo, la industria
química, etc.
5. KKS. Es adecuado para la planta de energía, especialmente para las
unidades de nueva construcción. [13]
3.2. EL ORIGEN Y DESARROLLO DE KKS
El Sistema de Identificación de Plantas de Energía "KKS" sirve para identificar
Plantas de Energía, secciones de plantas y equipos en cualquier tipo de Plantas de
Energía según la tarea, el tipo y la ubicación. También sirve para identificar
subestaciones y líneas aéreas de la misma manera. La clave KKS se basa en las
normas IEC e ISO junto con la DIN 81346 PARTE 1 y 2 (IEC 81346:2009).
Es absolutamente esencial para las partes que participan en la construcción y
operación de una planta de energía acordar un sistema estándar para la designación
y clasificación de la planta, su parte y componentes.
Debido al tamaño de los sistemas eléctricas y al hecho de que la gran cantidad de
partes que participan se encuentran en ubicaciones diferentes, surgen problemas de
comunicación que pueden generar costos que no pueden estimarse por adelantado.
Un sistema de designación estándar permite a cada parte, independientemente del
idioma y la asignación, identificar de manera uniforme y sin ambigüedades,
aquellas partes de la planta bajo su responsabilidad. El sistema de designación de
estación de energía KKS cumple con estos requisitos en un grado que antes no era
posible.
Para este propósito, Landsnet ha elegido el sistema de identificación KKS (G:
Kraftwerk Kennzeichnen System, E: Identification Systems for Power Plants). El
34
trasfondo de este sistema es que en 1970 se estableció un comité en Alemania que
incluía representantes de diseñadores, fabricantes, operadores, reguladores y
autoridades del sector energético. El propósito del comité era elaborar un sistema
que pudiera usarse para registrar equipos en centrales eléctricas, especialmente en
centrales nucleares, petroleras y de carbón.
Uno de los objetivos principales del comité fue establecer un código uniforme que
se usará para enumerar / identificar estructuras, operaciones, mantenimiento,
registro de datos y piezas de repuesto. El sistema KKS es el más extendido de todos
los sistemas correspondientes en Europa. Los países incluyen: Alemania,
Dinamarca, Austria, Suiza, Holanda, Suecia, Francia, Italia, casi todos los países
de Europa del Este y Sudáfrica.
Las áreas de aplicación son:
Planificación e ingeniería de proyectos.
Licencias.
Puesta en marcha
Documentación
Operación y supervisión.
Mantenimiento.
Repuestos.
Estadísticas.
Presupuesto de planta y control de costos.
3.3. REQUISITOS QUE DEBE CUMPLIR EL SISTEMA DE
IDENTIFICACIÓN.
Para realizar las tareas establecidas, el sistema de identificación debe ser capaz de
cumplir los siguientes requisitos:
35
Determinación de todas las instalaciones y subsistemas;
Debe haber disponible un número adecuado de códigos de reserva para
futuros desarrollos en ingeniería de plantas de energía;
La clasificación de las instalaciones y subsistemas debe ser generalmente
aplicable a todos los tipos de sistemas eléctricos: sin embargo, todos los
circuitos y disposiciones individuales deben ser claramente identificables;
Identificación clara de todos los subsistemas;
Una designación utilizada en una sistema eléctrica no debe ser recurrente;
Subdivisión con detalles graduados y un significado fijo para los caracteres
de datos;
Longitud de designación variable dependiendo de los requisitos detallados
de las diversas áreas de aplicación;
La designación independiente de varios sistemas debe ser posible;
Facilidad de reconocimiento garantizada por la claridad y una longitud
aceptable para la designación;
Se deben tener en cuenta las normas, directrices y recomendaciones
existentes.
3.4. FORMATO DEL CÓDIGO
3.4.1. TIPO DE CÓDIGO Y NIVELES DE DESGLOSE
Teniendo en cuenta los diversos requisitos impuestos a la identificación de
plantas, secciones de plantas y elementos de equipo en un sistema eléctrico,
KKS tiene tres tipos diferentes de códigos, que pueden usarse juntos o por
separado. Estos códigos son:
El código relacionado con el proceso.
El código de punto de instalación.
El código de ubicación.
36
Código relacionado con el proceso
Proceso relacionado con la identificación de sistemas y elementos de
equipos según su función en ingeniería mecánica, civil, eléctrica y de
control e instrumentación. Como ejemplo hay tuberías, bombas, válvulas,
motores, medidas, interruptores, transformadores, etc.
Código de punto de instalación
Identificación de puntos de instalación de equipos eléctricos y de control e
instrumentación en unidades de instalación, p. Ej. En armarios, paneles,
consolas etc.
Código de localización
Identificación de diversas estructuras, tales como presas, túneles, edificios,
pisos, salas y áreas de incendios. Este código también se utiliza en relación
con el mantenimiento de edificios y estructuras.
Estos tipos de código se distinguen mediante símbolos de prefijo y desglose.
Estos tres tipos de código utilizan el mismo esquema de identificación, que
se subdivide en cuatro niveles de desglose. Originalmente, los títulos de los
niveles de desglose se basaban en el código relacionado con el proceso:
0
Planta Total Código de Sistema Código de Equipo Código de Componente
1 2 3Nivel de Desglose
Tipo de Desglose
Figura N° 3.1: Niveles de Desglose. Fuente [12]
Los títulos de los niveles de desglose de los tres tipos de código serán los
siguientes:
37
Figura N° 3.2: Niveles de desglose de los 3 tipos de código. Fuente [12]
3.5. SÍMBOLOS DE PREFIJO Y SÍMBOLOS DE DESGLOSE PARA TIPOS
DE CÓDIGO.
Los tipos de código se distinguen de acuerdo con DIN EN 40719, Parte 2, por
medio de símbolos de prefijo y desglose.
Figura N° 3.3: La estructura del sistema de codificación KKS. Fuente [12]
El símbolo de desglose de "punto final" para la identificación del punto de
instalación siempre debe estar escrito. Los símbolos de prefijo pueden omitirse si
el contenido de información de los códigos no es ambiguo.
3.6. FORMATO DE NIVELES DE DESGLOSE
El código está compuesto por niveles de desglose. Los niveles de desglose
individuales tienen un formato diferente. Están formados por elementos de código
38
de clasificación y numeración. Estos últimos consisten en caracteres de datos
ocupados por símbolos alfabéticos y numéricos.
Figura N° 3.4: Formato de codificación KKS. Fuente [12]
En la línea media de la tabla anterior está escrita la designación del carácter de
datos. El origen de las letras utilizadas en él está en idioma alemán, a saber:
G - Gesamtanlage: Planta total
(Por ejemplo, unidad de central eléctrica, planta no específica de la unidad);
F - Funktion: Función
(Por ejemplo, agua de enfriamiento principal, sistema de tuberías, sistema de
drenaje y ventilación de turbina de vapor, generador, transformador incl. sistema
de refrigeración);
A - Aggregat: Unidad de equipamiento
(Por ejemplo, unidad de bomba, válvula, actuador incluido, intercambiador de
calor);
B - Betriebsmittel: Componente.
(Por ejemplo, motor, acoplamiento, dispositivo de protección, dispositivo de
retardo).
En los Sistemas de Identificación de Plantas de Energía KKS aplicamos dos tipos
de caracteres de datos:
A - caracteres alfabéticos (letras romanas excepto I y O)
Excepcional es el carácter de datos B1 donde aplicamos para componentes
eléctricos el símbolo especial "-" en lugar de una letra
N - caracteres numéricos (números arábigos).
39
Los niveles de desglose y los caracteres de datos dentro de los niveles de desglose
denotan entidades progresivamente más pequeñas de izquierda a derecha. Leer de
izquierda a derecha no se pueden omitir caracteres de datos. Se aplican pautas
especiales a los caracteres de datos G, F0 y A3.
3.6.1. Clasificación de elementos del código
Los elementos del código alfa F1, F2, F3, A1, A2 y B1, B2 tienen una función de
clasificación.
Figura N° 3.5: Elementos de código alfabéticos. Fuente [12]
La terminología de la clave puede modificarse en función de un proyecto
específico, pero solo siempre que no se alteren los contenidos. Dichas
modificaciones están sujetas a un acuerdo entre las partes del proyecto.
Las letras de codificación que están "bloqueadas" están reservadas para futuras
tecnologías y nuevas configuraciones de ingeniería de sistemas.
0
Planta Total
G
A o N
Código de Sistema
F0
N
F1 F2 F3
A A A
FN
A o N
A1 A2
A A
AN
N N N
A3
(A)
Código de Equipo
B1 B2
A A
BN
N N
Código de Componente
1 2 3Nivel de Desglose
Tipo de Desglose
Designación de carácter de
datos
Tipo de carácter de datos
F1: Muchos Grupos
F2: Grupos
F3: Sub-Grupos
A1: Muchos Grupos
A2: Sub-Grupos
B1: Muchos Grupos
B2: Sub-Grupos
40
3.6.2. Elementos de código de numeración
Los elementos de código G, F0, FN, AN, A3 y BN tienen una función de
numeración.
Figura N° 3.6: Elementos de código de numeración. Fuente [12]
Estos elementos del código de numeración están sujetos a un acuerdo sobre una
base específica del proyecto y entre las partes del proyecto en lo que respecta a los
sistemas de numeración y la dirección de numeración. Sin embargo, se aplican los
siguientes principios:
La numeración comienza de nuevo cuando cambia uno de los
elementos de código anteriores.
La numeración puede ser consecutiva o agrupada.
La numeración no necesita ser continua.
Las convenciones de numeración, una vez establecidas, no pueden
modificarse, ni siquiera en el caso de cambios realizados en el
progreso de la planificación.
Los ceros redundantes deben escribirse, excepto como se modifica
a continuación.
Se puede establecer un esquema de numeración específico de la
aplicación. Sin embargo, tales esquemas pueden no tener el efecto
de reservar números en otras aplicaciones, ni siquiera dentro de la
misma disciplina de ingeniería.
0
Planta Total
G
A o N
Código de Sistema
F0
N
F1 F2 F3
A A A
FN
A o N
A1 A2
A A
AN
N N N
A3
(A)
Código de Equipo
B1 B2
A A
BN
N N
Código de Componente
1 2 3Nivel de Desglose
Tipo de Desglose
Designación de carácter de
datos
Tipo de carácter de datos
41
3.7. CONTENIDO DE LOS CARACTERES DE DATOS
Debe indicarse claramente que todas las explicaciones en este informe están
relacionadas con el código de proceso, a menos que se especifique lo contrario.
En el código KKS, el uso de los símbolos alfa (A) se define en la mayoría de los
casos, así como el uso de símbolos numéricos (N).
Las letras I y O no están permitidas en BDL 1, 2 y 3 en el código KKS, para evitar
confusiones entre I y 1 (una) en una mano y O y 0 (cero) en la otra.
3.7.1. Desglose del Nivel 0 – Planta Total
El BDL 0 se utiliza para la definición de nombres de áreas o construcciones, que
deben codificarse. En la versión clásica de KKS, la llamada "planta total" se
designa en el nivel de desglose 0 por una letra o un dígito (carácter de datos G).
El contenido de esta designación en KKS se deja para la coordinación de una
central eléctrica en particular. Por ejemplo, podemos identificar aquí:
Unidades de centrales eléctricas,
Plantas no específicas de la unidad,
Extensiones, etc.
El carácter de datos F0 contiene el llamado número de prefijo. Es un dígito que
identifica uno de dos o más subsistemas idénticos en la planta en general. El
número de prefijo se usa en casos en los que, por ejemplo, en la brújula de una
unidad de potencia aparecen dos o más subsistemas idénticos (dos plantas de
calderas, dos turbosets, etc.).
42
La adopción del carácter de datos a.m. se mantiene en KKS también para la
coordinación de una central eléctrica dada. El carácter de datos G y el carácter
de datos F0 pueden omitirse en KKS si la parte adicional de la designación
seguirá siendo unívoca.
BDL 0
Definición Zona / Planta Total
Nombre S1 S2 S3
Tipo de
llave A A A/N
Tabla 3.1: BDL 0. Fuente [12]
Normalmente, los símbolos alfa se utilizan en BDL 0 y ocupan 3 lugares.
3.7.2. Identificación relacionada con el proceso
Identificación relacionada con el proceso de sistemas y elementos de equipos de
acuerdo con su función en ingeniería mecánica, civil, eléctrica y de control e
instrumentación.
43
Figura N° 3.7: Identificación relacionada con el proceso. Fuente [12]
Los caracteres de datos entre paréntesis () pueden omitirse.
3.7.2.1. Código del sistema
El código del sistema consta de tres letras y dos dígitos. Ninguno de estos
símbolos puede omitirse.
0
Planta Total
G
A o N
Código de Sistema
F0
N
F1 F2 F3
A A A
FN
A o N
A1 A2
A A
AN
N N N
A3
(A)
Código de Equipo
B1 B2
A A
BN
N N
Código de Componente
1 2 3Nivel de Desglose
Tipo de Desglose
Designación de carácter de
datos
Tipo de carácter de datos
Planta Total
Clasificación del sistema
Clasificación de sistemas y plantas
según la clave KKS
Sistema de numeración
Numeración de la subdivisión de sistemas y
plantas en subsistemas y secciones de plantas.
Clasificación de unidad de equipo
Clasificación de equipos mecánicos, eléctricos y de control
y equipos de instrumentación según la clave KKS
Numeración de unidades de equipos
Numeración de equipos mecánicos, eléctricos y de control
e instrumentación.
Código adicional
para el código de unidad de equipo
Clasificación de componentes
Clasificación de componentes, señales o aplicaciones de
señales.
Numeración de componentes
Numeración de componentes, señales o aplicaciones de
señales.
44
Figura N° 3.8: Código del sistema. Fuente [12]
Codificación de letras y designaciones de los principales grupos F1 como se
indica en la tecla de función:
A - Redes y sistemas de distribución
B - Transmisión de potencia y fuente de alimentación auxiliar.
C - Instrumentación y sistemas de control.
D - Sistemas de instrumentación y control.
E - Suministro de combustible convencional y eliminación de residuos
F - Manejo de equipos nucleares
G - Suministro y disposición de agua
H - Generación de calor convencional
J - Generación de calor nuclear
K - Sistemas nucleares auxiliares
L - Ciclos de vapor, agua, gas
M - Conjuntos de máquinas principales
N - suministro de energía de proceso para usuarios externos (por ejemplo,
calefacción urbana)
P - Sistemas de agua de enfriamiento
Q - Sistemas auxiliares
R - Generación y tratamiento de gases.
S - Sistemas auxiliares
T - Bloqueado
U - Estructuras
V - Bloqueado
W - Plantas de energía renovable, sistemas solares.
X - Maquinaria pesada (no conjuntos de máquinas principales)
0
Planta Total
G
A o N
Código de Sistema
F0
N
F1 F2 F3
A A A
FN
A o N
A1 A2
A A
AN
N N N
A3
(A)
Código de Equipo
B1 B2
A A
BN
N N
Código de Componente
1 2 3Nivel de Desglose
Tipo de Desglose
Designación de carácter de
datos
Tipo de carácter de datos
45
Y - Bloqueado
Z - Equipamiento de taller y oficina.
Las subdivisiones en F2 y F3 se dan de la misma forma que F1.
Figura N° 3.9: Numeración del código del sistema FN. Fuente [12]
Las reglas generalmente válidas sobre el uso de la numeración FN no son
convenientes. Debería decidirse caso por caso qué convención de numeración
se adapta mejor a la extensión y estructura de los sistemas y plantas a
identificar. La numeración FN se rige por los siguientes principios:
La numeración comienza de nuevo cuando cambia uno de los elementos
de código anteriores;
La numeración puede ser consecutiva o agrupada;
La numeración no necesita ser continua;
Las convenciones de numeración, una vez establecidas, no pueden
modificarse, ni siquiera en el caso de cambios realizados en el progreso
de la planificación;
La dirección de numeración coincide, por regla general, con la del flujo
de fluido;
La numeración de FN se rige por prioridades (por ejemplo, tubería de
ejecución y tubería de derivación) o por una dirección de visión definida
(por ejemplo, de izquierda a derecha, de abajo hacia arriba);
La posibilidad de una adición posterior a los sistemas debe considerarse
en el curso de la numeración.
0
Planta Total
G
A o N
Código de Sistema
F0
N
F1 F2 F3
A A A
FN
A o N
A1 A2
A A
AN
N N N
A3
(A)
Código de Equipo
B1 B2
A A
BN
N N
Código de Componente
1 2 3Nivel de Desglose
Tipo de Desglose
Designación de carácter de
datos
Tipo de carácter de datos
46
3.7.2.2. Código de unidad de equipo
El código de la unidad del equipo consta de dos letras, tres dígitos y, a veces,
una letra adicional (carácter de datos A3) que se puede omitir.
La Unidad de Equipo identificada en el nivel de desglose 2 pertenece siempre
al Sistema designado en el nivel de desglose 1.
Figura N° 3.10: Código de Unidad de equipo. Fuente [12]
Codificación de letras y designaciones de los grupos principales A1 como se
indica en la clave de la unidad de equipo:
A - equipo mecánico
B - Equipamiento mecánico
C - Circuitos de medida directos
D - Circuitos de control de circuito cerrado
E - Acondicionamiento de señales analógicas y binarias.
F - circuitos de medición indirectos
G - Equipamiento eléctrico
H * - Subconjuntos de maquinaria principal y pesada
J - Asambleas nucleares
* El grupo principal A1 = H solo se puede utilizar en conexión con los grupos
principales del código del sistema F1 = M "Conjuntos de máquinas
principales" y F1 = X "Maquinaria pesada".
0
Planta Total
G
A o N
Código de Sistema
F0
N
F1 F2 F3
A A A
FN
A o N
A1 A2
A A
AN
N N N
A3
(A)
Código de Equipo
B1 B2
A A
BN
N N
Código de Componente
1 2 3Nivel de Desglose
Tipo de Desglose
Designación de carácter de
datos
Tipo de carácter de datos
47
Las subdivisiones en A2 se dan que A1.
Figura N° 3.11: Numeración del código del sistema AN. Fuente [12]
El número AN del nivel de desglose 2 se usa para numerar los elementos del
equipo clasificados en A1 y A2. El número AN debe constar de tres dígitos. Se
deben escribir ceros redundantes.
Una numeración AN puede ser consecutiva o agrupada. Es una práctica común
aplicar la agrupación de 100s: en este caso, el primer dígito señala el tipo de
unidad de equipo.
Figura N° 3.12: Numeración del código adicional. Fuente [12]
El código adicional se usa para la numeración de:
Válvulas piloto y equipo de protección contra sobrepresión.
Múltiples suministros para cargas eléctricas.
Circuitos de medición que comparten un sensor.
El código adicional puede omitirse.
0
Planta Total
G
A o N
Código de Sistema
F0
N
F1 F2 F3
A A A
FN
A o N
A1 A2
A A
AN
N N N
A3
(A)
Código de Equipo
B1 B2
A A
BN
N N
Código de Componente
1 2 3Nivel de Desglose
Tipo de Desglose
Designación de carácter de
datos
Tipo de carácter de datos
0
Planta Total
G
A o N
Código de Sistema
F0
N
F1 F2 F3
A A A
FN
A o N
A1 A2
A A
AN
N N N
A3
(A)
Código de Equipo
B1 B2
A A
BN
N N
Código de Componente
1 2 3Nivel de Desglose
Tipo de Desglose
Designación de carácter de
datos
Tipo de carácter de datos
48
Las solicitudes adicionales están sujetas a un acuerdo entre las partes del
proyecto. El código adicional no es un código alternativo para los componentes
identificados en el nivel de desglose 3.
3.7.2.3. Código de componente
Un componente designado en el nivel de desglose 3 es una parte de la unidad
de equipo identificada en el nivel de desglose 2.
Figura N° 3.13: Código de componente. Fuente [12]
Codificación de letras y designaciones de los grupos principales B1 para
componentes como se indica en la Clave de componente y para señales y
aplicaciones de señal:
E - Componentes eléctricos (según DIN 40719 Parte 2)
K - Componentes mecánicos
M - Componentes mecánicos
Q - Componentes de instrumentación y control (no eléctricos)
X - Origen de la señal
Y - Aplicación de señal
Z - Señal cerrada
0
Planta Total
G
A o N
Código de Sistema
F0
N
F1 F2 F3
A A A
FN
A o N
A1 A2
A A
AN
N N N
A3
(A)
Código de Equipo
B1 B2
A A
BN
N N
Código de Componente
1 2 3Nivel de Desglose
Tipo de Desglose
Designación de carácter de
datos
Tipo de carácter de datos
49
Figura N° 3.14: Numero de componente. Fuente [12]
Se deben escribir ceros redundantes.
El primer dígito se usa a menudo para señalar el tipo (componente) de
componente designado en B1 B2.
3.7.3. Identificación del punto de instalación
Identificación de puntos de instalación de equipos eléctricos y de
instrumentación en unidades de instalación (por ejemplo, en gabinetes, paneles,
consolas)
0
Planta Total
G
A o N
Código de Sistema
F0
N
F1 F2 F3
A A A
FN
A o N
A1 A2
A A
AN
N N N
A3
(A)
Código de Equipo
B1 B2
A A
BN
N N
Código de Componente
1 2 3Nivel de Desglose
Tipo de Desglose
Designación de carácter de
datos
Tipo de carácter de datos
50
Figura N° 3.15: Identificación del punto de instalación. Fuente [12]
Los caracteres de datos entre paréntesis () pueden omitirse si el código sigue
siendo único. Esto está sujeto a un acuerdo entre las partes del proyecto.
El símbolo de desglose de "punto final" siempre debe escribirse.
3.7.3.1. Código de unidad de instalación
51
Figura N° 3.16: Código de unidad de instalación. Fuente [12]
Codificación de letras y designaciones de los principales grupos F1 como se
indica en la tecla de función:
A - Redes y sistemas de distribución
B - Transmisión de potencia y fuente de alimentación auxiliar.
C - Equipo de instrumentación y control.
D - Equipo de instrumentación y control
Las subdivisiones en F2 y F3 se proporcionan en la tecla de función
correspondiente.
Figura N° 3.17: Código de unidad de numeración. Fuente [12]
52
La numeración comienza de nuevo cuando cambian los elementos de código
anteriores. Se deben escribir ceros redundantes. Los detalles de la solicitud están
sujetos a un acuerdo entre las partes del proyecto.
3.7.3.2. Código de espacio de instalación
Figura N° 3.18: Código de espacio de instalación. Fuente [12]
El número de caracteres de datos se rige por el grado de detalle necesario del
sistema de coordenadas. Los caracteres de datos entre paréntesis () pueden
omitirse si el código sigue siendo único.
Las desviaciones con respecto al tipo de carácter de datos (A o N) y su cantidad
están permitidas por DIN 40719 Parte 2 y están sujetas a un acuerdo entre las
partes del proyecto.
3.7.4. Identificación de ubicación
Identificación de ubicaciones en estructuras, pisos y habitaciones y también de
áreas de incendio.
53
Figura N° 3.19: Identificación de ubicación. Fuente [12]
Los caracteres de datos entre paréntesis () pueden omitirse si el código sigue
siendo único. Esto está sujeto a un acuerdo entre las partes del proyecto.
54
3.7.4.1. Código de estructura
Figura N° 3.20: Clasificación de estructura. Fuente [12]
Codificación de letras y designaciones para los grupos principales F1 desde la
tecla de función.
U – Estructuras
Figura N° 3.21: Numeración de nivel estructural. Fuente [12]
La numeración comienza de nuevo para cada estructura. La dirección de
numeración es vertical desde el piso más bajo hacia arriba. Los detalles de la
solicitud están sujetos a un acuerdo entre las partes del proyecto.
55
3.7.5. FN NUMERACIÓN
La numeración FN se utiliza para dividir sistemas en partes o subsistemas. FN se
realiza en décadas (10, 20,30.... etc.) O consecutivas (11, 12, 13,14...... etc.).
La numeración FN debe ser minimizada. Si no se necesita más numeración FN,
la década 10 debe usarse en el asiento FN.
La numeración con FN en sistemas de plomería grandes debe estar claramente
dividida, por ejemplo, por áreas, por niveles, por maquinaria y por grandes partes
de maquinaria con numeración de décadas pero con numeración consecutiva en
sistema conectado en paralelo.
3.7.6. AN NUMERACIÓN
Se utiliza una numeración AN para dividir los sistemas en partes individuales.
La numeración AN debe ser en décadas (_10, _20, _30...) o consecutivas (_11,
_12, _13.....).
Para la numeración de los sistemas eléctricos y de tuberías, las separaciones
deben ser claras. P.ej. use la numeración de décadas para la separación a lo
largo de las ramas principales y use la numeración consecutiva para la
separación a lo largo de las ramas conectadas en paralelo.
3.8. IDENTIFICACIÓN EN INGENIERÍA ELÉCTRICA, DE CONTROL E
INSTRUMENTACIÓN
La siguiente definición para F1 en BDL 1, se aplica a la codificación de la parte
eléctrica de las centrales eléctricas y los sistemas de distribución. Las partes
principales están codificadas en BDL 1 y allí se realiza el recuento.
56
F1 F2 F3 FN FN EQUIPO
A - - - - Red y distribución.
B - - - -
Producción de energía y sistemas auxiliares de
energía.
C - - - - Equipos de instrumentación y control.
D - - - -
Equipos de instrumentación y control (para equipos
auxiliares).
Tabla 3.2: Codificación de la parte eléctrica de las centrales eléctricas y sistemas de
distribución, BDL1. Fuente [12]
3.8.1. CODIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS DE ENERGÍA
Los sistemas de distribución dentro de las centrales eléctricas se codificarán
con B en F1. La distribución, que no está codificada bajo la fuente auxiliar
(para uso propio) se codificará bajo A en F1 y se codificará de acuerdo con los
niveles de voltaje definidos en la clave KKS de VGB en BDL 1 en F2, consulte
la tabla 2.10.
F1 F2 F3 FN FN EQUIPO
A A - - - 420 kV (Uso Libre)
A B - - - 420 kV (Uso Libre)
A C - - - 380 (420) kV
A D - - - 220 (245) kV
A E - - - 110 (150) kV
A F - - - 60 (72) kV
A H - - - 30 (35) kV
A J - - - 20 (25) kV
A K - - - 10 (15) kV
A L - - - 6 (5) kV
A M - - - 1 (3) kV
A N - - - < 1 kV
Tabla 3.3: Codificación de niveles de tensión en sistemas de
distribución en BDL 1. Fuente [12]
57
Las bahías de líneas y las bahías de transformadores en centrales eléctricas y
subestaciones se codificarán como se muestra en el Apéndice 2, y se
codificarán con A en F1.
Las bahías de línea en subestaciones y en los patios de conmutación en las
centrales eléctricas se codificarán como el patio de conmutación en BDL -1 y
como la línea en BDL 0. Las bahías de línea y línea siempre se codificarán L
en BDL 1 en F3. F0 es 0 para la línea en sí, 1 para el patio de interruptores
donde comienza, pero 2 donde termina. Las conexiones de la barra de
distribución siempre tienen T en BDL1 en F0 y F1 y se cuenta en F2.
Ejemplo: Búrfellslína 1 está conectada desde Búrfell a Írafoss. La línea se
codificará como BU1 0ADL, la línea de la bahía en Búrfell se codificará BUR
BU1 1ADL y la línea de la bahía en Írafoss se codificará IRA BU1 2ADL.
3.8.2. CODIFICACION DE BUSBARES
Las barras colectoras se codifican de acuerdo con el código del proceso. Están
codificados con 0 en F0 en BDL 1 y debajo de A o B en F1 en BDL 1.
En el grupo A, las barras colectoras que están conectadas a líneas de
transmisión y bahías de línea que son líneas salientes de las centrales eléctricas
y subestaciones.
En F2, se codificarán de acuerdo con los niveles de voltaje, definidos en la
clave KKS, consulte la tabla 3.3.
En F3 se codificarán A, B o V. A para la barra principal A, B para la barra
principal B o V para la barra adicional.
La numeración está en FN.
58
En el grupo B, barras de distribución necesaria para la producción, transmisión
y distribución de energía eléctrica.
Figura N° 3.22: Codificación de barras colectoras en sistemas de
distribución fuera de las centrales eléctricas. Fuente [12]
Figura N° 3.23: Codificación de barras de distribución dentro de una central
eléctrica, sistema normal. Fuente [12]
59
Figura N° 3.24: Codificación de barras colectoras, más de
una barra colectora. Fuente [12]
3.8.3. CODIFICACIÓN DE INTERRUPTORES DE CIRCUITO,
DISCONECTORES Y CONMUTADORES DE TIERRA
Los disyuntores se denominan GS_ _ _ y se cuentan en cientos con los números
AN de tal manera que los disyuntores están en el grupo 100, los seccionadores
están en el grupo 200 y los interruptores de puesta a tierra están en el grupo
300.
A1 A2 AN AN AN A3 EQUIPO
G S 1 0 0 - Cortacircuitos
G S 2 0 0 - Desconector en barra colectora
G S 2 1 0 - Desconector conectado a la barra colectora A
G S 2 2 0 - Desconector online y transformador
G S 2 3 0 - Desconectador, seccionador de bypass
G S 2 4 0 - Seccionador, conexión directa de líneas.
G S 2 5 0 - Desconector conectado a barra colectora V
G S 2 7 0 - Desconector conectado a la barra colectora A
G S 2 9 0 -
Desconector en la conexión de las barras A y
B
G S 3 0 0 -
Toma de tierra en línea, transformador y barra
de bus.
60
G S 3 1 0 -
Puesta a tierra de los interruptores
automáticos
G S 3 2 0 -
Puesta a tierra de los interruptores
automáticos
G S 3 3 0 - Conexión a tierra en línea, transformador.
Tabla 3.4: Codificadores de codificación en BDL 2. Fuente [12]
A1 A2 AN AN AN A3 EQUIPO
G S 1 0 5 - Para uno de los dos portadores de interruptores
automáticos iguales, el otro se codificará GS100
G S 2 0 0 - Desconectador en línea en circunstancias
especiales como en Hrauneyjafossstöð
G S 2 1 5 -
Para uno de los dos portadores de seccionador
que sean iguales, el otro deberá estar codificado
GS210
Tabla 3.5: Casos especiales para codificar interruptores en BDL 2. Fuente [12]
61
CAPÍTULO IV
4. ADECUACIÓN DE UN MÉTODO PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE UN
SISTEMA DE CODIFICACIÓN ELECTRICA DE EQUIPOS EN EL
PROYECTO.
4.1.INTRODUCCIÓN
El sistema de identificación KKS en una planta de energía se utiliza para etiquetar
en nuestro caso una planta de procesos. Pero a su vez puede etiquetar cualquier
forma de planta de energía de acuerdo con los objetivos de dicha planta. Se sabe
que el sistema de etiquetado KKS se divide en tres tipos: etiquetado de proceso
correlativo, fijación de etiquetado puntual y etiquetado de lugar.
La adopción del sistema de identificación KKS en la planta de procesos, nos
permitirá administrar y mantener la operación de producción con seguridad a la vez
que puede ayudar a la empresa a mejorar la eficiencia del trabajo del personal,
aumentar el nivel de gestión moderna de la empresa y también ser uno de los
métodos importantes que se unen con la industria internacional de la energía
eléctrica.
4.2. SISTEMA DE ETIQUETADO KKS
A. Los requisitos del sistema de etiquetado KKS
Debe tener suficiente amplitud y finura para identificar todos los sistemas,
partes y estructuras.
Debe ser suficiente capacidad de extensión para adaptarse a las nuevas
tecnologías.
Debe ser el mismo etiquetado en las diversas etapas de diseño, evidencia,
construcción, operación, mantenimiento y gestión de residuos y debe ser el
etiquetado informativo unificado en todo el ciclo de vida.
62
Debe ser de aplicación mutua entre la ingeniería mecánica, la ingeniería civil,
la ingeniería eléctrica, y debe tener la capacidad de etiquetar la función
tecnológica, el punto de fijación y el lugar.
B. La estructura y características del sistema de codificación KKS.
1) La característica del sistema de codificación KKS:
De acuerdo con la figura 4.1, podemos resumir que la codificación KKS
El sistema tiene tres características, como sigue:
Usando cuatro formas de jerarquía y datos del alfabeto fijos
Un método de etiquetado independiente de regla profesional en ingeniería,
utilizando un formato codificado uniforme.
KKS se considera la relación con DIN, IEC e ISO.
C. El formato del sistema de codificación KKS
Hay tres diferentes códigos de etiquetado KKS que utilizan los mismos cuatro
esquemas de grado.
1. La codificación del proceso correlativo: el etiquetado del proceso
correlativo para el sistema y el equipo se etiqueta según su función en el
mecanismo, la construcción, la electricidad y el instrumento.
2. La codificación del punto de fijación: el etiquetado se fija en la unidad
instalada (como la celda, el panel, la consola, etc.).
3. La codificación del lugar: el etiquetado del lugar de la estructura del
edificio está en el piso y en el espacio, también en el área de protección
contra incendios y especifica el terreno.
4. La codificación y el etiquetado clasificados se establecen sobre la base del
proyecto no específico:
63
En el grado uno, F1 / F1 F2 / F1 F2 F3 como las palabras clave de
etiquetado para la función.
En el segundo grado, A1 / A1 A2 como palabras clave de etiquetado
para la unidad de equipo.
En el tercer grado, B1 / B1 B2 como palabras clave de etiquetado para
parte del equipo.
5. El significado de la palabra clave se puede redefinir para proyectos
específicos que deben ser revisados por ambos lados del proyecto.
6. Los elementos de codificación G, F0, FN, AN, A3 y BN son los elementos
del número de codificación.
7. En el proyecto específico, todas las partes participantes deben llegar a un
acuerdo sobre el sistema de números de codificación y la dirección del
número de codificación.
8. Principios universales:
Como regla general, cuando el primer número de codificación del
elemento cambió, el número de codificación debería reiniciarse.
El número de codificación puede ser sucesivo o agrupado.
El número de codificación también puede ser discontinuo.
Una vez que se establece la regla de codificación, no se debe cambiar.
Incluso si el proceso de diseño cambia, el número de codificación no
debe cambiarse.
Se introduce brevemente la regla del sistema de etiquetado KKS en lo anterior. Para
un proyecto específico, debe referirse a la regulación específica en el estándar
corporativo del propietario del proyecto.
Hay un ejemplo de proyecto específico como el siguiente, que ilustrará la
aplicación del sistema de etiquetado KKS en el proceso de construcción de plantas
de energía [14], [15], [16].
64
4.3. ADECUACIÓN DE MÉTODO DE CODIFICACIÓN
4.3.1. Situación de ingeniería
La disposición de particularidad de la aplicación de ingeniería real
El trabajo de codificación de KKS requiere un mayor requisito para el
ingeniero. El ingeniero no solo debe tener un plan general del trabajo de
codificación, sino también tener conocimiento del diseño. Por lo tanto, todos
los detalles del trabajo de codificación de KKS deben hacerse con anticipación.
Es responsabilidad y obligación del trabajo de codificación de KKS para el
diseñador para mejorar la eficiencia, reducir fallas y pérdidas para la operación
de la planta de procesos en el futuro.
4.3.2. Estructura del sistema de codificación KKS orientada a la planta de
procesos.
Figura N° 4.1: Estructura del sistema de codificación KKS orientada a la planta de procesos.
65
De la estructura del sistema de codificación KKS, se tomara los grados de
codificación grado 1, grado 2 y grado 3. El grado 0, en el caso del proyecto del
informe, viene a ser:
ITEM CÓDIGO DESCRIPCIÓN
001 1500TMPD Proyecto Tambomayo
Tabla 4.1: Código de identificación del proyecto minero Tambomayo
Según la estructura del sistema de codificación KKS en este nivel de desglose
“G” o “0”, a unidades de centrales eléctricas, plantas no específicas de la
unidad, extensiones, etc. La planta de procesos del proyecto minero
Tambomayo Tapay, siendo una unidad perteneciente a un conglomerado, le
corresponde este nivel de desglose.
Para los fines de adecuar nuestro método de implementación de un sistema de
codificación (TAG) de los equipos de BT y MT, usaremos de la estructura de
codificación KKS el siguiente modelo:
Figura N° 4.2: Estructura del sistema de codificación KKS adecuada
66
Figura N° 4.3: Formato de codificación KKS adecuada. Fuente [12]
Figura N° 4.4: Nivel de desglose "0" para el proyecto Tambomayo.
4.3.2.1. Código del sistema o grado 1
De la figura 3.7, para nuestro caso y siguiendo las recomendaciones de
KKS:
En F0 me indica que puede ser ocupada por un número, para nuestro
caso ese número oscilara entre 0 y 100.
0
Planta Total
G
A o N
Nivel de Desglose
Tipo de Desglose
Designación de carácter de
datos
Tipo de carácter de datos
1500tmpd
Código de Unidad Minera:
1500TMPD: INGENIERIA
BASICA Y DETALLE DEL
PROYECTO TAMBOMAYO
67
En caso de F1 representa a Grupos Principales, F2 a Grupos y F3 a
Sub-Grupos, para nuestro caso, solo se utilizara el F3 que representara
sufijos.
F3, como lo indica el código KKS, en ese nivel puede almacenar datos
alfanuméricos, en esta sección solo será utilizada para bandejas
portacables (Ver Fig. N° 4.5).
En el caso de FN representa a una cantidad “N” de números
correlativos, para nuestro al tratarse del código del sistema en el
grado 1, lo orientaremos a áreas de trabajo, cuya numeración estará
en el intervalo de 100 a 999. Esta sección será la que se utilice
generalmente al implementarse el sistema de codificación.
68
Figura N° 4.5: Código de área para la planta de procesos
4.3.2.2. Código de unidad de equipo o grado 2
Para nuestro caso y siguiendo las recomendaciones de KKS:
Se utilizara A1 para identificar el nivel de tensión de servicio del equipo,
uso exclusivo para tableros de fuerza (Ver Fig. N° 4.6).
Grado 0
Planta Total
G
A o N
Código de Sistema
F0
N
F1 F2 F3
A A A
FN
A o N
A1 A2
A A
AN
N N N
A3
(A)
Código de Equipo
B1 B2
A A
BN
N N
Código de Componente
Grado 1 Grado 2 Grado 3Nivel de Desglose
Tipo de Desglose
Designación de carácter de
datos
Tipo de carácter de datos
SUFIJO DE ÁREA
Bandejas Portacables
CÓDIGO DE ÁREA
Ancho de Bandeja Tipo de Bandeja
90: 900mm
60: 600mm
45: 450mm
30: 300mm
15: 150mm
B: Bandeja tipo
lisa.
L: Bandeja tipo
escalerilla.
45L
Solo Bandejas
231:
300:
400:
410:
430:
510:
540:
45L 430-
45l-430-P-001
69
Se utilizara A2 para identificar la clasificación de los equipos eléctricos,
para ello codificaremos todos los equipos de BT y MT en un máximo de
3 caracteres “XXX”. Este código representara a un equipo eléctrico
(Ver Fig. N° 4.6).
Se utilizara AN, indicara el numero correlativo del equipo, esta
asignación será en el rango del 001 a 999, manteniendo sin excepciones
los 3 dígitos (Ver Fig. N° 4.6).
Se utilizara A3, como sufijo del número correlativo, en esta sección
podremos detectar equipos en operación normal (A) y equipos en
standby (B). Además si tuviéramos más de 01 equipos de iguales
características, al Sufijo A o B se le asigna un numero correlativo (Ver
Fig. N° 4.6).
70
Figura N° 4.6: Código de equipo para la planta de procesos
4.3.2.3. Código de componente o grado 3
Para nuestro caso y siguiendo las recomendaciones de KKS:
De B1, dentro del código del componente se le asignara una indicador
eléctrico, es decir, implementaremos un código de un solo carácter “X”
que representara a un motor (M). Si el equipo tiene más de un motor se
agrega un (01) digito correlativo después de la letra M (Ver Fig. N° 4.7).
Grado 0
Planta Total
G
A o N
Código de Sistema
F0
N
F1 F2 F3
A A A
FN
A o N
A1 A2
A A
AN
N N N
A3
(A)
Código de Equipo
B1 B2
A A
BN
N N
Código de Componente
Grado 1 Grado 2 Grado 3Nivel de Desglose
Tipo de Desglose
Designación de carácter de
datos
Tipo de carácter de datos
Sufijo de Nivel de
Tensión del equipo
M:
J:
L:
P:
C:
S:
Código de Equipo
OpcionalTablerosNumero
Correlativo
001 al 999
Sufijo de Nro.
Correlativo
A: Operación Normal
B: Operación Standby
Opcional
Equipo Igual
p CN 001 A-
430 - Pcn - 001a
71
De B2, será implementado para identificar equipos eléctricos auxiliares
y de control, este código tendrá dos caracteres “XX”, y que por lo
general estará asignada a Botoneras de Campo (HS) y Calentadores
(HE). (Ver Fig. N° 4.7).
Figura N° 4.7: Código de componente para la planta de procesos
4.3.3. Resumen de adecuación de método
Grado 0
Planta Total
G
A o N
Código de Sistema
F0
N
F1 F2 F3
A A A
FN
A o N
A1 A2
A A
AN
N N N
A3
(A)
Código de Equipo
B1 B2
A A
BN
N N
Código de Componente
Grado 1 Grado 2 Grado 3Nivel de Desglose
Tipo de Desglose
Designación de carácter de
datos
Tipo de carácter de datos
Código para
Motores
Código de equipos
eléctricos
auxiliares / Control
M HS-
430 - PU- 001A - M - HS
72
Figura N° 4.8: Estructura de sistema de codificación KKS adecuada para la implementación de la codificación eléctrica de
equipos de BT y MT en el Proyecto Minero Tambomayo Tapay
Grado 0
Planta Total
G
A o N
Código de Sistema
F0
N
F1 F2 F3
A A A
FN
A o N
A1 A2
A A
AN
N N N
A3
(A)
Código de Equipo
B1 B2
A A
BN
N N
Código de Componente
Grado 1 Grado 2 Grado 3Nivel de Desglose
Tipo de Desglose
Designación de carácter de
datos
Tipo de carácter de datos
430 ER 001- -
Código de Área
430: Área de Molienda
Código de Equipo
ER: Sala Eléctrica
Código de correlativo
001: Correlativo 001
Simbolo de Separación
73
CAPÍTULO V
5. ANÁLISIS DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA PLANTA DE PROCESOS
DEL PROYECTO MINERO TAMBOMAYO TAPAY, PARA LA
CODIFICACIÓN ELÉCTRICA (TAG) DE EQUIPOS DE BT Y MT.
5.1. INTRODUCCIÓN
El presente documento, define los criterios para la identificación de equipos a
utilizar en el desarrollo de la Ingeniería de las instalaciones eléctricas,
correspondientes al Proyecto INGENIERIA BASICA Y DETALLE DEL
PROYECTO TAMBOMAYO de la Compañía Minas Buenaventura S.A.A.
(CMBSAA), ubicado en el distrito de Tapay, provincia de Caylloma, departamento
de Arequipa.
El objetivo del presente documento es proveer un método para la codificación de
los equipos, con la finalidad de facilitar el proceso de ingeniería, diseño, control de
materiales, construcción, control del proyecto, comisionamiento, el entrenamiento
de los operadores y la operación normal de todas las instalaciones del proyecto.
5.2. CODIFICACIÓN DE ÁREAS
ITEM CÓDIGO DESCRIPCIÓN
001 231 Polvorín.
002 300 Cianuración
003 400 Chancado
004 410 Stock Pile
005 430 Molienda
006 510 Flotación
007 540 Merril Crowe
008 542 Destrucción de Cianuro
009 550 Preparación de Reactivos
74
010 560 Espesamiento y Filtración de Concentrados
011 580 Lavado Contracorriente CCD
012 590 Retorta y Fundición
013 610 Espesamiento y Transporte de Relaves
014 710 Planta de Tratamiento de Agua Potable y SCI
015 717 Tratamiento de Aguas Acidas.
016 720 Taller de Mantenimiento.
017 721 Almacén General.
018 722 Casa de Logueo y Almacén de Testigos.
019 725 Grifo
020 740 Oficinas Administrativas.
021 741 Sala de Capacitación.
022 742 Módulo de Vestuarios
023 743 Módulo de Posta Médica.
024 745 Laboratorio de Análisis Químico.
025 750 Campamentos.
026 771 Garita de Control
Tabla 5.1: Codificación de áreas en planta de procesos.
5.3. CÓDIGOS DE EQUIPOS
Los equipos eléctricos se codificarán de la siguiente manera:
ITEM CÓDIGO DESCRIPCIÓN
001 ACA Unidad de Aire Acondicionado.
002 AFL Variador de Frecuencia de Baja Tensión.
003 AFM Variador de Frecuencia de Media Tensión.
004 BAT Batería/Banco de Baterías.
005 BAC Cargador de Batería.
006 BCL Banco de Condensadores de Baja Tensión.
007 BCM Banco de Condensadores de Media Tensión.
75
008 BSB Bus de Cobre Desnudo.
009 BSC Cable bus.
010 BSL Bus Metal-Enclosed de Baja Tensión.
011 BSM Bus Metal-Enclosed de Media Tensión.
012 BSW Ducto Eléctrico de Baja Tensión.
013 CQL Condensador de Baja Tensión.
014 CQM Condensador de Media Tensión.
015 CBD Interruptor Automático en DC.
016 CBL Interruptor Automático de Baja Tensión.
017 CBM Interruptor Automático de Media Tensión.
018 CTD Transformador de Corriente en DC.
019 CTL Transformador de Corriente de Baja Tensión.
020 CTM Transformador de Corriente de Media Tensión.
021 DPA Tablero de Distribución en AC.
022 DPC Tablero de Distribución en DC.
023 TDI Tablero de Distribución de Instrumentación.
024 DPU Tablero de UPS.
025 ER Sala Eléctrica.
026 ES Subestación Eléctrica.
027 FUL Fusible de Baja Tensión.
028 FUM Fusible de Media Tensión.
029 GED Generador Diésel.
030 GEG Generador de Gasolina.
031 GRR Resistencia de Puesta a Tierra.
032 JBL Caja de Conexiones baja tensión.
033 LPA Tablero de Iluminación y tomacorrientes.
034 MCD Centro Control de Motores DC.
035 MCL Centro Control de Motores de Baja Tensión.
036 MCM Centro Control de Motores de Media Tensión.
037 MHL Buzón de Energía Baja tensión.
038 MHM Buzón de Energía Media tensión.
76
039 PDC Pararrayo tipo PDC.
040 PRL Receptáculo de Alimentación de Baja Tensión.
041 PRM Receptáculo de Alimentación de Media
Tensión.
042 PTL Transformador Potencial de Baja Tensión.
043 PTM Transformador Potencial de Media Tensión.
043 RSL Arrancador Suave de Baja Tensión.
044 RSM Arrancador Suave de Media Tensión.
045 SBL Tablero General de Baja Tensión.
046 SGL Switchgear de Baja Tensión.
047 SGM Switchgear de Media Tensión.
048 SSL Interruptor de Seguridad de Baja Tensión.
049 TBL Caja de Terminales de Baja Tensión.
050 TBM Caja de Terminales de Media Tensión.
051 TSL Tablero de Transferencia Automática de Baja
Tensión.
052 TSM Tablero de Transferencia Automática de Media
Tensión.
053 UPS Fuente de Alimentación Ininterrumpible.
054 VLL Pararrayos de Subestación de Baja Tensión.
055 VLM Pararrayos de Subestación de Media Tensión.
056 VTL Transformador de Voltaje de Baja Tensión.
057 VTM Transformador de Voltaje de Media Tensión.
058 WRL Receptáculo para Máquinas de Soldar.
059 XFA Transformador de Aislamiento.
060 XFD Transformador de Distribución (Potencia ≤
10MVA)
061 XFL Transformador de Iluminación y servicios
auxiliares.
062 XFP Transformador de Potencia (Potencia >
10MVA)
77
063 XFU Subestación Unitaria.
064 XFJ Transformador de Instrumentación.
065 CB Faja Transportadora
066 M Motor
067 CN Puente grúa
068 HS Estación de control
069 HE Calefactor
070 SC Zaranda Vibratoria
071 PMG Electroimán Autolimpiante
072 SA Muestrador
073 AG Agitador
074 PU Bomba
075 DPP Tablero de Fuerza de Bomba Dosificadora
076 PHT Monorriel de 2TN
077 PAZ Analizador
078 PSA Tablero de Fuerza de muestrador
079 FE Alimentador de Placas
080 PCG Concentrador Gravimétrico
081 PAC Sistema de aire acondicionado de sala eléctrica.
082 PFA Sistema de presurización en sala eléctrica.
Tabla 5.2: Codificación de equipos en planta de procesos.
5.4. CÓDIGO DE NIVEL DE SERVICIO
Los niveles de servicio identifican los diferentes sistemas que se asignan a cada
canalización para asegurar que los cables sean instalados en las canalizaciones
adecuadas.
78
ITEM CÓDIGO DESCRIPCIÓN
001 M Media tensión 10kV y 4.16kV.
002 J Instrumentación 120Vac.
003 L Baja tensión alumbrado y tomacorrientes
230Vac.
004 P Baja tensión 480Vac y 400-231Vac.
005 C Control 120Vac y 24Vcc.
006 S Control 125Vcc.
Tabla 5.3: Codificación de nivel de servicio en planta de procesos.
5.5. CODIFICACIÓN DE SALAS ELÉCTRICAS
La identificación se asocia con el tag del área en la cual se ubica la sala eléctrica
más el carácter “-”, el código de la sala eléctrica, el carácter “-” y un número
correlativo de tres (3) dígitos.
Figura N° 5.1: Sistema de Codificación de los principales eléctricos.
Ejemplo: 400-ER-001
Dónde:
79
00-ER-001
400 Chancado (Código de área)
ER Sala Eléctrica
001 Numero correlativo
Tabla 5.4: Codificación de salas eléctricas
Figura N° 5.2: Sala Eléctrica Codificada "400-ER-001"
Consultar anexos 1 y 2 para ver ubicación en el diagrama unifilar general y
descripción detallada en anexo 4.
5.6. CODIFICACIÓN DE BANDEJAS
La identificación se asocia con el tipo de bandeja y el ancho de la bandeja en
centímetros, el carácter “-” el tag del área en la cual se instala la bandeja más el
carácter “-”, el código de nivel de servicio, el carácter “-” y un número
correlativo de tres (3) dígitos.
80
Figura N° 5.3: Sistema de Codificación de Bandejas Portacables
Ejemplo: L45-400-P-001.
Dónde:
81
L45-400-P-001
L45 Bandeja de ancho 45 cm.
400 Chancado (Código de área)
P Nivel de servicio baja
tensión 480Vac.
001 Numero correlativo de la
bandeja.
Tabla 5.5: Codificación de Bandejas.
Consultar anexos 1 y 2 para ver ubicación en el diagrama unifilar general y
descripción detallada en anexo 4.
5.7. CODIFICACIÓN DE BUZONES
La identificación se asocia con el tag del área en la cual se ubica el buzón más
el carácter “-”, el código de buzón eléctrico, el carácter “-” y un número
correlativo de tres (3) dígitos.
Figura N° 5.4: Sistema de Codificación de Buzones
Ejemplo: 430-MHL-001
82
Dónde:
430-MHL-001
430 Molienda (Código de área)
MHL Buzón de energía de baja
tensión.
001 Numero correlativo de
buzón.
Tabla 5.6: Codificación de Buzones.
Cuando existan cables de baja y media tensión en un buzón eléctrico,
predominará la denominación del buzón de mayor tensión.
Consultar anexos 1 y 2 para ver ubicación en el diagrama unifilar general y
descripción detallada en anexo 4.
5.8. CODIFICACIÓN DE EQUIPOS
La identificación se asocia con el tag del área en la cual se ubica el equipo más
el carácter “-”, el código de equipo, el carácter “-” y un número correlativo de
tres (3) dígitos.
83
Figura N° 5.5: Sistema de Codificación de Equipos
Ejemplo: 430-PU-001
Dónde:
430-PU-001
430 Molienda (Código de área)
PU Bomba
001 Numero correlativo del
equipo.
Tabla 5.7: Codificación de equipos.
Si se tiene varios equipos para un mismo propósito, en operación normal y en
operación standby, se agregara una letra. La última letra en el correlativo será
considerada standby o será indicado explícitamente.
Ejemplo: 430-PU-001A, 430-PU-001B
Dónde:
84
430-PU-001A, 430-PU-001B
430 Molienda (Código de área)
PU Bomba.
001A Numero correlativo del
equipo (operación normal).
001B Numero correlativo del
equipo (operación standby).
Tabla 5.8: Codificación de equipos en operación normal y equipos
en standby.
Los códigos de los equipos (faja, bomba, etc.) son definidos por las disciplinas:
procesos, mecánica y tuberías.
Consultar anexos 1 y 2 para ver ubicación en el diagrama unifilar general y
descripción detallada en anexo 4.
5.9.CODIFICACIÓN DE MOTORES
La identificación se asocia con el tag del equipo asociado, más el carácter “-”,
y la letra M.
Figura N° 5.6: Sistema de Codificación de Motores Eléctricos
85
Ejemplo: 410-CB-001-M.
Dónde:
410-CB-001-M.
410 Stock Pile (Código de área)
CB Faja Transportadora
001 Numero correlativo
M Motor.
Tabla 5.9: Codificación de Motores.
Si el equipo tiene más de un motor, se agregara un (1) digito correlativo
después de la letra M.
Ejemplo: 410-CB-001-M1, 410-CB-001-M2.
Consultar anexos 1 y 2 para ver ubicación en el diagrama unifilar general y
descripción detallada en anexo 4.
5.10. CODIFICACIÓN DE TABLEROS DE FUERZA (VENDOR)
La identificación para los tableros de fuerza de los equipos vendor se asocia
con el tag del sistema o equipo que el vendor está suministrando, agregando el
carácter “P” antes del código de identificación del equipo.
86
Figura N° 5.7: Sistema de Codificación de Tableros de Fuerza
Ejemplo: 410-PCN-001.
Dónde:
410-PCN-001
410 Stock Pile (Código de área)
P Sufijo para el tablero de
fuerza.
CN Puente Grúa
001 Numero Correlativo
Tabla 5.10: Codificación de Tableros de Fuerza (Vendor).
Consultar anexos 1 y 2 para ver ubicación en el diagrama unifilar general y
descripción detallada en anexo 4.
5.11. CODIFICACIÓN DE ESTACION DE CONTROL
La identificación se asocia con el tag del equipo a controlar, más el carácter “-”
y las letras HS.
87
Figura N° 5.8: Sistema de Codificación de Equipos Eléctricos Auxiliares
Ejemplo: 510-PU-001-HS.
Dónde:
510-PU-001-HS
510 Flotación (Código de área)
PU Bomba
001 Numero correlativo
HS Estación de control.
Tabla 5.11: Codificación de Estación de Control.
Si el equipo tiene más de una estación de control, se agregará un (1) digito
correlativo después de la letra HS.
Ejemplo: 510-PU-001-HS1, 510-PU-001-HS2.
88
5.12. CODIFICACIÓN DE CALEFACTORES
La identificación se asocia con el tag del equipo, más el carácter “-” y las letras
HE. Ejemplo: 510-PU-001-HE.
Figura N° 5.9: Sistema de Codificación de Equipos Eléctricos Auxiliares
Donde:
510-PU-001-HE
510 Flotación (Código de área)
PU Bomba
001 Numero correlativo
HE Calefactor
Tabla 5.12: Codificación de Calefactores.
Si el equipo tiene más de un calefactor, se agregará un (1) digito correlativo
después de la letra HE.
Ejemplo: 510-PU-001-HE1, 510-PU-001-HE2.
Consultar anexos 1 y 2 para ver ubicación en el diagrama unifilar general y
descripción detallada en anexo 4.
89
5.13. CODIFICACIÓN DE VARIADORES DE FRECUENCIA EXTERNO
La identificación se asocia con el tag del área en la cual se ubica el equipo más
el carácter “-”, el código de equipo, el carácter “-” y un número correlativo de
tres (3) dígitos.
Figura N° 5.10: Sistema de Codificación de Variadores de Frecuencia Externo
Ejemplo: 430-AFL-001
Dónde:
430-AFL-001
430 Molienda (Código de área)
AFL Variador de frecuencia de
baja tensión.
001 Numero correlativo del
equipo.
Tabla 5.13: Codificación de Variadores de Frecuencia Externo.
Consultar anexos 1 y 2 para ver ubicación en el diagrama unifilar general y
descripción detallada en anexo 4.
90
5.14. CODIFICACIÓN DE ARRANCADOR SUAVE EXTERNO
La identificación se asocia con el tag del área en la cual se ubica el equipo más
el carácter “-”, el código de equipo, el carácter “-” y un número correlativo de
tres (3) dígitos.
Ejemplo: 510-RSL-001,
Dónde:
510-RSL-001
510 Flotación (Código de área)
RSL Arrancador suave de baja
tensión.
001 Numero correlativo del
equipo.
Tabla 5.14: Codificación de Arrancador Suave Externo.
Consultar anexos 1 y 2 para ver ubicación en el diagrama unifilar general y
descripción detallada en anexo 4.
5.15. CODIFICACIÓN DE INTERRUPTOR DE SEGURIDAD DE FUERZA
La identificación se asocia con el tag del área en la cual se ubica el equipo más
el carácter “-”, el código de equipo, el carácter “-” y un número correlativo de
tres (3) dígitos.
91
Figura N° 5.11: Sistema de codificación de interruptor de seguridad de fuerza
Ejemplo: 400-SSL-001.
Dónde:
400-SSL-001
400 Chancado (Código de área)
SSL Interruptor de seguridad de
baja tensión.
001 Numero correlativo del
equipo.
Tabla 5.15: Codificación de Interruptor de Seguridad de Fuerza.
Consultar anexos 1 y 2 para ver ubicación en el diagrama unifilar general y
descripción detallada en anexo 4.
92
5.16. CODIFICACIÓN DE CABLES
Figura N° 5.12: Sistema de Codificación de Cables Eléctricos
5.16.1. Cables de fuerza
La identificación se asocia con el tag del equipo a energizar, suprimiendo el
carácter “-” en el tag del equipo, más el carácter “-”, el nivel de servicio del
cable y un número correlativo de dos (2) dígitos.
Ejemplo
Cable de fuerza desde el tablero 400-MCL-001 hasta el transformador 400-
XFL-001. Tag de cable: 400XFL001-P01.
93
Figura N° 5.13: Codificación de Conductores de Fuerza
Dónde:
400XFL001-P01
400 Chancado (Código de área)
XFL Transformador de iluminación y
servicios auxiliares.
001 Numero correlativo del equipo.
P Nivel de servicio de baja tensión.
01 Numero correlativo de cable.
Tabla 5.16: Codificación de Cables de Fuerza (Niveles).
Conductores de fuerza
en proceso de TAGEO
Conductores de fuerza
correctamente etiquetados
TAG: 304DBE9600-P1/L1
TAG: 304DBE9600-P1/L2
TAG: 304DBE9600-P1/L3
94
400XFL001-P01
400XFL001 Tag del transformador 400-XFL-
001, con supresión de carácter “-”.
P Nivel de servicio de baja tensión.
01 Numero correlativo de cable.
Tabla 5.17: Codificación de Cables de Fuerza
Consultar anexos 1 y 2 para ver ubicación en el diagrama unifilar general y
descripción detallada en anexo 4.
5.16.2. Cables de control
La identificación se asocia con el tag del equipo a controlar, suprimiendo el
carácter “-” en el tag del equipo, más el carácter “-”, el nivel de servicio del
cable y un número correlativo de dos (2) dígitos.
Ejemplo
Cable de control desde el centro control de motores 400-MCL-001 hasta la
estación de control 410-PU-001-HS, que controla la operación de la bomba
410-PU-001.
Tag de cable: 410PU001-C01.
Dónde:
410PU001-C01
410 Flotación (Código de área)
PU Bomba.
001 Numero correlativo del equipo.
95
C Nivel de servicio de control
120Vac.
01 Numero correlativo de cable.
Tabla 5.18: Codificación de Cables de Control (Niveles).
410PU001-C01
410PU001 Tag de la Bomba 410-PU-001, con
supresión de carácter “-”.
C Nivel de servicio de control
120Vac.
01 Numero correlativo de cable.
Tabla 5.19: Codificación de Cables de Control.
Consultar anexos 1 y 2 para ver ubicación en el diagrama unifilar general y
descripción detallada en anexo 4.
5.16.3. Cables de iluminación y tomacorrientes
La identificación se asocia con el tag del tablero de iluminación, suprimiendo
el carácter “-” en el tag del tablero, más el carácter “-”, el nivel de servicio del
cable y un número correlativo, del circuito del tablero, de dos (2) dígitos.
Ejemplo:
Cable principal del circuito de iluminación desde el tablero de alumbrado 410-
LP-001 hasta los equipos correspondientes al circuito N°1
Tag de cable: 410LP001-L01.
Dónde:
96
410LP001-L01
410 Flotación (Código de área)
LPA Tablero de iluminación y
tomacorrientes.
001 Numero correlativo del equipo.
L Nivel de servicio de baja tensión de
alumbrado y tomacorrientes
230Vac.
01 Numero correlativo del circuito del
tablero.
Tabla 5.20: Codificación de Cables de Iluminación y Tomacorrientes
(Niveles).
410LP001-L01
410LPA001 Tag del tablero 410-LPA-001, con
supresión de carácter “-”.
L Nivel de servicio de baja tensión de
alumbrado y tomacorrientes
230Vac.
01 Numero correlativo del circuito del
tablero.
Tabla 5.21: Codificación de Cables de Iluminación y Tomacorrientes.
Consultar anexos 1 y 2 para ver ubicación en el diagrama unifilar general y
descripción detallada en anexo 4.
97
CONCLUSIONES
Se encontró normas internacionales como la DIN EN 40719, DIN EN 81346-1, DIN
EN 81346-2, que por medio de la VGB, se implementa el sistema de identificación de
plantas de energía (KKS). El KKS es utilizadas por Landsnet (Operador eléctrico en
Islandia), y que forma parte de la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de
Electricidad (ENTSO-E). Esta red está compuesta por 43 países de Europa, y que en
la actualidad se está implementando en el país Chino, en aras de manejar un mismo
estándar en la codificación e internacionalizar la energía eléctrica.
En relación a nuestra normativa nacional, tanto el Código Nacional de Electricidad
(CNE) y la Norma Técnica Peruana (NTP), queda establecido que ofrece escaza
recomendación sobre la codificación eléctrica (TAG) para los sistemas de generación,
transmisión y distribución de la energía eléctrica, más aun para los proyectos mineros
e industriales.
Se demostró que para la implementación de la gestión de mantenimiento para la fase
de operación del proyecto basada en el RCM, es importante la determinación de un
sistema de codificación eléctrica (TAG), ya que al TAG de un determinado equipo o
componente, es donde se asignara datos como los indicadores para el mantenimiento
del sistema eléctrico y se podrán determinar ordenes de trabajo (OT) orientadas al
mantenimiento preventivo, mantenimiento correctivo y predictivo.
Se adecuo un método de codificación eléctrica (TAG) en base a la normativa
internacional, específicamente centrada en el código KKS. Además de definir los
criterios mínimos para codificar los equipos eléctricos presentes en el Proyecto.
Claramente este objetivo ha sido establecido, ya que se logró establecer un método
que tenga la capacidad de etiquetar la función tecnológica, el punto de fijación y el
lugar, además de ser un TAG que estará presente en las diversas etapas del proyecto;
Construcción, Operación y Mantenimiento.
98
RECOMENDACIONES
Si bien es cierto que el presente informe tiene como objetivo principal la
implementación de un sistema de codificación eléctrica (TAG) para los diferentes
equipos presentes en la planta de procesos, no se puede dejar en vacío, que por
experiencia propia y estar presente en diferentes unidades mineras, se posee un sinfín
de métodos de codificación e inclusive he encontrado equipos eléctricos sin
codificación, por tal, recomiendo con el fin de optimizar costos de mantenimiento,
codificar y asignar un TAG a cada equipo.
El Perú no puede ser ajeno a los modelos actuales de la Internacionalización de la
energía eléctrica, los países del continente Europeo, parte del continente Africano y
ahora el país Chino, vienen estableciendo un estándar en la codificación eléctrica, que
les permita tener un mismo lenguaje. Es por ello que recomiendo que en nuestro país
se establezca un estándar para la codificación eléctrica, un estándar que se maneje en
todas las unidades mineras del país, así como en los sistemas de generación,
transmisión y distribución de energía eléctrica.
Se recomienda para futuros proyectos, implementar un sistema de codificación
eléctrica (TAG) desde la fase de construcción, ya que gracias a ello se puede llevar
una gestión de mantenimiento centrado en el RCM de manera óptima. además está
comprobado que los mayores costos de perdida en una planta de procesos se da en la
fase de operación. Es una práctica simple pero importante en el desarrollo de cualquier
proyecto.
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ANEXOS
Anexo 1: Diagrama de Bloques del Sistema Eléctrico de la Planta General.
Anexo 2: Diagrama Unifilar General del Sistema Eléctrico.
Anexo 3: Estándares de Electricidad, Nomenclatura Eléctrica.
Anexo 4: Lista de Equipos de Planta de Procesos.
102
Anexo 1: Diagrama de Bloques del Sistema Eléctrico de la Planta General.
103
Anexo 2: Diagrama Unifilar General del Sistema Eléctrico.
104
Anexo 3: Estándares de Electricidad, Nomenclatura Eléctrica.
105
Anexo 4: Lista de Equipos de Planta de Procesos.
