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CRITERIOS PARA LA ELABORACIÓN DE PROGRAMAS DE MANTENIMIENTO EN SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN

Dirección de Operación Subdirección de Distribución

DIRECCiÓN DE OPERACiÓN SUBDIRECCIÓN DE DISTRIBUCiÓN Comls16rr Federal de Electricidad

CRITERIOS PARA LA ELABORACiÓN DE PROGRAMAS DE MANTENIMIENTO EN SUBEST ACIONES DE DISTRIBUCiÓN HOJA DE FORMALlZACIÓN

CLAVE DEL AREA: D1110

DIRECCiÓN DE OPERACiÓN

DíA

MES

AÑO

15

07

2008

AMBITO DE APLlC

SUBDIRECCIÓN

DE DISTRIBUCiÓN

CIÓN: Institucional AUTORIZACiÓN

ución

REVISiÓN

~~

Ing. Teódulo Ar Rqdríguez Gerente de Opera'ción a'ción de Distribución

VIGENCIA: A partir de la fecha que señala esta Autorización al calce y hasta en tanto no se presenten cambios o modificaciones técnicas. OBSERVACIONES: Este documento es de carácter obligatorio para aplicación en todas las Divisiones de Distribución de C.F.E. CREDITOS: Divisiones de Distribución y Oficinas Nacionales (Hoja anexa) CONTROL DE ACTUALIZACIONES Revisión No.

Motivo

o Causa

Nueva Creación

Capitulo (s) No.

06

DIRECCIÓN DE OPERACIÓN SUBDIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN CRITERIOS PARA LA ELABORACIÓN DE PROGRAMAS DE MANTENIMIENTO EN SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN

HOJA CLAVE REVISIÓN FECHA DE ELABORACIÓN

CRÉDITOS

Ing. Fernando Mendoza Cuevas

Gerencia de Operación de Distribución

Ing. David Castañeda Sánchez

División Baja California

Ing. Tomas Bourjac Peralta

División Noroeste

Ing. Erasmo Ríos Gallegos

División Norte

Ing. Arturo Chapa Torres

División Golfo Norte

Ing. Daniel Murguía Patiño

División Golfo Centro

Ing. Jesús Madera Pozo

División Jalisco

Ing. José R. Gutiérrez Márquez

División Bajío

Ing. Servando Sánchez Ruiz

División Centro Occidente

Ing. Ignacio Landeros Zarco

División Centro Sur

Ing. Roger Catalán Pérez

División Centro Occidente

Ing. Víctor Rojas Huidobro

División Oriente

Ing. Oliver Enríquez Mancilla

División Sureste

Ing. Rangel Santos López

División Peninsular

Ing. Isidro Medrano Suarez

División Baja California

Ing. Eduardo Acosta Félix

División Noroeste

Ing. Roberto Montoya Hintze

División Norte

Ing. Porfirio Alaníz Almaguer

División Golfo Norte

Ing. Marco Ortiz Hernández

División Golfo Centro

Ing. Héctor Lemus Zavala

División Jalisco

Ing. Martín Monjaras Méndez

División Bajío

1 PE-D1110-003 2008 07 25

DIRECCIÓN DE OPERACIÓN SUBDIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN CRITERIOS PARA LA ELABORACIÓN DE PROGRAMAS DE MANTENIMIENTO EN SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN

Ing. Cesar Barnaba Gonzales Ing. José Bárcenas

de

Jesús

HOJA CLAVE REVISIÓN FECHA DE ELABORACIÓN

División Centro Occidente

Gallardo División Centro Sur

Ing. Octavio Vázquez Gamboa

División Centro Oriente

Ing. José López Rodríguez

División Oriente

Ing. Jorge Betanzos Manuel

División Sureste

Ing. Marco Merino Soberano

División Peninsular

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ÍNDICE CAPITULO I: CONCEPTOS BASICOS DE MANTENIMIENTO 1.1.- DEFINICIONES 1.2.- NOMENCLATURA

I-1 I-14

CAPITULO II: MANTENIMIENTO INTEGRAL A SUBESTACIONES 2.1.- MANTENIMIENTO INTEGRAL 2.2.- MANTENIMEINTO PREVENTIVO A EQUIPO PRIMARIO DE SUBESTACIONES 2.2.1.- INSPECCIÓN VISUAL 2.2.2.- MANTENIMIENTO PREVENTIVO SISTEMÁTICO 2.3.- MANTENIMEINTO PREVENTIVO A ESQUEMAS DE PROTECCIÓN 2.4.- PROGRAMACIÓN DEL MANTENIMIENTO PREVENTIVO 2.5.- MANTENIMIENTO CORRECTIVO 2.6.- MANTENIMIENTO PROACTIVO 2.6.1.- GRUPO DE TRABAJO 2.6.2.- ACTIVIDADES DEL MANTENIMIENTO PROACTIVO 2.7.-DIAGRAMA DE FLUJO DEL MANTENIMIENTO INTEGRAL

II-1 II-4 II-4 II-6 II-16 II-20 II-21 II-23 II-23 II-24 II-26

CAPITULO III: MANTENIMIENTO BASADO EN CONFIABILIDAD (MBC). 3.1.- INTRODUCCIÓN. 3.2.- EL MANTENIMIENTO Y SU EVOLUCION. 3.2.1.- EL MANTENIMIENTO PREDICTIVO Ó A CONDICIÓN. 3.2.2.- EL MANTENIMIENTO PREVENTIVO (SUSTITUCIÓN O REACONDICIONAMIENTO CÍCLICO). 3.2.3.- EL MANTENIMIENTO CORRECTIVO O TRABAJO A LA ROTURA. 3.2.4.- EL MANTENIMIENTO DETECTIVO O DE BÚSQUEDA DE FALLAS. 3.2.5.- GENERACIONES DEL MANTENIMIENTO Y PROBABILIDAD DE OCURRENCIA DE FALLAS. 3.3.- EL MANTENIMIENTO BASADO EN CONFIABILIDAD (MBC). 3.3.1.- CONTEXTO OPERACIONAL 3.3.2.- FUNCIONES. 3.3.3.- FALLAS FUNCIONALES O ESTADOS DE FALLA. 3.3.4.- MODOS DE FALLA 3.3.5.- EFECTOS DE LA FALLA.

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III-1 III-2 III-2 III-3 III-3 III-3 III-4 III-6 III-7 III-7 III-7 III-8 III-8

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3.3.6.- CATEGORÍA DE CONSECUENCIAS 3.3.7.- FALLAS OCULTAS.

III-8 III-9

CAPITULO IV: CRITERIOS DE MANTENIMIENTO A EQUIPO PRIMARIO DE SUBESTACIONES 4.1.- METODOLOGIA PARA REALIZAR EL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO BASADO EN CONFIABILIDAD PARA UN INTERRUPTOR DE POTENCIA. 4.2.- METODOLOGIA PARA REALIZAR EL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO BASADO EN CONFIABILIDAD PARA UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA. 4.3.- METODOLOGIA PARA REALIZAR EL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO BASADO EN CONFIABILIDAD PARA APARTARRAYOS.

IV-1 IV-7 IV-10

CAPITULO V: CRITERIOS DE MANTENIMIENTO A ESQUEMAS DE PROTECCIÓN. 5.1.- METODOLOGIA PARA REALIZAR EL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO BASADO EN CONFIABILIDAD PARA UN RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE (50/51). 5.2.- METODOLOGIA PARA REALIZAR EL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO BASADO EN CONFIABILIDAD PARA UN RELEVADOR DE DISTANCIA (21). 5.3.- METODOLOGIA PARA REALIZAR EL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO BASADO EN CONFIABILIDAD AL RELEVADOR DIFERENCIAL (87L). 5.4.- DETERMINACIÓN DE LA FRECUENCIA DE LAS TAREAS DE MANTENIMIENTO

V-1 V-5 V-9 V-14

CAPITULO VI: RELACIÓN ENTRE MANTENIMIENTO INTEGRAL Y MANTENIMIENTO BASADO EN CONFIABILIDAD (MBC) 6.1.- MANTENIMIENTO INTEGRAL Y MANTENIMIENTO BASADO EN CONFIABILIDAD 6.2- VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL MANTENIMIENTO INTEGRAL Y EL MANTENIMIENTO BASADO EN CONFIABILIDAD 6.2.1.- Ventajas del Mantenimiento Integral 6.2.2.- Desventajas del Mantenimiento Integral 6.2.3.- Ventajas del Mantenimiento Basado en Confiabilidad 6.2.4.- Desventajas del Mantenimiento Basado en Confiabilidad

NORMATIVIDAD DE REFERENCIA

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VI-2 VI-3 VI-3 VI-3 VI-3 VI-4

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CAPITULO I: CONCEPTOS BASICOS DE MANTENIMIENTO OBJETIVO ESPECIFICO: Al finalizar este capitulo el participante conocerá los conceptos más importantes para llevar a cabo la programación del mantenimiento en una subestación eléctrica de distribución. INTRODUCCIÓN Para realizar los programas de Mantenimiento se deben tener presentes los conceptos y/o términos más importantes que componen una subestación, con el objeto de que cuando se realicen dichos programas se consideren todos los elementos que se alojan en dicho campo, para ello se mencionan a continuación las términos mas importantes. 1.1.- DEFINICIONES • Aislación.- Es el conjunto de aislantes aplicados alrededor de los conductores y destinados a aislarlos eléctricamente. • Aislante.- Sólido con conductividad eléctrica baja, prácticamente insignificante, utilizado para separar partes conductoras con potenciales eléctricos diferentes. • Alcance de una Protección.- Zona supuestamente protegida por la protección y más allá de la cual no funcionará la protección con selectividad relativa. • Alimentador eléctrico.- Circuito eléctrico por donde se recibe o transmite energía. • Alta tensión.- Se considera alta tensión (A. T.) toda tensión nominal superior a 1 kV. • Área de Control.- Unidad técnico - administrativa que controla la operación de un sistema eléctrico. • Armónica de Segundo, Tercer, Cuarto y Quinto Orden.- Son ondas senoidales de frecuencia 120, 180, 240 y 300 Hz respectivamente que son componentes múltiplos de la frecuencia fundamental de 60Hz y que le producen distorsión.

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• Avería.- Estado de un elemento caracterizado por la inaptitud para realizar una función requerida, excluida la inaptitud debida al mantenimiento preventivo u otras acciones programas, o a una falta de medios exteriores. • Bahía.- Grupo de equipos de alta y mediana tensión necesarios para la conexión de un equipo principal a una barra de una subestación eléctrica, entendiendo como equipo principal una línea de transmisión, transformador, generador, reactor, capacitor, etc. • Barra colectora (bus).- Conductor eléctrico rígido, ubicado en una Subestación con la finalidad de servir como conector de dos o más circuitos eléctricos y/o equipos también. • Bobina.- Grupo de espiras conectadas en serie, generalmente coaxial. • Burden.- Impedancia de los circuitos de corriente y tensión de los relevadores, referida en VA. • Capacidad (de un elemento).- Aptitud de un elemento, en condiciones internas dadas para responder a una demanda de servicio de características cuantitativas dadas. • Carga.- Cantidad de potencia que debe ser entregada en un punto dado de un sistema eléctrico. • Cebado.- Régimen variable durante el cual se establece el arco o la chispa. • Centro de transformación.- Instalación provista de uno o varios transformadores reductores de Alta a Baja tensión con la aparamenta y obra complementaria precisas. • Circuito.- Conjunto de materiales eléctricos (conductores, aparamenta, etc.) alimentados por la misma fuente de energía y protegidos contra las sobre intensidades por el o por los mismos dispositivos de protección. No quedan incluidos en esta definición los circuitos. • Circuito de Control.- Circuito (que no sea una vía del circuito principal) diseñado para maniobras de apertura o cierre o ambas del dispositivo. • Conductor.- Cable metálico de cobre generalmente de cobre o aluminio, que permite el paso de la corriente eléctrica.

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• Conductor aislado.- Conjunto que comprende el conductor, su aislamiento y sus eventuales pantallas y cubierta. • Conductor cableado.- Conductor constituido por una serie de alambres individuales en el que todos, o alguno de ellos, generalmente tienen la forma helicoidal. • Confiabilidad Operacional.- esta se basa en el análisis estadístico orientados a mantener la confiabilidad de los equipos con la ardua participación del personal de mantenimiento. • Confiabilidad.- es la probabilidad de que un equipo o sistema opere sin falla por un determinado período de tiempo, bajo unas condiciones de operación previamente establecidas. • Corrección (de una avería).- Conjunto de acciones efectuadas después de la localización de una avería para restablecer la aptitud del elemento averiado para realizar una función requerida. • Corriente de Inrush.- Es la corriente que se origina al energizar un transformador de potencia y caracteriza por tener un alto contenido de armónicas de segundo y cuarto orden. • Corriente de Restricción (Ib).- Magnitud de corriente que se opone a la operación del relevador diferencial. • Corriente de Secuencia Cero.- En un sistema desbalanceado se refiere al grupo de fasores de componentes simétricas de las corrientes de fase, cuyo defasamiento entre ellas es cero. • Corriente Eléctrica Alterna.- El flujo de corriente en un circuito que varía periódicamente de sentido. Se le denota como corriente C.A. (Corriente alterna). • Corriente Eléctrica Continua.- El flujo de corriente en un circuito producido siempre en una dirección. Se le denota como corriente C.C. (Corriente continua). • Corriente de Falla Circulante.- Corriente generada por una falla externa de la red de energía a dicha parte de la sección protegida por protección y que fluye hacia la sección protegida.

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• Corriente de puesta a tierra.- Es la corriente total que se deriva a tierra a través de la puesta a tierra. La corriente de puesta a tierra es la parte de la corriente de falla que provoca la elevación de potencial de una instalación de puesta a tierra. • Corriente Residual (Para una Protección).- Corriente igual a la suma de las corrientes de fase. • Corto circuito.- Camino conductor accidental o intencional entre dos o más partes conductoras que fuerzan a las diferencias de potenciales eléctricos entre estas partes conductoras a ser iguales o cercanas a cero. Conexión intencional o accidental entre dos puntos de un circuito a través de una impedancia despreciable. • Cuchilla.- Es el instrumento compuesto de un contacto móvil o navaja y de un contacto fijo o recibidor. La función de las cuchillas consiste en seccionar, conectar o desconectar circuitos eléctricos sin carga por medio de una pértiga. • Diagnostico (de una Avería).- Conjunto de acciones efectuadas para detectar la avería, localizarla e identificar su causa. • Dieléctrico.- Substancia cuya propiedad electromagnética básica se polarizará por medio de un campo eléctrico. • Direccionalidad.- Determina el sentido del parámetro de operación (adelante o atrás) en función del flujo de corriente con respecto a una cantidad de referencia. • Disparo.- Señal de control eléctrica para la operación de apertura de uno o más interruptores de potencia. La señal es generada por un relevador de protección mediante el cierre de sus contactos de salida. • Disponibilidad.- Aptitud de un elemento para estar en situación de realizar una función requerida en condiciones dadas en un instante dado o durante un intervalo de tiempo dado, suponiendo que se proporcionan los medios exteriores necesarios. • Dispositivo de Protección.- Equipo que incorpora uno o más relés de protección y, si fuera necesario, elementos lógicos diseñados para desempeñar una o más funciones de protección específicas.

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• Durabilidad.- Aptitud de un elemento para realizar una función requerida en condiciones dadas de empleo y mantenimiento, hasta alcanzar un estado límite. • Eficacia.- Aptitud de un elemento para responder a una demanda de servicio de características cuantitativas dadas. • Esquema.- Es el conjunto de dispositivos previstos para la detección de un disturbio, con el objeto de desconectar automáticamente a un elemento del sistema, incluye los relevadores, alambrado, ajustes y coordinación del esquema. • Falla.- Cese de la aptitud de un elemento para realizar una función requerida. • Falla Crítica.- Falla considerada susceptible de producir heridas a personas, daños material significado u otras consecuencias inaceptables. • Falla no Crítica.- Falla considerada no susceptible de producir heridas a personas, daños materiales significativos u otros de consecuencias inaceptables. • Falla en una Red de Energía.- Anomalía en la red de energía que implica, o es resultado de, una falla de un circuito de la red primaria, o de un elemento de la planta del sistema primario o un equipo o un aparato y que normalmente requiere la desconexión inmediata del circuito, planta, equipo o aparato defectuoso de la red de energía mediante la desconexión de los interruptores correctos. • Falla Externa.- Falla en la red de energía al exterior de la sección protegida. • Falla Interna.- Falla en la red de energía al interior de la sección protegida. • Falla Paralela.- Falla que se caracteriza por el flujo de corriente entre dos o más fases o entre la(s) fase(s) y la tierra a la frecuencia de la red de energía asociado. • Falla Serie.- Falla por la cual las impedancias de cada una de las tres fases no son iguales, generalmente causada por la interrupción de una o dos fases. • Firmware.- es un bloque de instrucciones de programa para propósitos específicos, grabado en una memoria tipo ROM, que establece la lógica de más bajo nivel que controla los circuitos electrónicos del relevador.

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• Gabinete.- Una caja provista de puertas, en el interior de la cual se instala un equipo. • Impedancia.- Cociente de la tensión en los bornes de un circuito entre la corriente que fluye por ellos. Esta definición sólo es aplicable a corrientes sinusoidales. • Impedancia de Falla.- Impedancia en el punto de la falla entre el conductor de fase defectuoso y la tierra (suelo) o entre los mismos conductores de fase defectuosos. • Interruptor.- Es un dispositivo destinado al cierre y apertura de la continuidad de un circuito eléctrico bajo carga, en condiciones normales, así como, y esta es su función principal, bajo condiciones de corto circuito. • Interruptor Automático de Línea.- En una subestación, un interruptor que se ubica dentro de una celda de alimentación y a través del cual se puede energizar el alimentador. • Interruptor automático de seccionamiento longitudinal de barras.- En una subestación, un interruptor conectado en serie dentro de una barra, entre dos secciones de barra. • Interruptor Automático de Transformador.- En una subestación, uno de los interruptores ubicados a un lado del transformador y que generalmente es designado por el nivel de tensión correspondiente. • Interruptor Automático de Unión de Barras.- En una subestación, un interruptor que se ubica entre dos barras y que les permite acoplarse. Podría asociarse con selectores en el caso de tratarse de más de dos barras. • Localización (de una avería).- Conjunto de acciones efectuadas para identificar el o los subelementos averiados, al nivel de intervención apropiado. • Logística de Mantenimiento.- Aptitud de una organización de mantenimiento, en condiciones dadas, para proporcionar sobre demanda los medios necesarios para mantener un elemento conforme a una política de mantenimiento dado. • Mantenimiento.- Combinación de todas las acciones técnicas y administrativas, incluidas las acciones de vigilancia, destinadas a mantener o restablecer un elemento a un estado en el que se pueda realizar una función requerida.

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• Mantenimiento Mayor.- Actividad cuya ejecución requiere el retiro total de la unidad generadora o equipo principal de transmisión durante un período superior a 24 horas. • Mantenimiento Preventivo.Mantenimiento efectuado a intervalos predeterminados o según criterios prescritos, y destinado a reducir la probabilidad de falla o la degradación del funcionamiento de un elemento. • Mantenimiento programado.- Conjunto de periódicamente para inspeccionar y restablecer subestación. Se programa con suficiente principios del año y puede ser atrasado o condiciones de operación.

actividades que se requiere los equipos que conforman a la anticipación, generalmente a modificado de acuerdo a las

• Mantenimiento Vigilado.- Método que permite asegurar una calidad de servicio deseada por aplicación sistemática de técnicas analíticas que utilizan medios de vigilancia centralizados y/o muestreo, a fin de minimizar el mantenimiento preventivo y reducir el mantenimiento correctivo. • Mantenibilidad.- Aptitud de un elemento, en condiciones dadas de utilización, para ser mantenido o restablecido en un estado en el que pueda realizar una función requerida, cuando el mantenimiento se lleva a cabo en condiciones dadas y utilizando procedimientos medios establecidos. • Mecanismo de Control.- Mecanismo que incluye todas las partes diseñadas para la operación del interruptor. • Nivel de aislamiento.- Para un aparato o material eléctrico determinado, característica definida por un conjunto de tensiones especificadas de su aislamiento. a) Para materiales cuya tensión más elevada para el material sea menor que 300 kV el nivel de aislamiento está definido por las tensiones soportadas nominales a los impulsos de tipo rayo y las tensiones soportadas nominales a frecuencia industrial de corte. b) Para materiales cuya tensión más elevada para el material sea igual o mayor que 300 kV el nivel de aislamiento está definido por las tensiones soportadas nominales a los impulsos de tipo maniobra y rayo. • Nivel de tensión eléctrica.- clasificación de las diferentes tensiones eléctricas por intervalos o gamas.

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• Polarización.- Cantidad direccionalidad.

que

sirve

de

referencia

para

determinar

la

• Protección contra Pérdida de Sincronismo.- Protección que funciona en caso de una pérdida de sincronismo en una red eléctrica para evitar que ésta se propague. • Protección de Ausencia de Tensión.- Protección cuyo fin es hacer funcionar el interruptor en el caso que una red eléctrica pierda tensión, generalmente para prepararla para la restauración del servicio. • Protección de Corriente del Neutro.- Protección de corriente en la conexión a tierra del neutro de los transformadores, reactores o generadores. • Protección de Desconexión de Carga.- Protección cuyo fin es disminuir la carga del sistema en el caso que se presente una condición anormal como una reducción de la frecuencia. • Protección de Desplazamiento del punto Neutro.- Protección que funciona cuando la tensión de la red eléctrica entre el neutro y la tierra excede un valor predeterminado. • Protección de Diferencia Longitudinal.- Protección cuyo funcionamiento y selectividad dependen de la comparación entre la magnitud o la fase y la magnitud de las corrientes en los extremos de la sección protegida. • Protección de distancia.- Protección con selectividad relativa cuyo funcionamiento y selectividad dependen de la medición local de cantidades eléctricas con las cuales se evalúa la distancia equivalente a la falla al compararla con definiciones de zona. • Protección de Fallas a Tierras.- Protección cuyo fin es funcionar en caso de fallas a tierra en la red eléctrica. • Protección de Fallas entre Fases.- Protección cuyo fin es funcionar en caso de fallas polifásicas en la red de energía. • Protección de Mínima Tensión.- Protección encargada de funcionar cuando la tensión de la red eléctrica se reduce a menos del valor predeterminado. • Protección de Respaldo.- Protección diseñada para funcionar cuando no se ha eliminado una falla en la red, o no se ha detectado una condición anormal en el

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tiempo requerido debido a la falla o la incapacidad de funcionamiento de otra protección o la falla del Interruptor para disparar. • Protección de Sobrecarga.- Protección cuyo fin es funcionar en el caso de una sobrecarga en la sección protegida. • Protección de Sobreintensidad.- Protección cuyo fin es funcionar cuando la corriente exceda un valor predeterminado. • Protección de Sobretensión.- Protección cuyo fin es funcionar cuando la tensión de la red eléctrica excede un valor predeterminado. • Protección Diferencial de Fallas a Tierra.- Protección en la cual se equilibra la corriente residual de un grupo de transformadores de corriente trifásica y la salida residual de un grupo similar de transformadores de corriente o, con mayor frecuencia, de un solo transformador de corriente ubicado en la conexión a tierra, si hubiera alguna, de un punto neutral. • Protección Diferencial Transversal.- Protección aplicada a circuitos conectados en paralelo y en la cual el funcionamiento depende de una distribución no equilibrada de las corrientes entre sus circuitos. • Protección Direccional.- Protección diseñada para funcionar únicamente en una falla ubicada en una dirección desde el punto de transmisión. • Protección Instantánea.- Protección sin retraso intencional. • Protección por Componentes Superpuestas.- Protección que depende de la medición o comparación de las cantidades superpuestas extraídas, es decir, de las diferencias entre los valores de falla y pre-falla correctos de corriente, tensión, etc. • Protección por Ondas Móviles.- Protección que depende en la medición de la magnitud y/o polaridad de las ondas de propagación de tensión generadas por la aparición de una falla en la red eléctrica. • Protección Temporizada.- Protección con retraso intencional. • Protección.- Conjunto de disposiciones diseñadas para detectar fallas u otras situaciones anormales en una red eléctrica, permitir la eliminación de estas fallas, poner fin a situaciones anormales e iniciar señales o indicaciones.

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• Pruebas funcionales.- Son las pruebas que se realizan a los relevadores de protección con la finalidad de verificar sus características de funcionamiento bajo diferentes condiciones de fallas, considerando las recomendaciones del fabricante. • Punto a potencial cero.- Punto del terreno a una distancia tal de la instalación de toma de tierra, que el gradiente de tensión en dicho punto resulte despreciable, cuando pasa por dicha instalación una corriente de defecto. • Punto de interconexión.- frontera donde el sistema eléctrico del suministrador se enlaza con el sistema del usuario. NOTA: Esta definición implica que parte del sistema eléctrico pertenece al suministrador mientras que otra al usuario. La extensión de cada una depende de la naturaleza y características del servicio. • Punto neutro.- Es el punto de un sistema polifásico que, en las condiciones de funcionamiento previstas, presenta la misma diferencia de potencial con relación a cada uno de los polos o fases del sistema. • Redisparo.- Señal de disparo que es generada por un relevador de protección después de una orden previa sin éxito. Este disparo se realiza sobre un segundo circuito de disparo, aun cuando es temporizado debe intentar abrir el interruptor antes de los respaldos. • Relé de protección.- Relé de medida que, sólo o en combinación con otros relés, forma parte de un dispositivo de protección. • Relé Eléctrico.- Dispositivo diseñado para producir cambios predeterminados y repentinos en uno o más circuitos eléctricos de salida cuando se cumplen con ciertas condiciones en los circuitos eléctricos de entrada que controlan el dispositivo. • Relé Electromecánico.- Relé eléctrico en el cual la operación lógica se produce por el desplazamiento relativo de elementos mecánicos bajo la acción de una corriente eléctrica que recorre el o los circuitos. • Relé Estático.- Relé eléctrico en el cual la operación lógica se produce por los elementos electrónicos, magnéticos, ópticos, etc., sin movimiento mecánico. • Relevador Microprocesado.- Relevador de protección que basa su operación en microprocesadores, las señales de sus entradas analógicas de corriente y

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potencial son digitalizadas y las funciones de protección son realizadas mediante algoritmos numéricos programados en el “firmware” del relevador. • Reparación.- Combinación de las acciones manuales de mantenimiento correctivo efectuadas sobre un elemento. • Resistencia de tierra.- Es la resistencia entre un conductor puesto a tierra y un punto de potencial cero. • Resistencia Eléctrica.- Se define como la oposición que ofrece un cuerpo a un flujo de corriente que intente pasar a través de si. • Rigidez Dieléctrica.- Cociente de la tensión máxima sin ruptura dieléctrica y la distancia entre las partes conductoras entre las cuales se aplica la tensión en las condiciones de ensayo prescritas. El término también se utiliza para describir la propiedad correspondiente de un material. • Sección Protegida.- Parte de una red de energía eléctrica, en un circuito dentro de una red, a la que se le ha aplicado una protección determinada. • Seccionador.- Es un dispositivo de seccionamiento que en caso de falla en el ramal del alimentador donde se instala, abre sus contactos automáticamente, aislando así la falla, su operación está comunicada a la del interruptor o restaurador según el caso, abre sus contactos al contar la falta de potencial tres veces. • Seguridad de Mantenimiento.- Conjunto de propiedades utilizadas para describir la disponibilidad y los factores que la condicionan: confiabilidad; mantenibilidad y logística de mantenimiento. • Sensibilidad.- Valor mínimo de un parámetro eléctrico que es capaz de detectar un relevador para su operación. • Sistema de distribución.- Es el conjunto de subestaciones y alimentadores de distribución, ligados eléctricamente, que se encuentran interconectados en forma radial para suministrar la energía eléctrica. • Sistema de Protección.- Disposición de uno o más equipos de protección, y otros dispositivos diseñados para ejecutar una o más funciones de protección específicas.

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• Sistema eléctrico.- Instalaciones de generación, transmisión y distribución, físicamente conectadas entre sí, operando como una unidad integral, bajo control, administración y supervisión. • Sobretensión.- Tensión anormal existente entre dos puntos de una instalación eléctrica, superior al valor máximo que puede existir entre ellos en servicio normal. • Sobretensión por maniobra.- Es la Sobretensión entre fase y tierra o entre fases en un lugar determinado de la red debida a una maniobra, defecto u otra causa y cuya forma puede asimilarse. En lo relativo a la coordinación de aislamiento, a la de los impulsos normalizados utilizados. • Sobretensión por rayo.- Es la sobre tensión entre fase y tierra o entre fases en un lugar determinado de la red debida a una descarga atmosférica u otra causa y cuya forma puede asimilarse, en lo relativo a la coordinación de aislamiento, a la de los impulsos normalizados utilizados. • Sobretensión temporal.- Es la sobre tensión entre fases y tierra o entre fases en un lugar determinado de la red, de duración relativamente larga y que no está amortiguada, o sólo lo está débilmente. • Solape de Protección.- Sección protegida por más de una protección aplicada a diferentes elementos de una planta primaria. • Subestación.- Conjunto de aparatos eléctricos, localizados en un mismo lugar, y edificaciones necesarias para la conversión o transformación de energía eléctrica o para el enlace entre dos o más circuitos. • Tablero de control.- Dentro de una Subestación, son una serie de dispositivos que tienen por objeto sostener los aparatos de control, medición y protección, el bus mímico, los indicadores luminosos y las alarmas. • Telecontrol.- Control del equipo operativo a cierta distancia utilizando la transmisión de la información mediante técnicas de telecomunicación. • Televigilancia.- Supervisión a distancia del estado de funcionamiento de una instalación, con la ayuda de las técnicas de telecomunicaciones. • Tensión: Diferencia de potencial entre dos puntos. En los sistemas de corriente alterna se expresará por su valor eficaz, salvo indicación en contra, su unidad son los volts (V).

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• Tensión nominal.- Valor convencional de la tensión con la que se denomina un sistema o instalación y para el que ha sido previsto su funcionamiento y aislamiento. La tensión nominal es expresada en kilovoltios (KV). • Tensión Residual (Para una Protección).- Tensión igual a la suma de las tensiones fase a tierra. • Terminal.- Dispositivo adaptado en el extremo de un cable para asegurar la conexión eléctrica con otras partes del sistema y para mantener el aislamiento hasta el punto de conexión. • Tiempo de Interrupción de la Corriente de Falla.- Intervalo de tiempo desde el inicio de la falla hasta el término del corte del interruptor. • Tiempo de Mantenimiento.- Intervalo de tiempo durante el cual se efectúa una acción de mantenimiento sobre un elemento, manual o automáticamente, incluidos los retrasos técnicos y logísticos. •

Transformador de corriente.- Se utilizan en los sistemas eléctricos, para reducir la magnitud de corrientes primarios, a valores secundarios no peligrosos y normalizados para ser utilizados en relevadores de protección y medidores.

• Transformador de potencia.- Aparato estático con dos o más devanados que, mediante inducción electromagnética , transforma un sistema de tensión y corriente alterna en otro sistema de tensión y corriente generalmente de diferentes valores y a la misma frecuencia con el fin de transmitir la potencia eléctrica. •

Transformador de potencial.- Un transformador de Potencial es un transformador para protección o medición, donde la tensión secundaria es, dentro de las condiciones normales de operación, prácticamente proporcional a la tensión primaria y desfasada de ella un ángulo cercano a cero, para un sentido apropiado de conexiones.

• Voltio.- Es la unidad de fuerza que impulsa a las cargas eléctricas a que puedan moverse a través de un conductor. • Zona de Protección.- Área del sistema eléctrico como cobertura de una protección, esta cobertura está delimitada normalmente por los transformadores de corriente principales (en algunos relevadores el segundo limite de la zona lo determina su ajuste), cuyos secundarios están conectados a dicha protección.

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• Zona Muerta.- Para una protección diferencial de barras se refiere a la zona del sistema eléctrico (puentes de conexión o sección de la subestación), ubicada entre los transformadores de corriente y su interruptor de potencia asociado, en la que al presentarse una falla en la misma, ésta no es librada por la 87B ya que la apertura del interruptor no corta la aportación a la falla; generalmente esta falla se libera por la operación de respaldos locales o remotos. 1.2.- NOMENCLATURA • 21/21N.- Relevador de distancia de fases y de Neutro • 50/51.- Relevador de sobrecorriente instantáneo y de tiempo • 50/51N.- Relevador de sobrecorriente de Neutro instantáneo y de tiempo • 50 FI.- Relevador de falla interruptor • 51H.- Relevador de sobrecorriente de tiempo de respaldo del lado de alta del banco de potencia. • 51NT.- Relevador de sobrecorriente de tiempo de neutro del transformador de potencia. • 51T.- Relevador de sobrecorriente de tiempo del terciario del banco de potencia. • 64.- Relevador de sobretensión de secuencia cero. • 67/67N.- Relevador sobrecorriente direccional de Fases y Neutro • 85L.- Relevador de comparación direccional. • 86T.- Relevador de disparo de alta velocidad de contactos múltiples, de reposición manual o eléctrica • 87B.- Relevador diferencial de barras. • 87H.- Es la unidad diferencial de transformador de alta corriente (instantáneo). • 87L.- Relevador diferencial de línea. • 87T.- Relevador diferencial de transformador.

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• CA.- Corriente alterna. • CD.- Corriente directa. • DP.- Divisor Capacitivo: Transformador de instrumento utilizado para medir la tensión primaria en alta tensión aplicada a un elemento del sistema de potencia. Este dispositivo esta formado por un divisor capacitivo (para reducir la tensión) y un transformador de potencial (parte magnética) del que se obtienen los valores secundarios de tensión. • DTT.- Disparo transferido directo • IHM.- Interface hombre-máquina, consiste en una pantalla y teclado integrado en el relevador para acceso del usuario a los datos de medición, configuración y ajuste de un relevador de protección. • LED.- Diodo emisor de luz, que sirve para señalizar que operó alguna función del relevador de protección. • NA.- Contacto normalmente abierto. • NC.- Contacto normalmente cerrado. • OPLAT.- Acrónimo de “Onda Portadora por Líneas de Alta Tensión” y se refiere a un equipo de comunicación que utiliza como medio de propagación de las ondas de radiofrecuencia una línea de alta tensión. • PFTR.- Protección de Falla a Tierra Restringida (en relevadores diferenciales de transformador). • TC.- Transformador de corriente. • TP.- Transformador de potencial. • VA.- Potencia aparente en Voltamper. • Vcd.- Tensión de corriente directa expresada en volt • ZL.- Impedancia de la línea protegida • Zs.- Impedancia equivalente del sistema atrás del relevador.

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CAPITULO II: MANTENIMIENTO INTEGRAL A SUBESTACIONES OBJETIVO ESPECIFICO: Al termino del capitulo el participante conocerá el concepto del Mantenimiento Integral, como esta compuesto, para que se realiza, como se realiza con el objeto de aplicarlo dentro de una Subestación de Distribución en la elaboración de los programas de mantenimiento a los equipos de la misma. INTRODUCCIÓN. Hoy día el uso de la energía eléctrica es de vital importancia en la mayoría de las actividades que desarrollan las personas ya sea en la casa, oficina, industria, escuela, etc., es por ello que el servicio que presta la CFE debe ser continuo y de calidad, para lograr lo anterior se debe tener los equipos que componen al Sistema Eléctrico de Potencia en las mejores condiciones de trabajo, en particular las Subestaciones juegan un papel muy importante en este conjunto, es por ello que se debe tener un efectivo programa de mantenimiento a cada uno de sus componentes, tanto equipo primario como a los esquemas de protección. El Mantenimiento de la Subestación se presenta así como un conjunto de Técnicas y Organización para cuidar el equipo que la componen a lo largo de su ciclo de vida, llegando a utilizarlos con la máxima disponibilidad y al menor coste, garantizando de esta manera un servicio de calidad a los consumidores de CFE. 2.1.- MANTENIMIENTO INTEGRAL En las subestaciones de distribución sus componentes y la disposición de estos, pueden variar de una subestación a otra, pero las características de los componentes siempre serán las mismas, y cada uno tendrá también dentro de la subestación, funciones específicas e importantes a la vez. Por ejemplo, existen en una subestación, interruptores, encargados de unir o abrir circuitos entre sí, transformadores de potencia, encargados de transmitir la potencia de un sistema a otro con las características deseadas de tensión y corriente, transformadores de instrumento, que se encargan de medir las características de la señal eléctrica para fines de protección y/o medición, seccionadores, que unen o separan circuitos, bancos de capacitores, que sirven para compensar la caída de tensión al final de la línea de transmisión, los apartarrayos que protegen contra descargas; sólo por mencionar algunos. Tomando en cuenta que las subestaciones son un componente importante de los sistemas de potencia, además de ser los de mayor costo

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económico, y que la continuidad del servicio depende en gran parte de ellas; es necesario aplicar a estos sistemas (subestaciones) una adecuada Gestión de Mantenimiento. Esta gestión deberá observar al mantenimiento preventivo, englobando al mantenimiento predictivo, para revisar con cierta frecuencia el estado de los equipos, al mantenimiento correctivo para reparaciones urgentes o reemplazos preventivos, el cual deberá tener cierta planificación para intervenciones de emergencia, y al mantenimiento proactivo, para el análisis y revisión periódica de la gestión, y para la evolución del mantenimiento y sus procedimientos, ya que el mantenimiento no es estático, es evolutivo, por tanto necesita actualizarse, analizarse y reflexionarse para su mejora continua. En función a lo visto anteriormente, dando al mantenimiento en subestaciones una orientación hacia la Disponibilidad de equipos, y tomando en cuenta el sistema de trabajo en Sistemas de Potencia (transmisión y distribución, principalmente), el mantenimiento en subestaciones debe ser integral, es decir, mirar el mantenimiento como un conjunto, cuyos componentes serán en mantenimiento preventivo, predictivo, correctivo y proactivo, para tener un mejor entendimiento de lo anterior a continuación se describen cada uno de los mantenimientos mencionados. 1).- Mantenimiento Preventivo.- Este mantenimiento tiene lugar antes de que ocurra una falla o avería, se efectúa bajo condiciones controladas sin la existencia de algún error en el sistema. Se realiza a razón de la experiencia y pericia del personal a cargo, los cuales son los responsables en determinar el momento necesario para llevar acabo dicho procedimiento; el fabricante también puede estipular el momento adecuado a través de los manuales técnicos. Este tipo de mantenimiento presenta las siguientes características: • Se realiza en un momento en que el equipo esta fuera de servicio. • Se lleva a cabo siguiente un programa previamente elaborado donde se detalla el procedimiento a seguir, y las actividades a realizar, a fin de tener las herramientas y repuestos necesarios “a la mano”. • Cuenta con una fecha programada, además de un tiempo de inicio y de terminación preestablecido. • Esta destinado a un área en particular y a ciertos equipos específicamente. • Permite a la CFE contar con un historial de todos los equipos, además brinda la posibilidad de actualizar la información técnica de los equipos. • Permite contar con un presupuesto aprobado para dichas actividades.

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2).- Mantenimiento predictivo.- Consiste en determinar en todo instante la condición técnica (mecánica y eléctrica) real de los equipos evaluados, mientras estos se encuentran en pleno funcionamiento, para ello se hace uso de un programa sistemático de mediciones de los parámetros más importantes del equipo. El sustento tecnológico de este mantenimiento consiste en la aplicaciones de algoritmos matemáticos agregados a las operaciones de diagnóstico, que juntos pueden brindar información referente a las condiciones del equipo. Tiene como objetivo disminuir los tiempos en que se tiene inactivo el equipo por mantenimientos preventivos, y de esta manera minimizar los costos por mantenimiento y por tener fuera de servicio el equipo. La implementación de este tipo de métodos requiere de inversión en equipos, instrumentos, y en contratación de personal calificado. 3).- Mantenimiento correctivo.- Este mantenimiento tiene lugar luego que ocurre una falla o avería, es decir, solo se actuará cuando se presenta una falla potencial en los equipos de la subestación. En este caso si no se produce ninguna falla, el mantenimiento será nulo, por lo que se tendrá que esperar hasta que se presente el desperfecto para recién tomar medidas de corrección de las fallas. Este mantenimiento trae consigo las siguientes consecuencias: • Tener fuera de servicio el equipo. • Si es un equipo esencial para la operación de la subestación se dejara sin energía eléctrica a los usuarios en caso de que esté falle. • Presenta costos por reparación y repuestos no presupuestados. • La planificación del tiempo que estará el sistema fuera de operación no es predecible. 4).- Mantenimiento Proactivo.- Este mantenimiento tiene como fundamento los principios de solidaridad, colaboración, iniciativa propia, sensibilización, trabajo en equipo, de tal modo que todos los involucrados directa o indirectamente en la gestión del mantenimiento deben conocer la problemática del mantenimiento, es decir, que tanto técnicos, profesionales, ejecutivos y directivos deben estar concientes de las actividades que se llevan a acabo para desarrollar las labores de mantenimiento. Cada individuo desde su cargo o función dentro de la organización, actuará de acuerdo a este cargo, asumiendo un rol en las operaciones de mantenimiento, bajo la premisa de que se debe atender las prioridades del mantenimiento en forma oportuna y eficiente. El mantenimiento proactivo implica contar con una planificación de operaciones, la cual debe estar incluida en el Plan Estratégico de la organización. Este mantenimiento a su vez debe brindar indicadores (informes) hacia la gerencia, respecto del progreso de las actividades, los logros, aciertos, y también errores. Los tres mantenimientos mencionados, estarán relacionados entre sí, lo que se convertirá en un mantenimiento integral, aplicado a subestaciones.

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2.2.- MANTENIMEINTO PREVENTIVO A EQUIPO PRIMARIO DE SUBESTACIONES El mantenimiento preventivo en subestaciones se divide en dos componentes: • Inspección visual. • Mantenimiento preventivo programado o sistemático. Figura 2.1.- Diagrama de flujo que engloba al mantenimiento Preventivo.

Inspección visual.

Formato de inspección

Equipo energizado

Plan anual de Mantenimiento.

Mantenimiento preventivo. Secuencia operación.

de Mantenimiento preventivo sistemático

Equipo desenergizado.

Hojas de mantenimiento preventivo

2.2.1.- INSPECCIÓN VISUAL Este tipo de mantenimiento se efectúa en forma mensual, sin desenergizar la línea, no utiliza herramientas ni instrumentos en la mayor parte de los casos, y como su nombre lo indica consiste sólo en inspecciones visuales, las cuales tienen la finalidad de revisar visualmente el estado exterior de los equipos, anotándose en una planilla los resultados de dicha inspección. Dichas planillas tienen una casilla por fase, es decir, tres para los equipos, en las que se anotan las letras correspondientes al estado exterior del equipo, según el siguiente criterio:

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Tabla 2.1.- Criterios para evaluar el estado que guardan los equipos. LETRA

G

L

S

LLENADO DE LOS FORMATOS DE INSPECCIÓN ESTADO Cimientos quebrados, falta de perfiles o pernos de la estructura, perfiles dañados, conexión a tierra suelta, cables sueltos (no aislados) en el Grave.- Significa un mando, baja densidad en las celdas del banco de baterías, manchas estado de las graves de aceite, fuga del aislante (SF6 o aceite), porcelanas seriamente anomalías exteriores dañadas, rotas, falla de aisladores o seriamente dañados, conductores del equipo, que sueltos o hebras rotas, iluminación fuera de servicio, falta de fusibles, implicará programación presencia de humedad, daños en manómetros, vacuómetros o medidores de un mantenimiento de temperatura, radiadores rotos, bajo nivel de tensión en las celdas del correctivo. banco de baterías, silicagel con presencia de humedad (color rosa), daños en anillos equipotenciales. Leve.- El daño es menor, anomalía Leve daño en porcelanas, polvo en el mecanismo de accionamiento de los menor que puede interruptores, daños menores en el mecanismo, aisladores fisurados, solucionarse cuando se manchas leves de aceite o de óxido, polvo en las porcelanas, falta de efectúe el señalización de seguridad, el patio no está limpio, indicadores de alarmas mantenimiento y/o disparos no visibles (sucios). programado. Sin novedad.-Significa que el equipo está en buen estado, visto exteriormente, implica la ausencia de los casos antes señalados. SIGNIFICADO

Existen ciertos componentes que se observan a la hora de hacer una inspección visual, y se registra el estado de estos componentes en los formatos de inspección, según lo antes mencionado. Para los equipos de una subestación, se tiene: Tabla 2.2.- Elementos a inspeccionar en la subestación. ELEMENTO Transformador de Potencia Interruptores (aceite, SF6, vacío, aire) Transformadores de Instrumento (TC y TP). Cuchillas

COMPONENTES A REVISAR Construcción civil (base del TR), tanque, conexión a tierra, porcelanas de las boquillas, limpieza general, tanque conservador, radiadores, ventiladores, silicagel, relé Buchholz, cambiador de taps, manómetro, vacuómetro, nivel de aceite, indicador de temperatura, caja de control, terciario, temperaturas de aceite y bobinas. Construcción civil (base del Interruptor), estructura, conexión a tierra, porcelanas, indicador de estado, mando, bornes, calefacción, hermeticidad, fugas de aceite, presión de gas (N2), número de operaciones, hermeticidad. Construcción civil (base de los Transformadores de instrumento), estructura, conexión a tierra, porcelanas, visor de aceite, nivel de aceite, calefacción, caja de bornes. Construcción civil (base del montaje de la cuchilla), conexión a tierra, porcelanas en buen estado, mecanismo de accionamiento.

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ELEMENTO Apartarrayos Banco Capacitores Banco Baterías.

de de

COMPONENTES A REVISAR Construcción civil (base del Apartarrayos), estructura, conexión a tierra, porcelanas, anillo equipotencial, número de descargas, conexión primaria. Construcción civil (base del banco de capacitores), estructura soporte, conexión a tierra, malla de seguridad, señalización, aisladores conexiones, fugas. Estructura soporte, conexión a tierra, ventilación, tensión de banco, tensión de cada celda, nivel, temperatura, densidad.

2.2.2.- MANTENIMIENTO PREVENTIVO SISTEMÁTICO Este consiste en una serie de pruebas a realizar en los equipos para verificar su estado. El trabajo tiene carácter preventivo, pero también engloba al mantenimiento predictivo, y en algunos casos al correctivo. El mantenimiento predictivo interviene cuando al efectuar las pruebas al equipo, se llega a conocer su estado actual y es posible entonces, conocer el estado futuro o anticiparse a las posibles fallas. El mantenimiento preventivo sistemático se realiza generalmente con línea desenergizada, pero existen algunas técnicas que se pueden aplicar sin necesidad de desenergizar la línea, ya que en el servicio eléctrico debe haber continuidad, es por ello que estos trabajos se programan en días en los que el consumo de energía eléctrica es menor que los demás, lo que ocurre generalmente los fines de semana o días festivos. También existen disposiciones de subestaciones que permiten que algunos equipos puedan ser desenergizados para trabajos de mantenimiento, sin que esto implique la interrupción del servicio eléctrico, pero de todos modos requerirá de una coordinación con los responsables de operación. Las técnicas de Mantenimiento Predictivo que se aplican en subestaciones, en base a recomendaciones de normas internacionales (IEC-76, IEC-72), se detallan a continuación: a).- Inspección termográfica.- Se utiliza, mediante el empleo de cámaras de termovisión infrarroja, para localizar defectos por calentamiento, particularmente en piezas de contacto de seccionadores, bornes y grapas de conexión de los equipos, tomando como referencia la temperatura ambiente y la de otra fase sana. Se aplica mediante un barrido de todas las conexiones eléctricas en un parque y permite registrar la distribución de temperaturas en un equipo que se encuentre en las condiciones de régimen normal de servicio. b).- Medida de tensión de paso y contacto.- En las instalaciones eléctricas se producen de forma circunstancial, corrientes de defecto a tierra que generan elevaciones del potencial del terreno, que pueden llegar a ser peligrosas para las personas que trabajen en ellas. Para garantizar que estos potenciales no sean peligrosos, las normas, definen los valores máximos admisibles de tensión y el método de medida de la tensión de paso y contacto, mediante inyección de corriente en la red de puesta a tierra. Asimismo, se establece la necesidad de medir las

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tensiones que se puedan transferir fuera de la subestación y la determinación de la resistencia de difusión a tierra de una subestación, recién construida o en funcionamiento, para verificar su estado de conservación con el paso del tiempo. c).- Medida de resistencia de contacto.- Las características eléctricas de un contacto, en elementos de maniobra, dependen del número de interrupciones y de la energía del arco acumulada, ya que provocan el desgaste de sus componentes, perdida de presión de contacto y presencia de impurezas al depositarse una película particularmente aislante en la superficie. Asimismo, los esfuerzos que se producen durante las fallas, la acción del viento y las vibraciones transmitidas durante las maniobras, empeoran las características mecánicas de los puntos de conexión de los equipos. El control del valor de la resistencia eléctrica en las uniones de conductores que forman un circuito eléctrico, permite determinar la máxima intensidad que puede circular a través de ellas, sin que se sobrepasen los límites de calentamiento admitidos para cada tipo de material que componen la unión 1).- Resistencia dinámica en interruptores.- Debido al diseño de los contactos en algunos interruptores, que disponen de contactos principales y de arco, se aprovecha durante la realización de la curva de desplazamiento de los mismos, para registrar de forma continua la caída de tensión en la cámara de corte al inicio y fin de las maniobras de apertura y cierre. 2).- Resistencia dinámica de los cambiadores de tomas en carga (TAPS).- Una parte importante de los fallos en los transformadores de potencia son causados por el envejecimiento de los contactos del cambiador de tomas en carga (TAPS). La inspección del estado de los contactos del selector resulta laboriosa por su ubicación. Actualmente se está aplicando un nuevo método para diagnosticar el estado de los contactos deslizantes durante el proceso de conmutación evitando el desmontaje para la inspección, basado en la obtención del oscilograma correspondiente al cambio de intensidad debido a la influencia del valor de las resistencias que interviene durante la conmutación en cada toma de regulación de tensión (resistencias de conmutación, contacto y del arrollamiento correspondiente). d).- Medición de resistencia de devanados.- La resistencia eléctrica del arrollamiento de los devanados en los transformadores se altera por la existencia de cortocircuitos entre espiras, defectos térmicos en su aislamiento por deficiencias en los contactos del regulador en carga del transformador. El control del valor de esta resistencia facilita la toma de decisiones de mantenimiento, especialmente en intervenciones por Anomalía.

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e).- Medidas de tiempos de maniobra.- Una de las principales medidas que se realizan en el mantenimiento de seccionadores con mando eléctrico o neumático y especialmente en interruptores, consiste en el control de los tiempos propios requeridos en la realización de maniobra de cierre y apertura. El control de estos valores posibilita los ajustes precisos para garantizar la correcta operación de los equipos y permite programar adecuadamente la revisión necesaria para sustituir piezas y componentes 1).- Sincronismo entre cámaras del interruptor.- La medida del tiempo de maniobra en cada una de las cámaras del interruptor permite conocer el nivel de sincronismo alcanzado por los contactos, tanto linealmente (entre cámaras de corte de cada fase) como transversalmente (entre fases) facilitando una información complementaria del balance de energías en la maniobra. 2).- Tiempo de reposición de energía del mando de accionamiento del interruptor.- En interruptores con mando a resortes se mide el tiempo de carga de resortes para poder asegurar que las maniobras son realizadas en condiciones óptimas. En mandos neumáticos es necesario verificar la actuación de los presostatos. Cuando los tiempos obtenidos difieran o presenten desviaciones significativas con respecto a los valores de referencia, se procederá a la revisión de los sistemas de carga: motores, compresores, conducciones, conexiones eléctricas, tensión, etc. 3).- Análisis del gráfico de desplazamiento de contactos en interruptores.- El método de diagnóstico más utilizado para conocer el estado mecánico de un interruptor se basa en la obtención gráfica de las curvas de desplazamiento de sus contactos principales durante las maniobras de cierre, apertura y cierre sobre falla. Del análisis del gráfico realizado en la propia instalación y cuya interpretación se ve ampliamente apoyada mediante la prueba de tiempos de apertura, cierre y simultaneidad de contactos, se obtienen los siguientes parámetros de control: • Carrera total (recorrido).- Valor definido entre la diferencia desde la posición inicial, antes del comienzo de la maniobra, hasta la posición final alcanzada al término de dicha maniobra. • Penetración de contactos.- Distancia que recorre en la apertura del contacto principal entre la posición de cerrado y la separación eléctrica de contactos. • Velocidad de apertura y cierre.- Se miden en los intervalos del gráfico de desplazamiento indicados por el fabricante: zona de arco en la apertura y de prearco en el cierre.

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• Amortiguación, sobrerrecorridos y rebotes.- Se analizan en las zonas de referencia del gráfico, observado si la amortiguación es correcta y no se producen sobrerrecorridos, ni rebotes en número y amplitud excesivos. f).- Gráficos de consumo de bobinas y motores.- El control del consumo en las bobinas de apertura contribuye al conocimiento del estado de los sistemas eléctricos y mecánicos del interruptor, obteniéndose normalmente del registro gráfico de la intensidad realizado simultáneamente con el registro de desplazamiento de contactos, tiempos de maniobra, y tensión de alimentación en bornes del armario de mando. El registro del consumo del motor facilita una información complementaria a la del tiempo de reposición de energía del mando en interruptores y sirve igualmente para controlar el comportamiento del mando de los seccionadores durante las maniobras. g).- Medición de contaminación depositada en aisladores.- Estas mediciones tratan de determinar el momento en que la contaminación depositada en el aislador puede alcanzar un valor peligroso, teniendo en cuenta no sólo el tipo de contaminante sino la incidencia atmosférica y geográfica de la subestación. Para ello, se pueden tomar muestras sucesivas de la contaminación depositada y prever su evolución, lo que no siempre es fácil, o medir el número y amplitud de las descargas superficiales mediante un equipo apropiado, cuya información se procesa y registra de forma continua mediante el uso de la PC. h).- Medición de corriente de fuga en Apartarrayos de ZnO.- Los Apartarrayos se encuentran sometidos durante el servicio a la influencia de diferentes sobretensiones, tanto temporales como de maniobra y atmosféricas, las cuales envejecen sus componentes y pueden causar su Anomalía. La evaluación de los Apartarrayos de ZnO, puede hacerse a partir de la medida y control de la componente resistiva de la corriente de fuga que les atraviesa de forma permanente durante el servicio normal. i).- Medida en clase de precisión en transformadores de potencial.- Si bien con el tiempo, la precisión en los transformadores de medida puede verse alterada, en los transformadores de potencial capacitivos se producen con mayor frecuencia variaciones en la relación de transformación debido a la modificación del valor de la capacidad de los condensadores que constituyen el divisor de tensión. La determinación del error de relación de transformación y de ángulo se realiza por comparación de las medidas de tensión registradas, con otro transformador usado como patrón. j).- Análisis del aceite aislante.- Los aceites aislantes son componentes esenciales de un gran número de equipos eléctricos, en particular para transformadores de potencia y de instrumento. La evaluación del estado del aceite aislante en servicio se efectúa atendiendo a los siguientes índices de control: aspecto y color, contenido en agua,

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índice de neutralización, factor de pérdidas dieléctricas y tensión de ruptura, así como, cantidad de partículas que por tamaño son contabilizadas (ppm). k).- Análisis de gases disueltos en aceite.- Uno de los métodos de diagnóstico que proporciona una indicación anticipada de anormalidades en su comportamiento funcional y permite determinar las medidas que conviene adoptar antes de que el equipo sufra daños más importantes se basa en el análisis cromatográfico de los gases de descomposición del aceite aislante por calentamiento excesivo de ciertos puntos del transformador o por descargas eléctricas en su interior. Según sea la temperatura del punto caliente la energía de las descargas, las proporciones en que se producen los diferentes gases de descomposición son distintas. Por efecto de las solicitaciones térmicas o eléctricas, los aceites aislantes dan lugar a los siguientes gases de descomposición: Hidrógeno, Metano, Etano, Etileno, Acetileno, Monóxido y Dióxido de Carbono, Oxígeno y Nitrógeno. Determinando el contenido de cada gas, la valoración global y la relación entre las concentraciones de los diferentes gases y su evolución, se puede conocer no solamente la existencia de un defecto, sino también el tipo del mismo y su importancia. Más recientemente, al análisis mencionado anteriormente se acompaña con la valoración de la concentración de los derivados de compuestos volátiles procedentes de la madera (Furfulaldehídos), que resultan de la degradación térmica de la celulosa incorporada en los aislamientos sólidos del transformador. l).- Medidas del ruido y vibraciones.- Estas medidas son útiles para la detección de fallos incipientes en equipos que contengan piezas mecánicas en movimiento o sometidas a vibración por rozamiento con fluidos, campos magnéticos alternos, etc. m).- Medidas de aislamiento eléctrico.- Los aislamientos eléctricos de los equipos de A.T constituidos por aceite, porcelana, papel, resinas, gas SF6, etc., son susceptibles de envejecimiento por el paso del tiempo y las condiciones de servicio, dando lugar a una pérdida progresiva de sus características dieléctricas, que requiere el control de su evolución. Este control se lleva a cabo por medio de las técnicas relacionadas a continuación: 1).- Medida de resistencia de aislamiento en corriente continua.- Corresponde principalmente a la medida de la conductividad superficial del aislamiento y se utiliza en la detección de un fallo inminente. Facilita la decisión de intervención inmediata, así como el conocimiento de la tendencia a largo plazo de un deterioro progresivo y la estimación global del nivel de aislamiento realmente existente. 2).- Medida de la tensión de resorción del aislamiento papel-aceite.- El efecto de polarización de un dieléctrico cuando es sometido a tensión y la medida de la tensión de descarga del aislamiento determina en función del tiempo previo de carga, la curva

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del espectro de polarización. Este ensayo se utiliza para conocer el grado de envejecimiento del aislamiento de papel impregnado en aceite, influenciado por el contenido de humedad, la temperatura y por la absorción de productos de descomposición. 3).- Medida de pérdidas dieléctricas y capacidad.- Con la medida del factor de potencia o tangente del ángulo de pérdidas en aislantes sólidos y líquidos se puede detectar la presencia de un efecto, aunque existan capas de aislante en buen estado en serie con el defectuoso, permitiendo aislar en la medición el efecto del aislamiento externo. La variación de la capacidad de un aislamiento prueba la existencia de condiciones anormales, como presencia de humedad, secciones de condensador cortocircuitadas o interrumpidas. Defectos a tierra del blindaje, deformación de bobinados en transformadores de potencia y deficiencias en condensadores de reparto de tensión entre otras. 4).- Medida de descargas parciales.- El envejecimiento de los aislamientos se manifiesta, en ocasiones, por la presencia de descargas de alta frecuencia cuyo trayecto puentea, sólo parcialmente, el aislamiento entre conductores. A ello contribuye de manera importante, además de las sobretensiones, el incremento de temperatura del equipo. La medida de descargas parciales, que desde hace tiempo es una parte esencial de los ensayos de calificación eléctricos y por ello se encuentra muy desarrollada a nivel de laboratorio, puede incurrir en errores de medida en su adaptación a campo, si no se eliminan las señales de interferencia. Esta técnica se utiliza en la actualidad principalmente en el mantenimiento de transformadores, cables de potencia y en subestaciones encapsuladas de SF6. Las técnicas existentes pueden clasificarse de acuerdo con las magnitudes a medir y la unidad de capacitación utilizada, tales como: medida de la intensidad aparente de descarga a tierra en la banda de frecuencia dominante (disponiendo de sensor inductivo para su detección), medida de energía de arco (instalando sensores térmicos en aislamientos de SF6) y detecciones acústicas. 5).- Medida de la corriente de excitación en transformadores de potencia.- La medida de la corriente de excitación a tensión reducida puede utilizarse en campo para localizar ciertos defectos relacionados con el aislamiento de la estructura del núcleo y chapas magnéticas, fallos en el aislamiento entre espiras del devanado y deficiencias en los dispositivos de conmutación del regulador de tensión. 6).- Medida de la reactancia de dispersión en transformadores de potencia.- El valor de la reactancia de pérdidas a menudo referida al ensayo de impedancia de cortocircuito en laboratorio, es sensible al cambio de la geometría configurada por las líneas de flujo, y su medida en campo, utilizando baja tensión, puede revelar

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movimientos y deformaciones de los devanados, circuitos abiertos o cortocircuitos entre espiras. 7).- Respuesta de los devanados a diferentes frecuencias.- El devanado de los transformadores está formado por una distribución de resistencia, inductancia y capacitancia que presenta una respuesta muy definida en amplitud y fase, a los cambios de frecuencia en baja tensión. El registró y comparación de dichas respuestas para diferentes bancos de frecuencia permite la detección de variaciones en la distancia entre espiras y deformaciones en el devanado. A continuación se muestran las tablas en las cuales se engloban las actividades y/o pruebas a realizar a cada uno de los equipos que integran a la subestación para la elaboración del programa de mantenimiento preventivo de los equipos. Tabla 2.3.- Pruebas al Transformador de Potencia.

MEDIDA Aceite aislante

Dieléctrica

Eléctrica

Actividades varias

TRANSFORMADOR DE POTENCIA ESTADO DEL PRUEBA DE DIAGNOSTICO Y/O ACTIVIDAD EQUIPO Físico - Químico Energizado Gases disueltos Energizado Concentración derivados Furfulaldehído Energizado Capacitancia entre devanados a tierra Desenergizado Factor de Potencia Desenergizado Resistencia de Aislamiento. Desenergizado Tensión resorción papel – aceite Desenergizado Relación de Transformación Desenergizado Resistencia de Devanados Desenergizado Corriente de Excitación Desenergizado Reactancia de Dispersión Desenergizado Respuesta a la Frecuencia Desenergizado Respuesta dinámica al taps Desenergizado Medición de ruido y vibraciones. Energizado Limpieza de boquillas Desenergizado Desenergizado y/o Limpieza del tanque Energizado Desenergizado y/o Limpieza y revisión de válvulas Energizado Limpieza de sistemas de enfriamiento energizado Desenergizado y/o Consumo de motores de ventilación Energizado Desenergizado y/o Limpieza de sistemas de protección y control Energizado

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PERIODO Anual Anual Anual Anual Anual Anual Anual Anual Anual Anual Anual Anual Anual Tres años Anual Anual Anual Anual Anual Anual

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Tabla 2.4.- Pruebas a Interruptores de Potencia INTERRUPTOR DE POTENCIA MEDIDA Eléctrica

Dieléctrica

Operacional

Mecanismo de Operación

Medio de extinción

Actividades varias

PRUEBA DE DIAGNOSTICO Y/O ACTIVIDAD Resistencia circuito principal y conexiones Resistencia Dinámica Detección de puntos calientes. Factor de Potencia a los aislamientos Rigidez dieléctrica al medio de extinción Resistencia de Aislamiento Simultaneidad y operación de contactos Tiempos de apertura y cierre de contactos Recorrido de contactos Penetración de contactos Amortiguación, sobrecorridos y rebotes. Análisis grafico del consumo de bobinas Tiempo de reposición Intensidad del motor de carga de resortes Consumo de energía en maniobras Rigidez dieléctrica y niveles del aceite (GVA y PVA) Presión, consumo y humedad (aire). Humedad, acidez, calidad del gas (SF6) Búsqueda de fugas del medio de extinción. Limpieza de Boquillas Limpieza e inspección de los elementos de control Ajustes y/o reemplazo en el cableado de los elementos de control. Engrase y/o lubricación del mecanismo de operación Inspección y/o reemplazo de los empaques de las puertas de los mecanismos de accionamiento. Inspección del varillaje del mecanismo de accionamiento.

ESTADO DEL EQUIPO Desenergizado Desenergizado Energizado Desenergizado Desenergizado Desenergizado Desenergizado Desenergizado Desenergizado Desenergizado Desenergizado Desenergizado Desenergizado Desenergizado Desenergizado

Anual Tres años Anual Anual Anual Anual Anual Anual Anual Anual Anual Anual Anual Anual Anual

Desenergizado

Anual

Desenergizado Desenergizado y/o Energizado Energizado Desenergizado Desenergizado y/o Energizado

Anual

PERIODO

Anual 6 meses Anual Anual

Desenergizado

Anual

Desenergizado

Anual

Desenergizado y/o Energizado

Anual

Desenergizado

Anual

Tabla 2.5.- Pruebas a Apartarrayos. APARTARRAYOS MEDIDA Dieléctricas Eléctricas

PRUEBA DE DIAGNOSTICO Y/O ACTIVIDAD Factor de Potencia al Aislamiento Resistencia de Aislamiento Medición de la corriente de descarga

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ESTADO DEL EQUIPO Desenergizado Desenergizado Energizado

PERIODO Anual Anual Tres años

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APARTARRAYOS MEDIDA Actividades varias

PRUEBA DE DIAGNOSTICO Y/O ACTIVIDAD Medición de descargas parciales Inspección en el cableado a tierra y a línea. Inspección visual y limpieza a la porcelana.

ESTADO DEL EQUIPO Energizado Energizado Desenergizado

PERIODO Tres años Anual Anual

Tabla 2.6.- Pruebas a Transformadores de Instrumento.

MEDIDA Análisis del aceite Dieléctricas

Eléctricas

Actividades varias

TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO ESTADO DEL PRUEBA DE DIAGNOSTICO Y/O ACTIVIDAD EQUIPO Físico - Químico Energizado Gases Disueltos Energizado Capacitancia Desenergizado Factor de Potencia al Aislamiento Desenergizado Resistencia de aislamiento Desenergizado Medida de descargas parciales Energizado Medida de la clase de precisión Energizado Relación de transformación y Polaridad Desenergizado Resistencia de los devanados Desenergizado Corriente de excitación Desenergizado Prueba de saturación Desenergizado Inspección y/o limpieza de porcelanas Desenergizado Inspección y/o limpieza de bornes Desenergizado Ajustes y/o reemplazo del cableado en los bornes Desenergizado

PERIODO Tres años Tres años Anual Anual Anual Tres años Tres años Anual Anual Anual Anual Anual Anual Anual

Tabla 2.7.- Pruebas a Bancos de Capacitores. BANCOS DE CAPACITORES MEDIDA Eléctrica Dieléctrica Actividades varias

Capacitancia del banco Capacitancia por fase Capacitancia de cada unidad Resistencia de Aislamiento

ESTADO DEL EQUIPO Desenergizado Desenergizado Desenergizado Desenergizado

Inspección y/o Limpieza general del banco

Desenergizado

PRUEBA DE DIAGNOSTICO Y/O ACTIVIDAD

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PERIODO Anual Anual Anual Anual Anual

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Tabla 2.8.- Pruebas a Cuchillas. CUCHILLAS MEDIDA Eléctrica Dieléctrica Actividades varias

PRUEBA DE DIAGNOSTICO Y/O ACTIVIDAD Resistencia de contactos Prueba de collar caliente Factor de potencia del Aislamiento Resistencia de Aislamiento Inspección visual y/o limpieza general de las cuchillas.

ESTADO DEL EQUIPO Desenergizado Desenergizado Desenergizado Desenergizado Desenergizado

PERIODO Anual Anual Anual Anual Anual

Tabla 2.9.- Pruebas a Sistema de tierras. SISTEMA DE TIERRAS MEDIDA Eléctrica Actividades varias

PRUEBA DE DIAGNOSTICO Y/O ACTIVIDAD Resistencia Óhmica Resistividad del terreno. Inspección visual y/o reapriete de conexiones del sistema

ESTADO DEL EQUIPO Desenergizado y/o Energizado

PERIODO Anual Anual

Desenergizado y/o Energizado

Anual

2.2.3.- INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA La inspección termográfica se realiza con equipo energizado, y es una actividad que abarca a toda la subestación, y un elemento necesario del mantenimiento preventivopredictivo. Para la termografía es necesario considerar los siguientes aspectos: • Temperatura ambiente. • La fase que se toma como fase de referencia. • Si el equipo presenta anomalías cuando se efectúa la inspección termográfica estas imágenes podrán ser analizadas luego en una PC. • Tiempo correspondiente a la realización de la medición termográfica. En esta inspección se analiza con el termógrafo, en la cual se analizan los puntos indicados a continuación en una subestación:

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Tabla 2.10.- Elementos de la subestación a inspeccionar con el termógrafo. ELEMENTO Transformador Potencia

de

Interruptor de Potencia Transformadores de Instrumento. Banco de Capacitores Barras Colectoras Apartarrayos Sistemas de tierra

COMPONENTES Tanque del transformador, boquillas, conexiones primarias, terciario, sistema de refrigeración, ventiladores, sistemas de protección y control. Cámara de corte, mando o mecanismo, motor de accionamiento, conexiones del mando, conexiones primarias. Conexiones primarias, conexiones de control, bornes, embobinado, tanque Banco, fases, conexiones de potencias de los ramales Conexiones en aisladores, aisladores, barras, soportes. Conexiones primarias, conexión de descarga a tierra, anillo equipotencial Conexiones o empalmes a tierra.

2.3.- MANTENIMEINTO PREVENTIVO A ESQUEMAS DE PROTECCIÓN Las subestaciones juegan un papel muy importante en el SEP, ya que estas son el medio de interconexión entre cada uno de las partes que lo componen (Generación, Transmisión, Distribución), es por ello que el sistema de protección juega un papel muy importante dentro de estas instalaciones. Las Protecciones dentro de una subestación tienen como tarea evitar la destrucción del conjunto de equipos o dispositivos que la componen, en una tarea común por causa de una falla que podría iniciarse de manera simple y después extenderse sin control en forma encadenada. El sistema de protecciones debe aislar la parte donde se ha producido la falla buscando perturbar lo menos posible la red. El adecuado mantenimiento de los dispositivos de protección, es fundamental para el correcto funcionamiento del sistema de protección y por consecuencia para la operación confiable del sistema de distribución. En las tablas siguientes se las actividades y/o pruebas a realizar a cada uno de los elementos que componen los esquemas de protección en una subestación de distribución con el objeto apoyo para la elaboración del programa de mantenimiento preventivo de los componentes del esquema.

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Tabla 2.11.- Pruebas al Relevador de Sobrecorriente (50/51). RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE (50/51) PRUEBA DE DIAGNOSTICO Y/O ACTIVIDAD Revisión de los diagramas esquemáticos de alambrado. Inspección del equipo verificando conexiones, terminales y/o letreros indicadores. Resistencia de Aislamiento de todos los circuitos. Pruebas de Relación de transformación, Polaridad y verificar las curvas de magnetización de los TC´s. Inspección visual de ajustes en el relevador. Limpieza exterior del relevador Verificación de las curvas de operación del relevador. Inyección de corriente al esquema

ESTADO DEL EQUIPO Desenergizado

PERIODO Anual

Desenergizado

Anual

Desenergizado

Anual

Desenergizado

6 meses

Desenergizado y/o Energizado Desenergizado y/o Energizado Desenergizado y/o Energizado Desenergizado

6 meses 6 meses 6 meses Anual

Tabla 2.12.- Pruebas al Relevador de Sobrecorriente Direccional (67). RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL (67) ESTADO DEL PRUEBA DE DIAGNOSTICO Y/O ACTIVIDAD EQUIPO Revisión de los diagramas esquemáticos de alambrado. Desenergizado Inspección del equipo verificando conexiones, terminales y/o letreros Desenergizado indicadores. Resistencia de Aislamiento de todos los circuitos. Desenergizado Pruebas de Relación de transformación, Polaridad y verificar las Desenergizado curvas de magnetización de los TC´s. Prueba de corriente de arranque de operación. Desenergizado Prueba de sobrecorriente direccional unidad instantánea. Desenergizado Prueba de sobrecorriente de tiempo direccional Desenergizado Desenergizado Inspección visual de ajustes en el relevador. y/o Energizado Desenergizado Limpieza exterior del relevador y/o Energizado Desenergizado Verificación de las curvas de operación del relevador. y/o Energizado Inyección de corriente al esquema Desenergizado

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PERIODO Anual Anual Anual 6 meses Anual Anual Anual 6 meses 6 meses 6 meses Anual

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Tabla 2.13.- Pruebas al Relevador Diferencial (87B). RELEVADOR DIFERENCIAL (87B) PRUEBA DE DIAGNOSTICO Y/O ACTIVIDAD Revisión de los diagramas esquemáticos de alambrado. Inspección del equipo verificando conexiones, terminales y/o letreros indicadores. Resistencia de Aislamiento de todos los circuitos. Pruebas de Relación de transformación, Polaridad y verificar las curvas de magnetización de los TC´s. Prueba de corriente de arranque de operación. Prueba de sobrecorriente direccional unidad instantánea. Prueba de sobrecorriente de tiempo direccional Inspección visual de ajustes en el relevador. Limpieza exterior del relevador Verificación de las curvas de operación del relevador. Prueba de inyección de corriente secundaria al esquema Prueba de salida de disparo y bloqueo de cierre Verificación del registrador de eventos Verificación del registrador oscilografico de fallas

ESTADO DEL EQUIPO Desenergizado

PERIODO Anual

Desenergizado

Anual

Desenergizado

Anual

Desenergizado

6 meses

Desenergizado Desenergizado Desenergizado Desenergizado y/o Energizado Desenergizado y/o Energizado Desenergizado y/o Energizado Desenergizado Desenergizado Desenergizado Desenergizado

Anual Anual Anual 6 meses 6 meses 6 meses Anual Anual Anual Anual

Tabla 2.14.- Pruebas al Relevador Diferencial (87L) RELEVADOR DIFERENCIAL (87L) PRUEBA DE DIAGNOSTICO Y/O ACTIVIDAD Revisión de los diagramas esquemáticos de alambrado. Inspección del equipo verificando conexiones, terminales y/o letreros indicadores. Resistencia de Aislamiento de todos los circuitos. Pruebas de Relación de transformación, Polaridad y verificar las curvas de magnetización de los TC´s. Prueba de tiempo de operación. Prueba de comunicación local y de canal de comunicación. Prueba de sobrecorriente direccional unidad instantánea. Prueba de sobrecorriente de tiempo direccional Prueba de curvas y umbrales de operación-restricción Prueba de corrientes de estabilidad Prueba de exactitud de entradas y polaridad de corrientes Pruebas de alarmas por perdidas de comunicación Prueba de contactos o salidas de comandos Prueba de tiempo de sincronización Prueba de envió y recepción de disparo externo

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ESTADO DEL EQUIPO Desenergizado

PERIODO Anual

Desenergizado

Anual

Desenergizado

Anual

Desenergizado

6 meses

Desenergizado Desenergizado Desenergizado Desenergizado Desenergizado Desenergizado Desenergizado Desenergizado Desenergizado Desenergizado Desenergizado

Anual Anual Anual Anual Anual Anual Anual Anual Anual Anual Anual

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RELEVADOR DIFERENCIAL (87L) PRUEBA DE DIAGNOSTICO Y/O ACTIVIDAD Pruebas de disparo con Interruptores de potencia. Prueba de extremo-extremo Inspección visual de ajustes en el relevador. Limpieza exterior del relevador Verificación de las curvas de operación del relevador. Prueba de inyección de corriente secundaria al esquema Prueba de salida de disparo y bloqueo de cierre Pruebas de arranque y registro de fallas Pruebas de entradas

ESTADO DEL EQUIPO Desenergizado Desenergizado Desenergizado y/o Energizado Desenergizado y/o Energizado Desenergizado y/o Energizado Desenergizado Desenergizado Desenergizado Desenergizado

PERIODO Anual Anual 6 meses 6 meses 6 meses Anual Anual Anual Anual

Tabla 2.15.- Pruebas al Relevador de Distancia (21) RELEVADOR DE DISTANCIA (21) PRUEBA DE DIAGNOSTICO Y/O ACTIVIDAD Revisión de los diagramas esquemáticos de alambrado. Inspección del equipo verificando conexiones, terminales y/o letreros indicadores. Resistencia de Aislamiento de todos los circuitos. Pruebas de Relación de transformación, Polaridad y verificar las curvas de magnetización de los TC´s. Pruebas de Relación de transformación, Polaridad y verificar las curvas de magnetización de los TP´s. Limpieza exterior del relevador Pruebas a cada una de las zonas que protege el relevador. Pruebas de arranque y registro de fallas

ESTADO DEL EQUIPO Desenergizado

PERIODO Anual

Desenergizado

Anual

Desenergizado

Anual

Desenergizado

6 meses

Desenergizado

6 meses

Desenergizado y/o Energizado Desenergizado Desenergizado

6 meses Anual Anual

Tabla 2.16.- Pruebas al Relevador de Falla de Interruptor (50FI) RELEVADOR DE FALLA DE INTERRUPTOR (50FI) ESTADO DEL PRUEBA DE DIAGNOSTICO Y/O ACTIVIDAD EQUIPO Revisión de los diagramas esquemáticos de alambrado. Desenergizado Inspección del equipo verificando conexiones, terminales y/o letreros Desenergizado indicadores. Resistencia de Aislamiento de todos los circuitos. Desenergizado Pruebas de Relación de transformación, Polaridad y verificar las Desenergizado curvas de magnetización de los TC´s.

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PERIODO Anual Anual Anual 6 meses

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RELEVADOR DE FALLA DE INTERRUPTOR (50FI) ESTADO DEL PRUEBA DE DIAGNOSTICO Y/O ACTIVIDAD EQUIPO Desenergizado Limpieza exterior del relevador y/o Energizado Prueba de verificación de las curvas tiempo-corriente Desenergizado Prueba de verificación de autodiagnostico y elementos de Desenergizado supervisión. Pruebas al registrador de eventos Desenergizado Pruebas al al localizador de fallas Desenergizado Prueba de inyección de corriente al esquema Desenergizado

PERIODO 6 meses Anual Anual Anual Anual Anual

2.4.- PROGRAMACIÓN DEL MANTENIMIENTO PREVENTIVO La programación de las actividades de mantenimiento preventivo se puede hacer en función del lugar o “bahía” en donde se va a hacer la intervención, para tener una mejor comprensión de la elaboración de esta programación se muestran en la tabla siguiente los criterios y la programación para cada uno de los elementos de la programación.

Tabla 2.11.- Programación del Mantenimiento Preventivo de acuerdo al lugar en la subestación. CIRCUITO O BAHÍA

PROGRAMACIÓN

Llegada

*Fines de semana. *Días de menor consumo

Salida

*Fines de semana. *Días de menor consumo

Interconexión

*Días particulares.

Transformación

*Fines de semana. *Días de menor consumo.

CRITERIOS *Se requiere coordinación con los centros de operación, empresas y/o áreas de control que despachan la energía a la subestación donde se va a realizar el mantenimiento. *Para desenergizar la llegada debe desenergizarse también la línea de llegada. *Al reducirse el flujo de potencia de llegada, también se reducirá el flujo de potencia despachada. *Se requiere coordinación y aviso a los consumidores o centros de operación y/o áreas de control. *El flujo de potencia de salida se reduce. *Debido a sus características es posible programar las intervenciones en días particulares. *El flujo de potencia puede desviarse por otro circuito similar. *Debido a su complejidad y a que son los encargados de la transmisión de potencia, se deben buscar días de menor consumo para programar la intervención. *La complejidad de estos circuitos y la cantidad de equipos que los componen, obliga a que las actividades se programen al menos para dos días.

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Barras Colectoras

*Fines de semana o días de menor consumo (simple barra). *Días particulares (barra partida o más de una barra).

Circuitos especiales

*Días particulares.

*Ya que los equipos se conectan a las barras para tomar la energía a transmitir, para desenergizar la barra se requiere desenergizar gran parte de la subestación, para disposiciones de simple barra. *Si el sistema tienen una disposición de barra partida o de más de una barra, es posible desenergizar la barra en la cual se va a efectuar el mantenimiento sin interrumpir el servicio, pero aún así existirán equipos que deban quedar desenergizados. - Ya que la función de estos circuitos no consiste en la transmisión de potencia o interconexión de circuitos, es posible programar las intervenciones en cualquier día.

El tiempo de duración de estas actividades, o también denominadas “jornadas de Mantenimiento”, dependerá de la complejidad de la “bahía” donde se lleve a cabo esta actividad, aunque generalmente suele variar de 4 a 8 horas. 2.5.- MANTENIMIENTO CORRECTIVO El mantenimiento correctivo puede considerarse dividido en dos partes: • Mantenimiento correctivo programado. • Mantenimiento correctivo no programado (urgente). El mantenimiento correctivo no programado (urgente) se presenta cuando existe una falla o anomalía grave de algún o algunos equipos de la subestación, estas anomalías se presentan por causas ajenas a la voluntad de los responsables de la subestación, y se deben a factores externos: condiciones climáticas, daños de terceros, problemas en la línea de transmisión o distribución. El mantenimiento correctivo programado es una actividad correctiva que implica reparación y reemplazo de piezas que tiene carácter preventivo, ya que en función de las condiciones del equipo o de ciertos parámetros se efectúan las reparaciones con la intención de anticiparse y prevenir daños mayores que afecten a la disponibilidad del equipo.

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Figura 2.2.- Diagrama de flujo que engloba al mantenimiento Correctivo.

Inspección visual.

Resultados de inspección y mantenimiento programado.

Equipo energizado

Mantenimiento correctivo.

Equipo en buen estado. Anomalía grupo.

Sistema funcionando con normalidad

del Mantenimiento correctivo por anomalía.

Falla grave.

El mantenimiento correctivo puede ser programado debido a las siguientes razones: 1).- Número de operaciones.- Es una condición que obliga a la intervención de un mantenimiento correctivo planificado en interruptores. Después de cierto número de operaciones por falla u operaciones manuales de un interruptor, el aislamiento es afectado y los contactos se llenan de cavitaciones en su superficie, debido a los esfuerzos electrodinámicos a los que han estado sometidos, lo que obliga a una intervención en el equipo. Las actividades que se realizan son las siguientes: Tabla 2.12.- Actividades a realizar en el mantenimiento correctivo programado a un Interruptor de Potencia. MEDIDA

ACCIÓN

Cambio del Medio de extinción.

Implica el reemplazo del medio aislante, sin necesidad de la comprobación de su estado.

TIPO GVA y PVA

Cambio del aceite.

SF6

Cambio del gas SF6.

Vacío Aire

Cambio de los módulos de vacío Cambio del tanque de aire comprimido.

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ACTIVIDAD

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Cambio de los contactos de la cámara de interrupción.

Debido a los esfuerzos electrodinámicos a los que han estado sometidos los contactos muestran cavitaciones, los que luego se pueden rellenar con soldadura por personal calificado.

GVA PVA SF6 Vacío Aire

y

Cambio de contactos, que luego pueden rellenarse con soldadura Cambio de contactos, que luego pueden rellenarse con soldadura. Cambio de módulos de vacío, posteriormente se comprueba el estado de los módulos cambiados. Cambio de contactos, que luego pueden rellenarse con soldadura.

2).- Resultados de las inspecciones.- Si los resultados de las inspecciones visuales o termográficas revelan que el estado de algún equipo o de alguno de sus componentes es grave (G) o existen anomalías (A), será necesario programar una intervención en el equipo para efectuar las reparaciones correspondientes. 3).- Resultados de mantenimiento predictivo.- Las técnicas y/o pruebas de diagnostico aplicadas durante el mantenimiento preventivo programado tienen la finalidad de revelar el estado de los equipos de la subestación, para poder anticiparse a las fallas y anomalías; si el diagnóstico revela mal estado o menor que el admisible, será necesario programar una intervención. 2.6.- MANTENIMIENTO PROACTIVO El mantenimiento proactivo consiste en el estudio de fallas y análisis de las actividades del mantenimiento, con el objeto de poder obtener conclusiones y dar sugerencias para mejorar la función de mantenimiento. El estudio de incidencias y análisis de fallas es una actividad relacionada con la subestación en general. La programación de esta actividad y su realización dependerá del criterio del personal de mantenimiento, en función de los problemas que se desee analizar. Dentro de este mantenimiento se encuentran las actividades siguientes: 2.6.1.- GRUPO DE TRABAJO A cargo de esta actividad podría estar un grupo de trabajo, consistente en un círculo de Mantenimiento que a su vez es dirigido por los responsables de mantenimiento. Pueden existir varios círculos de mantenimiento, encargados de diferentes aspectos del servicio de mantenimiento o de diferentes componentes del sistema. Los

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responsables de mantenimiento les darán a los círculos de Mantenimiento determinados problemas a estudiar, y éstos se encargarán de elaborar las propuestas y sugerencias para dar solución a los problemas que se presenten en la subestación. 2.6.2.- ACTIVIDADES DEL MANTENIMIENTO PROACTIVO Entre las actividades que se realizan en el mantenimiento proactivo, están principalmente: Clasificación de fallas.- Se comienza por la elaboración de una lista de posibles fallas o averías que pudieran presentarse: información obtenida a partir de los históricos, ideas aportadas por los miembros del grupo de trabajo, ideas obtenidas a partir de cuestionarios respondidos por todos los miembros de Mantenimiento o Tormenta de Ideas, eventos ocurridos en otras empresas o un Benchmarking. Luego de elaborada la lista sintetizada, se procede a elaborar un diagrama Causa-Efecto, también conocido como diagrama de Ishikawa, a partir de éste se pueden clasificar los eventos. Determinación de recursos del mantenimiento correctivo.- La determinación de recursos del mantenimiento correctivo, consiste en preparar anticipadamente, un listado de recursos necesarios en caso de que se presenta algún tipo de falla que requiera la intervención del mantenimiento correctivo, en otras palabras, consiste en saber “lo que se necesita tener a mano” según el caso que se presente. En base a la clasificación de posibles fallas como en el inciso anterior, se puede elaborar una lista de “síntomas” o datos que se podrían tener en caso de que ocurriese una falla cualquiera, previamente seleccionada por el grupo de trabajo, luego se determinan los recursos necesarios para la atención de dicha falla, se hace lo mismo con otras fallas, similares o no, luego se puede tener un listado de recursos necesarios para mantenimiento correctivo, se pueden clasificar los mantenimientos correctivos en grupos según los recursos que consuman, y lo más útil de este trabajo es que, según los “síntomas” podrá saberse qué recursos son indispensables, necesarios y no necesarios. Identificación de elementos o eventos más frecuentes.- El estudio de incidencias permitirá identificar aquellos eventos o elementos que se presentan con mayor frecuencia para priorizar su atención, y de esta manera estudiar la reducción de sus efectos e incidencias. Para esto se utiliza una herramienta denominada análisis de Pareto. El método de Pareto consiste en una serie de pasos que finalizan en la clasificación de eventos en clases de prioridad. Este análisis podría ayudar a establecer gastos innecesarios y no detectados, gastos sobredimensionados, peor en especial a ver los problemas que requieren mayor atención, o atención inmediata.

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Reprogramación de actividades.- El mantenimiento no sólo consiste en seguimiento de procedimientos y recomendaciones, sino que también debe tener la tendencia a ser menos costoso en cada gestión. Algunas veces el tiempo programado no resulta suficiente para realizar todas las actividades planificadas para cierto equipo o circuito, esto puede solucionarse incrementado el tiempo programado para las intervenciones, o reduciendo las actividades (pruebas) a realizar. El primer caso no es muy aplicable en sistemas eléctricos, ya que prolonga la interrupción del servicio, lo cual trae sus respectivas consecuencias a la empresa. El segundo caso es más aplicable, aunque requiere de un estudio previo, no consiste en la eliminación de actividades, sino en el cambio de frecuencia de la realización de las mismas, es decir que algunas actividades podrían realizarse anualmente, y otras con otra frecuencia, por ejemplo, tri-anual. El mantenimiento proactivo en este caso actúa también como preventivo al determinar los tiempos mínimos y máximos aceptables para la realización de ciertas pruebas en equipos específicos. Este análisis se efectúa luego de realizadas las actividades de mantenimiento programado. Las ventajas de la reprogramación de actividades es que reducen tiempos y costos de mantenimiento preventivo, ya que al no tener que efectuarse ciertas pruebas anualmente, se reduce la cantidad de instrumentos y personal necesarios para dicha actividad.

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2.7.-DIAGRAMA DE FLUJO DEL MANTENIMIENTO INTEGRAL

Plan anual de Mantenimiento

Mantenimiento Preventivo

Mantenimiento Programado

Inspección visual

Resultados de inspección y mantenimiento programado

Mantenimiento Correctivo Programado

Inspección termográfica

Verificación y control

No

Anomalía falla grave

o

Mantenimiento Correctivo No Programado

¿Buen estado Si

Reparaciones y/o reemplazos

Equipo disponible

Historiales, reportes y hojas de mantenimiento.

Análisis y estudio de la función del mantenimiento.

Mantenimiento Proactivo

Propuestas y sugerencias para la mejora del mantenimiento.

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Reparaciones y/o reemplazos

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CAPITULO III: MANTENIMIENTO BASADO EN CONFIABILIDAD (MBC). OBJETIVO ESPECIFICO: Al termino del capitulo el participante conocerá la definición y la importancia que juega el Mantenimiento basado en la confiabilidad dentro de las subestaciones eléctricas de Distribución, con el objeto de realizar programas de mantenimiento mas efectivos y así brindar un alto grado de confiabilidad en la operación de la subestación y por ende calidad en el servicio de energía eléctrica entregada a los consumidores. 3.1.- INTRODUCCIÓN. Todos los componentes de una subestación juegan un papel muy importante dentro de la misma y el fallo de cualquiera de estos causa generalmente costos muy altos a la CFE, ya que además de los costos asociados con la reparación del equipo, se deben agregar los costos ocasionados por la suspensión del servicio a los consumidores, que pueden llegar a ser más altos que el costo del equipo. Para evitar lo anterior se debe efectuar un Mantenimiento eficiente, ya sea Preventivo y/o Predictivo basado en Confiabilidad. Las razones por las cuales se hace el mantenimiento se puede resumir en lo siguiente: • Prevenir o disminuir el riesgo de falla: Buscar bajar la frecuencia de fallas y/o disminuir sus consecuencias. • Recuperar el desempeño: Con el uso el desempeño de los equipos se puede ver deteriorado, y se puede visualizar por la pérdida de capacidad de producción y por el aumento de costos de operación. • Aumentar la vida útil: La vida útil de algunos activos se ve seriamente afectada por la frecuencia y/o calidad del mantenimiento. • Seguridad, medio ambiente y aspectos legales: Muchas tareas de mantenimiento están dirigidas a disminuir ciertos problemas que puedan acarrear, responsabilidades legales relativas a medio ambiente y seguridad y muchas veces el valor de dichas tareas es difícil de evaluar. • Factor de Brillo: La imagen pública, aspectos estéticos de bienes, la moral de los trabajadores, etc.

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Una de las técnicas de mantenimiento mas usadas en la actualidad, que esta arrojando resultados satisfactorios, es el Mantenimiento Basado en la Confiabilidad (MBC), el cual busca optimizar la ejecución del Mantenimiento Preventivo basado en la Confiabilidad Operacional de los equipos, así también podemos decir que este proceso permite determinar cuales son las tareas de mantenimiento adecuadas para cualquier activo físico. 3.2.- EL MANTENIMIENTO Y SU EVOLUCION. El Mantenimiento es un servicio que agrupa una serie de actividades previamente determinadas, las cuales permiten alcanzar un mayor grado de confiabilidad, disponibilidad y rentabilidad de los equipos dentro de una subestación eléctrica. Las actividades que se realizan en el mantenimiento tienen lugar frente a la constante amenaza de falla de los equipos de una subestación debido a factores internos y/o externos de cada uno de los equipos. Tradicionalmente, se consideraba que existían tres tipos de mantenimiento distintos: predictivo, preventivo, y correctivo. Sin embargo, con la nueva tendencia y evolución del mantenimiento existen cuatro tipos de mantenimiento distintos: • Mantenimiento predictivo, también llamado mantenimiento a condición. • Mantenimiento preventivo, que puede ser de dos tipos: sustitución o reacondicionamiento cíclico. • Mantenimiento correctivo, también llamado trabajo a la falla. • Mantenimiento detectivo ó ”búsqueda de fallas”. 3.2.1.- EL MANTENIMIENTO PREDICTIVO Ó A CONDICIÓN. El mantenimiento predictivo o mantenimiento a condición consiste en la búsqueda de indicios o síntomas que permitan identificar una falla antes de que ocurra. Por ejemplo, la inspección visual del grado de lubricación del mecanismo de operación de un interruptor es una tarea de mantenimiento predictivo, dado que permite identificar el proceso de falla antes de que la falla funcional ocurra. Estas tareas incluyen: inspecciones, monitoreo, chequeos. Tienen en común que la decisión de realizar o no una acción correctiva depende de la condición medida. Para que pueda evaluarse la conveniencia de estas tareas, debe necesariamente existir una clara condición de falla potencial, es decir, debe haber síntomas claros de que la falla está en el proceso de ocurrir.

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3.2.2.EL MANTENIMIENTO REACONDICIONAMIENTO CÍCLICO).

PREVENTIVO

(SUSTITUCIÓN

O

El mantenimiento preventivo se refiere a aquellas tareas de sustitución o retrabajo hechas a intervalos fijos independientemente del estado del elemento o componente. Estas tareas solo son válidas si existe un patrón de desgaste, es decir, si la probabilidad de falla aumenta rápidamente después de superada la vida útil del elemento. Debe tenerse mucho cuidado, al momento seleccionar una tarea preventiva (o cualquier otra tarea de mantenimiento, de hecho), en no confundir una tarea que se puede hacer, con una tarea que conviene hacer. Por ejemplo, al evaluar el plan de mantenimiento a realizar sobre el impulsor de una turbina, podríamos decidir realizar una tarea preventiva (sustitución cíclica del impulsor), tarea que en general se puede hacer dado que la falla generalmente responde a un patrón de desgaste, sin embargo, en ciertos casos podría convenir realizar alguna tarea predictiva (tarea a condición), que en muchos casos son menos invasivas y menos costosas. 3.2.3.- EL MANTENIMIENTO CORRECTIVO O TRABAJO A LA ROTURA. Si se decide que no se hará ninguna tarea proactiva (predictiva o preventiva) para manejar una falla, sino que se reparará la misma una vez que ocurra, entonces el mantenimiento elegido es un mantenimiento correctivo. ¿Cuándo conviene este tipo de mantenimiento? Cuando el costo de la falla (directos indirectos) es menor que el costo de la prevención, ó cuando no puede hacerse ninguna tarea proactiva y no se justifica realizar un rediseño del equipo. Esta opción solo es válida en caso que la falla no tenga consecuencias sobre la seguridad o el medio ambiente. Caso contrario, es obligatorio hacer algo para reducir o eliminar las consecuencias de la falla. 3.2.4.- EL MANTENIMIENTO DETECTIVO O DE BÚSQUEDA DE FALLAS. El mantenimiento detectivo o de búsqueda de fallas consiste en la prueba de dispositivos de protección bajo condiciones controladas, para asegurarse que estos dispositivos serán capaces de brindar la protección requerida cuando sean necesarios. En el mantenimiento detectivo no se está reparando un elemento que falló (mantenimiento correctivo), no se está cambiando ni reacondicionando un elemento antes de su vida útil (mantenimiento preventivo), ni se están buscando síntomas de que una falla está en el proceso de ocurrir (mantenimiento predictivo), por lo tanto, el mantenimiento detectivo es un cuarto tipo de mantenimiento. A este mantenimiento también se le llama búsqueda de fallas o prueba funcional, y al intervalo cada el cual se realiza esta tarea se le llama intervalo de búsqueda de fallas, Por ejemplo, arrojar humo a un detector contra incendios es una tarea de mantenimiento detectivo.

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3.2.5.- GENERACIONES DEL MANTENIMIENTO Y PROBABILIDAD DE OCURRENCIA DE FALLAS. La más clásica representación de la probabilidad de ocurrencia de una falla se presenta como la famosa curva de la bañera, pero cabe señalar que los registros históricos de ocurrencia de fallas en equipos muestran que en la vida real se presentan seis patrones de ocurrencia de fallas. Consecuentemente, las estrategias de mantenimiento progresaron del mantenimiento correctivo al Mantenimiento basado en edad y Condición y finalmente desembocan en el MBC. Por qué es tan importante implementar estrategias de tercera generación? Porque se ha encontrado que alrededor del 80% de las fallas son de carácter aleatorio y el 20% son de carácter de edad (vida útil). En la tabla siguiente se muestra por que obliga a tomar muy en serio el tema de la confiabilidad en los equipos que se encuentran en una subestación. Tabla 3.1.- Probabilidades de ocurrencia de fallas. PROBABILIDAD DE FALLA

TENDENCIA

BASADA EN EDAD

• OVERHAULS PROGRAMADOS. • MANTENIMIENTO PREVENTIVO. • PLANEACIÓN Y CONTROL MANTENIMIENTO.

BASADA EN EDAD Y FALLA TEMPRANA

TERCERA: CALIDAD COMPETITIVIDAD.

1

EDAD, Y

FALLA FALLA

DEL

Y

• MANTENIMIENTO BASADO EN CONDICIÓN. • DISEÑO PARA LA CONFIABILIDAD Y LA MANTENIBILIDAD. • ESTUDIOS DE RIESGO. • ANÁLISIS DE MODOS Y EFECTOS DE FALLA. • SISTEMAS EXPERTOS PARA APOYO EN DECISIONES. • ADMINISTRACIÓN DE HABILIDADES Y TRABAJO DE GRUPO. • ARMONIA CON EL MEDIO AMBIENTE.

2 BASADA EN TEMPRANA ALEATORIA.

GENERACION PRIMERA: REPARACION TECNICA. SEGUNDA: CONTROL DE COSTOS.

3 4 5 6

Conforme han evolucionado los equipos y las necesidades de los mismos se tuvo que readaptar el concepto de realizar y/o programar el mantenimiento, para tener una mejor comprensión de lo anterior se presenta la tabla 3.2.

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Tabla 3.2.- Evolución del Mantenimiento a través del tiempo. ANTES ¿QUIEN Y COMO DEBE FORMULARSE Las políticas de mantenimiento deben ser formuladas por los gerentes y los programas deben ser desarrollados por especialistas calificados externos contratados como consultores.

AHORA EL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO? Las políticas de mantenimiento deben ser formuladas por las personas más cercanas e involucradas con los activos. El rol gerencial es proveer las herramientas para llevarlo a cabo. Un exitoso y duradero programa de La organización de mantenimiento por sí mantenimiento, solo puede ser desarrollado misma puede desarrollar un éxito y duradero por personal de mantenimiento y usuarios programa de mantenimiento. trabajando en conjunto. Los fabricantes de equipos pueden jugar sólo Los fabricantes de equipos son los que están un importante pero limitado papel en el en mejor posición de recomendar un plan de desarrollo de un programa de mantenimiento mantenimiento a nuevos activos. para nuevos activos. Los problemas del mantenimiento son resueltos de mejor manera en dos fases: Siempre es posible encontrar una rápida cambio de la manera de pensar de la gente y solución a todos los problemas de lograr que ellos apliquen sus nuevos efectividad del mantenimiento. conceptos a los técnicos de procesos un paso a la vez. ¿COMO PODEMOS MEJORAR LA CONFIABILIDAD DE UN EQUIPO? Usualmente es mas costo-efectivo mejorar el de un equipo de baja La forma más rápida y segura de mejorar el desempeño desempeño de un equipo de baja confiabilidad, mejorando la forma como es operado y manteniendo, antes de modificar confiabilidad es actualizando el diseño. el diseño. La probabilidad de falla de la mayoría de los La mayoría de los equipos aumenta su equipos no aumenta en función de su probabilidad de falla a medida que envejece. envejecimiento. Si ambos son técnicamente posibles y Si ambos son técnicamente posibles y apropiados, el mantenimiento basado en el apropiados, el mantenimiento mayor monitoreo de condiciones será más (reemplazo) será mas económico y efectivo económico y efectivo que el mantenimiento que el mantenimiento basado en el mayor (reemplazo) a lo largo de la vida del monitoreo de condiciones. activo.

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3.3.- EL MANTENIMIENTO BASADO EN CONFIABILIDAD (MBC). El Mantenimiento Basado en Confiabilidad es una metodología de análisis sistemática, objetiva y documentada, que puede ser aplicada a cualquier tipo de instalación; útil para el desarrollo u optimización de un plan eficiente de Mantenimiento. El MBC permite determinar cuáles son las tareas de mantenimiento adecuadas para cualquier activo físico, con el objetivo principal de reducir el costo de mantenimiento, para enfocarse en las funciones más importantes de los sistemas, y evitando o quitando acciones de mantenimiento que no son estrictamente necesarias. La norma SAE-JA1011 especifica los requerimientos que debe cumplir un proceso para poder ser denominado un proceso MBC. Según esta norma, las 7 preguntas básicas del proceso MBC son: 1. ¿Cuáles son las funciones deseadas para el equipo que se está analizando? 2. ¿Cuáles son los estados de falla (fallas funcionales) asociados con estas funciones? 3. ¿Cuáles son las posibles causas de cada uno de estos estados de falla? 4. ¿Cuáles son los efectos de cada una de estas fallas? 5. ¿Cuál es la consecuencia de cada falla? 6. ¿Qué puede hacerse para predecir o prevenir la falla? 7. ¿Qué hacer si no puede encontrarse una tarea predictiva o preventiva adecuada? El MBC pone tanto énfasis en las consecuencias de las fallas como en las características técnicas de las mismas, mediante: •

Integración de una revisión de las fallas operacionales con la evaluación de aspecto de seguridad y amenazas al medio ambiente, esto hace que la seguridad y el medio ambiente sean tomados en cuenta a la hora de tomar decisiones en materia de mantenimiento.

•

Manteniendo mucha atención en las tareas del Mantenimiento que más incidencia tienen en el funcionamiento y desempeño de las instalaciones, garantizando que la inversión en mantenimiento se utiliza donde más beneficio va a reportar.

El MBC muestra que muchos de los conceptos del mantenimiento que se consideraban correctos están realmente equivocados. En muchos casos, estos conceptos pueden ser hasta peligrosos, por ejemplo: la idea de que la mayoría de las fallas se producen cuando el equipo envejece ha demostrado ser falsa. A continuación se explican varios conceptos derivados del Mantenimiento Basado en Confiabilidad.

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3.3.1.- CONTEXTO OPERACIONAL Antes de comenzar a identificar las funciones que se desean para el activo (equipo) al cual se le esta realizando el análisis, se debe tener un claro entendimiento del ámbito en el que funciona el equipo. Por ejemplo, dos activos idénticos operando en distintas plantas, pueden resultar en planes de mantenimiento totalmente distintos si sus contextos de operación son diferentes. Un caso típico es el de un equipo de reserva, que requiere tener tareas de mantenimiento muy diferentes a las de un equipo principal, aun cuando ambos equipos sean físicamente iguales. Entonces, antes de comenzar el análisis se debe realizar el contexto operacional (breve descripción) en el cual se debe indicar: régimen de operación del equipo, disponibilidad de mano de obra y repuestos, consecuencias de indisponibilidad del equipo, objetivos de calidad, seguridad y medio ambiente, etc. 3.3.2.- FUNCIONES. El análisis de MBC comienza con la redacción de las funciones deseadas. Por ejemplo, la función de un interruptor de potencia puede definirse como”desconectar un circuito cuando se presenta una falla”. Sin embargo, el interruptor puede tener otras funciones asociadas, como por ejemplo “desconectar el circuito simplemente por mantenimiento”. En un análisis de MBC, todas las funciones deseadas deben ser listadas. 3.3.3.- FALLAS FUNCIONALES O ESTADOS DE FALLA. Las fallas funcionales ó estados de falla identifican todos los estados indeseables del activo. Por ejemplo, para un interruptor dos estados de falla podrían ser”Incapaz de librar una falla”, “no abrir sus contactos”, “No es capaz de cerrar sus contactos”. Se debe notar que los estados de falla están directamente relacionados con las funciones deseadas. Una vez identificadas todas las funciones deseadas de un activo, identificar las fallas funcionales es un problema trivial. La falla funcional identifica un estado de falla, por ejemplo: incapaz de extinguir el arco, incapaz de abrir sus contactos, incapaz de cerrar los contactos, etc. No dice nada acerca de las causas por las cuales el equipo llega a ese estado. Eso es justamente lo que se busca con los modos de falla: identificar las causas de esos estados de fallas (baja presión en el gas, resortes en mal estado, equipo de control en mal estado, etc.).

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3.3.4.- MODOS DE FALLA Un modo de falla es una posible causa por la cual un equipo puede llegar a un estado de falla. Para el ejemplo del interruptor, “resorte desgastado o en mal estado” es un modo de falla que hace que el interruptor llegue al estado de falla identificado por la falla funcional “No abre sus contactos”. Cada falla funcional suele tener más de un modo de falla. Todos los modos de falla asociados a cada falla funcional deben ser identificados durante el análisis de MBC. Al identificar los modos de falla de un equipo o sistema, es importante listar la”causa raíz” de la falla. Por ejemplo, si se están analizando los modos de falla del resorte del interruptor, es incorrecto* listar el modo de falla:”falla resorte”. La razón es que el modo de falla listado no da una idea precisa de porqué ocurre la falla. Es por “oxidación del resorte”, es por”desgaste y uso normal”, es por”instalación inadecuada”. Notar que este desglose en las causas que subyacen a la falla sí da una idea precisa de porqué ocurre la falla, y por consiguiente que podría hacerse para manejarla adecuadamente (lubricación, revisión del mecanismo, etc.). NOTA: *en algunos casos, sí puede ser adecuado listar el modo de falla como”falla resorte”, según el contexto en el que trabaje el activo es importante conocer bien el contexto operacional). 3.3.5.- EFECTOS DE LA FALLA. Para cada modo de falla deben indicarse los efectos asociados de la falla. El “efecto de falla” es una breve descripción de “qué pasa cuando la falla ocurre”. Por ejemplo, el efecto de falla asociado con el modo de falla “bajo nivel de presión del SF6” podría ser el siguiente:”a medida que el nivel decrece, disminuye la presión del gas, hasta que suena la alarma de bajo nivel de presión del SF6. El tiempo necesario para detectar y reparar la falla (restablecer nivel de presión) suele ser de 8 horas. No es posible recuperar el servicio perdido, por lo que estas horas fuera de servicio representan una pérdida económica para la CFE”. Los efectos de falla deben indicar claramente cual es la importancia que tendría la falla en caso de producirse. El efecto de falla es una descripción de que pasa cuando la falla ocurre, mientras que la consecuencia de falla según el impacto que estas fallas tienen. 3.3.6.- CATEGORÍA DE CONSECUENCIAS La falla de un equipo puede afectar a sus usuarios de distintas formas: • Poniendo en riesgo la seguridad de las personas”consecuencias de seguridad”.

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• • • •

Afectando al medio ambiente (”consecuencias de medio ambiente”). Incrementando los costos o reduciendo el beneficio económico de la empresa (”consecuencias operacionales”). Ninguna de las anteriores (”consecuencias no operacionales”)

Además, existe una quinta categoría de consecuencias, para aquellas fallas que no tienen ningún impacto cuando ocurren salvo que posteriormente ocurra alguna otra falla. Por ejemplo, la falla del transformador de respaldo no tiene ninguna consecuencia adversa salvo que ocurra una falla posterior (falla del transformador de servicio principal) que haga que sea necesario cambiar el neumático. Estas fallas corresponden a la categoría de fallas ocultas. Cada modo de falla identificado en el análisis de MBC debe ser clasificado en una de estas categorías. El orden en el que se evalúan las consecuencias es el siguiente: seguridad, medio ambiente, operacionales y no operacionales; previa separación entre fallas evidentes y ocultas. El análisis MBC bifurca en esta etapa: el tratamiento que se la va a dar a cada modo de falla va a depender de la categoría de consecuencias en la que se haya clasificado, lo que es bastante razonable: no sería lógico tratar de la misma forma a fallas que pueden afectar la seguridad que aquellas que tienen consecuencias económicas. El criterio a seguir para evaluar tareas de mantenimiento es distinto si las consecuencias de falla son distintas. 3.3.7.- FALLAS OCULTAS. Los equipos suelen tener dispositivos de protección, es decir, dispositivos cuya función principal es la de reducir las consecuencias de otras fallas (fusibles, detectores de humo, dispositivos de detención por sobre velocidad / temperatura / presión, etc.). Muchos de estos dispositivos tienen la particularidad de que pueden estar en estado de falla durante mucho tiempo sin que nadie ni nada ponga en evidencia que la falla ha ocurrido. Por ejemplo, un dispositivo de sobrepresión puede ser hoy incapaz de detectar una sobrepresión, y esto puede pasar totalmente desapercibido (si no ocurre una sobrepresión de gas o aceite). Otro ejemplo seria si una válvula de alivio de presión en una caldera puede fallar de tal forma que no es capaz de aliviar la presión si ésta excede la presión máxima, y esto puede pasar totalmente desapercibido (si no ocurre la falla que hace que la presión supere la presión máxima). Si no se hace ninguna tarea de mantenimiento para anticiparse a la falla ó para ver si estos dispositivos son capaces de brindar la protección requerida, entonces puede ser que la falla solo se vuelva evidente cuando ocurra aquella otra falla cuyas consecuencias el dispositivo de protección esta para aliviar. Por ejemplo, es posible que nos demos cuenta que no funciona el dispositivo de sobrepresión recién cuando ocurra una sobrepresión, pero entonces ya es tarde: se produjo el está.

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Es posible que nos demos cuenta que no funciona la válvula de seguridad recién cuando se eleve la presión y ésta no actué, pero también ya es tarde: se produjo la explosión de la caldera. Este tipo de fallas se denominan fallas ocultas, dado que requieren de otra falla para volverse evidentes. Podemos resumir que la confiabilidad es una herramienta poderosa para suministrar ventajas competitivas, que pueden incrementar la rentabilidad, la seguridad y eficacia de los equipos en una subestación eléctrica al mejorar sus programas de mantenimiento y por ende tener la satisfacción de los clientes y usuarios.

3-10 2008 07 15

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CAPITULO IV: CRITERIOS DE MANTENIMIENTO A EQUIPO PRIMARIO DE SUBESTACIONES. OBJETIVO ESPECIFICO: Al termino de esta capitulo el participante conocerá los criterios para programar el mantenimiento a equipo primario de una subestación eléctrica en base al Mantenimiento Basado en Confiabilidad (MBC) del mismo equipo. INTRODUCCION En la actualidad el mantenimiento es de gran importancia para preservar la operación de los equipos en la subestación y de esta manera alargar la vida útil de los mismos, para realizar este mantenimiento se deben realizar programas de actividades al equipo en base a la experiencia del personal, a la importancia del equipo dentro de la instalación, el equipo con mayor índice de fallas, etc., cabe señalar que de acuerdo avanza la tecnología de los equipos también es necesario realizar modificaciones a la elaboración de los programas de mantenimiento, hoy en día una de las técnicas mas utilizadas y que arroja resultados satisfactorios es Mantenimiento Basado en Confiabilidad (MBC), a continuación se elabora el procedimiento de evaluación para elaborar un programa de mantenimiento a equipo primario de una subestación con el objeto de ilustrar de una mejor manera el método del MBC, cabe destacar que el periodo para realizar las actividades para prevenir las fallas queda a criterio del personal de mantenimiento. 4.1.- METODOLOGÍA PARA REALIZAR EL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO BASADO EN CONFIABILIDAD PARA UN INTERRUPTOR DE POTENCIA. En la tabla siguiente se ilustran los aspectos a considerar para la elaboración del programa de mantenimiento basado en confiabilidad

4-1 2008 07 15

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COORDINACIÓN DE DISTRIBUCIÓN

FUNCIÓN

ESTADO DE FALLA

CAUSA DE FALLA

EFECTOS DE LA FALLA

Falta de lubricación en el embolo de la bobina

No abre ante el comando

Desajuste o falla del mecanismo de operación. Bobina abierta o dañada

ABRIR ANTE UNA SEÑAL

Falla del circuito de control remoto.

Falla de simultaneidad de contactos.

Falla de bobina apertura

la de

Falla contactos aqueo.

en de

Falla mecanismo operación.

en de

A medida que falta lubricación en el embolo de la bobina podría generarse una falla en la misma, por ende al momento de requerir la operación del interruptor, este ultimo no operaria de manera correcta. Debido al desajuste o falla del mecanismo de operación se podría generar la mala operación del interruptor de potencia. Al presentarse la bobina abierta o dañada la instrucción de operación del interruptor no se efectuaría de manera correcta. La operación remota del interruptor no podría llevarse a cabo al requerirse la operación del mismo. Una falla en la bobina de apertura podría causar que el interruptor no opere de manera eficiente o de plano que no lo haga. El detectar problemas en los contactos y repararlos (sustitución) representaría mucha perdida de tiempo. Detectar la falla en los mecanismos de operación y la reparación del mismo dejaría fuera de servicio al interruptor y al equipo que este protegiendo.

CONSECUENCIA DE LAS FALLAS

PARA LAS

Realizar lubricación del embolo de la bobina de apertura del interruptor.

*Seguridad *Operacional

1

*Seguridad *Operacional

4-2 2008 07 15

PRIORIDAD DE FUNCIÓN

QUE HACER PREVENIR FALLAS

Realizar ajustes del mecanismo de operación de acuerdo a los instructivos del fabricante. Monitoreo remoto de alguna alarma, por ejemplo: falla de mecanismo, circuito de disparo abierto. Realizar pruebas de accionamiento de apertura del interruptor vía remota.

Realizar pruebas operación simultaneidad contactos.

de y de

QUE HACER SI NO SE ENCUENTRA UNA TAREA PARA PREVENIR LA FALLA

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COORDINACIÓN DE DISTRIBUCIÓN

FUNCIÓN

ESTADO DE FALLA

EFECTOS DE LA FALLA

Abre lento

Desajuste en el mecanismo de operación.

Abre sin recibir la orden.

Falla en el circuito de control (por humedad o animales)

Abre y se vuelve a cerrar.

CERRAR ANTE UNA SEÑAL

CAUSA DE FALLA

No cierra ante el comando

Falla en circuito control Falla en mecanismo operación.

el de

el de

Falta de lubricación en el embolo de la bobina

Desajuste o falla del mecanismo de operación.

Al presentarse un desajuste en el mecanismo de operación ocasionaría que la apertura retrasada, por lo cual podrían generarse daños al equipo que se encuentre conectado en el sistema que protege el Interruptor. Localizar la falla en el circuito de control generaría perdida de tiempo, además de que estaría fuera de servicio el equipo. Localizar la falla en el circuito de control generaría perdida de tiempo, además de que estaría fuera de servicio el equipo. La localización y reparación de la falla en los mecanismos de operación ocasionaría dejar fuera de servicio el interruptor. A medida que falta lubricación en el embolo de la bobina podría generarse una falla en la misma, por ende al momento de requerir la operación del interruptor, este ultimo no operaria de manera correcta. Debido al desajuste o falla del mecanismo de operación se podría generar la mala operación del interruptor de potencia.

CONSECUENCIA DE LAS FALLAS

PARA LAS

*Seguridad *Operacional

Realizar pruebas operación mecanismo accionamiento.

*Seguridad *Operacional

Realizar prueba de apertura al mecanismo de control del interruptor.

*Seguridad *Operacional

Realizar prueba de operación de apertura al dispositivo de control y al mecanismo de operación.

*Seguridad *Operacional

de al de

Realizar lubricación del embolo de la bobina de cierre del interruptor. 3 Realizar ajustes del mecanismo de operación de acuerdo a los instructivos del fabricante.

4-3 2008 07 15

PRIORIDAD DE FUNCIÓN

QUE HACER PREVENIR FALLAS

QUE HACER SI NO SE ENCUENTRA UNA TAREA PARA PREVENIR LA FALLA

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD

COORDINACIÓN DE DISTRIBUCIÓN

FUNCIÓN

ESTADO DE FALLA

CAUSA DE FALLA

EFECTOS DE LA FALLA

Bobina abierta o dañada Falla del circuito de control remoto.

Cierra lento.

Cierra sin recibir la orden.

Desajuste en el mecanismo de operación.

Falla en circuito control

el de

Falla en circuito control

el de

Cierra y se vuelve a abrir. Falla en mecanismo operación. Interrupció n de Corrientes de falla.

No interrumpe las corrientes de falla.

el de

Falla en los contactos móviles o fijos.

Al presentarse la bobina abierta o dañada la instrucción de operación del interruptor no se efectuaría de manera correcta. La operación remota del interruptor no podría llevarse a cabo al requerirse la operación del mismo. Al presentarse un desajuste en el mecanismo de operación ocasionaría que la apertura retrasada, por lo cual podrían generarse daños al equipo que se encuentre conectado en el sistema que protege el Interruptor. Localizar la falla en el circuito de control generaría perdida de tiempo, además de que estaría fuera de servicio el equipo. Localizar la falla en el circuito de control generaría perdida de tiempo, además de que estaría fuera de servicio el equipo. La localización y reparación de la falla en los mecanismos de operación ocasionaría dejar fuera de servicio el interruptor. El detectar la falla en los contactos traería como consecuencia perdidas de tiempo y dejar fuera de servicio el equipo.

CONSECUENCIA DE LAS FALLAS

PARA LAS

Realizar pruebas de continuidad y operación a la bobina de cierre del interruptor. Realizar pruebas de cierre al dispositivo de control remoto del interruptor.

*Seguridad *Operacional

Realizar pruebas de operación de cierre al mecanismo de operación.

*Seguridad *Operacional

Realizar pruebas de operación al dispositivo de control.

*Seguridad *Operacional

Realizar pruebas de operación de cierre al mecanismo de accionamiento y al dispositivo de control del interruptor.

*Seguridad *Operacional

Simular corrientes de falla y monitorear el comportamiento del interruptor, tanto al mecanismo de

4-4 2008 07 15

PRIORIDAD DE FUNCIÓN

QUE HACER PREVENIR FALLAS

2

QUE HACER SI NO SE ENCUENTRA UNA TAREA PARA PREVENIR LA FALLA

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD

COORDINACIÓN DE DISTRIBUCIÓN

FUNCIÓN

ESTADO DE FALLA

CAUSA DE FALLA

EFECTOS DE LA FALLA

CONSECUENCIA DE LAS FALLAS

PRIORIDAD DE FUNCIÓN

QUE HACER PREVENIR FALLAS

PARA LAS

operación como a los contactos.

Proporcion ar Nivel de Aislamient o

No proporciona el nivel de aislamiento.

Desajuste falla en mecanismo operación

o el de

Medio extinción deficiente

de

Medio extinción deficiente

de

Falla en aislamiento boquillas.

el de

Penetración de humedad en el interruptor. Fuga del medio aislante.

Localizar la falla en el mecanismo de operación ocasionaría tener fuera de servicio el interruptor Si el medio de extinción no se encuentra en condiciones optimas al momento de presentarse una falla el interruptor no extinguirá el arco. Al presentarse el medio de extinción con bajas características dieléctricas y al efectuarse una interrupción con esté puede explotar el interruptor. Cuando el nivel de aislamiento en boquillas es deficiente puede ocasionar fallas a tierra o descargas al personal. Al presentarse humedad en la cámara de extinción puede generar problemas de interrupción del arco. Cuando se tiene un bajo nivel del medio aislante ocasionaría una mala interrupción o perdida del nivel de aislamiento.

Realizar prueba de rigidez dieléctrica al medio de extinción.

*Seguridad *Operacional 5 *Seguridad *Operacional *Seguridad *Operacional *Medio Ambiente

4-5 2008 07 15

Realizar prueba de rigidez dieléctrica al medio de extinción.

*Seguridad *Operacional

Realizar prueba de resistencia de aislamiento y factor de potencia a las boquillas del interruptor. Realizar prueba de punto de rocío al medio de extinción (cuando están en SF6) Realizar inspecciones para verificar que no exista fuga del medio aislante.

QUE HACER SI NO SE ENCUENTRA UNA TAREA PARA PREVENIR LA FALLA

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COORDINACIÓN DE DISTRIBUCIÓN

FUNCIÓN

ESTADO DE FALLA

CAUSA DE FALLA

Calentamiento excesivo

Falso contacto en los contactos móviles o fijos.

Detectar la falla en los contactos ocasionaría dejar fuera de servicio al interruptor, además de que puede dañar el equipo al momento de interrumpir una falla.

*Seguridad *Operacional

Realizar prueba de resistencia de contactos y corrección de contactos fijos y móviles en caso de deterioro.

Desgaste daño en contactos-

El mal estado de los contactos ocasionaría un daño total en el interruptor al momento de librar una falla.

*Seguridad *Operacional

Si los contactos estas mal diseñados (materiales) para una corriente nominal excesiva puede ocasionar daños al equipo y/o al personal.

*Seguridad *Operacional

Falso contacto en los contactos móviles o fijos.

El falso contacto ocasionaría calentamientos excesivos y/o la falla del interruptor.

*Seguridad *Operacional

Mal diseño de los contactos.

Si los contactos estas mal diseñados (materiales) para una corriente nominal excesiva puede ocasionar daños al equipo y/o al personal.

*Seguridad *Operacional

Desgaste daño en contactos-

El mal estado de los contactos ocasionaría un daño total en el interruptor al momento de librar una falla.

*Seguridad *Operacional

o los

o los

Un bajo nivel de aislamiento de los aisladores soporte pueden ocasionar fallas a tierra o descargas eléctricas.

4

4-6 2008 07 15

PRIORIDAD DE FUNCIÓN

*Seguridad *Operacional

los

Mal diseño de los contactos.

Conducció n de corriente nominal.

CONSECUENCIA DE LAS FALLAS

PARA LAS

Realizar prueba de resistencia de aislamiento y factor de potencia a los aisladores soporte.

Falla en aisladores soporte.

No conduce la corriente nominal

EFECTOS DE LA FALLA

QUE HACER PREVENIR FALLAS

Realizar prueba de puntos calientes para identificar los puntosa con mas temperatura y verificar que no excedan los limites establecidos por norma.

QUE HACER SI NO SE ENCUENTRA UNA TAREA PARA PREVENIR LA FALLA

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FUNCIÓN

ESTADO DE FALLA

CAUSA DE FALLA

Falla en el TC. Proporcion ar indicación y señalizació n de estado local y remota.

No proporciona la indicación de su estado.

Falla en el indicador de estado del interruptor (A ó C). Falla en indicación de estado de carga del resorte del mecanismo

EFECTOS DE LA FALLA

CONSECUENCIA DE LAS FALLAS

La mala operación del TC puede ocasionar que el interruptor no indique su estado de operación.

*Seguridad *Operacional

Si el indicador de estado del interruptor es erróneo puede ocasionar daños al equipo y/o al personal.

*Seguridad *Operacional

Si el indicador del resorte no es el correcto puede ocasionar daños al equipo y/o al personal.

*Seguridad *Operacional

PRIORIDAD DE FUNCIÓN

6

QUE HACER PREVENIR FALLAS

PARA LAS

QUE HACER SI NO SE ENCUENTRA UNA TAREA PARA PREVENIR LA FALLA

Realizar inspecciones para verificar que el estado del interruptor es el que muestran los indicadores de estado, en caso de falla buscar la fuente raíz de la misma y corregirla.

4.2.- METODOLOGÍA PARA REALIZAR EL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO BASADO EN CONFIABILIDAD PARA UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA. En la tabla siguiente se ilustran los aspectos a considerar para la elaboración del programa de mantenimiento basado en confiabilidad a Transformadores de Potencia.

4-7 2008 07 15

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FUNCIÓN

ESTADO FALLA

DE

Deformación mecánica

TRANSFE RIR Y/O CONVERTI R ENERGÍA

Corto circuito entre espiras

CAUSA FALLA

DE

El detectar las sujeciones flojas o sueltas resultaría perdida de tiempo y además tener fuera de servicio el TR.

Perdida de sujeciones mecánicas.

Envejecimiento

La perdida del aislamiento de las espiras ocasionaría la falla y/o daño al TR.

Los falsos contactos ocasionan una mala operación del TR.

Falsos contactos Soldaduras conexiones deficientes Circuitos abiertos entre espiras.

EFECTOS DE LA FALLA

CONSECUENCIA DE LAS FALLAS

*Seguridad *Operacional

*Seguridad *Operacional

*Prueba de Relación de Transformación. *Falsos contactos en el TR. *Prueba de Factor de Potencia a los Devanados. *Prueba de corriente de excitación.

1

*Seguridad *Operacional

*Tomografía. *Análisis de cromatografía de gases. *Resistencia Óhmica de los devanados.

*Seguridad *Operacional

*Prueba de corriente de excitación. *Prueba de Relación de Transformación. *Resistencia Óhmica de los devanados.

4-8 2008 07 15

PARA LAS

*Resistencia de Aislamiento al núcleo. *Factor de Potencia al Aislamiento. *Prueba de FRA. *Pruebas DGA. *Prueba de corriente de excitación. *Prueba de Reactancia de Dispersión.

o Los circuitos abiertos en el devanado del TR ocasionarían tener fuera de servicio el equipo.

PRIORIDAD DE FUNCIÓN

QUE HACER PREVENIR FALLAS

QUE HACER SI NO SE ENCUENTRA UNA TAREA PARA PREVENIR LA FALLA

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COORDINACIÓN DE DISTRIBUCIÓN

FUNCIÓN

PROVEER AISLAMIE NTO

PROPROCI ONAR INDICACI ÓN DE SU ESTADO FUNCION AL.

ESTADO FALLA

DE

No proporciona el nivel de aislamiento adecuado.

No proporciona indicación del estado que guarda.

CAUSA FALLA

DE

EFECTOS DE LA FALLA

CONSECUENCIA DE LAS FALLAS

PARA LAS

*Prueba de Rigidez Dieléctrica al Aceite. *Cromatografía de gases. *Prueba de Resistividad del aceite. *Prueba de Factor de Potencia al aceite. *Pruebas Físicas al aceite. *Prueba de Resistencia de Aislamiento. *Prueba de Factor de Potencia a las boquillas. *Determinación de la Humedad Residual. *Prueba de Punto de Rocío.

Medio Aislante deficiente.

Al presentarse el medio aislante con bajas características dieléctricas puede ocasionar daños al Transformador.

*Seguridad *Operacional

Falla en aislamiento boquillas.

Cuando el aislamiento en boquillas es deficiente puede ocasionar fallas a tierra o descargas al personal.

*Seguridad *Operacional

Penetración de humedad en el Transformador.

Al presentarse humedad en el tanque del TR puede generar daños al equipo.

*Seguridad *Operacional

Fuga del medio aislante.

Cuando se tiene un bajo nivel del medio aislante puede ocasionar daños al TR.

*Seguridad *Operacional

*Inspección visual al tanque. *Chequeo de alarmas de nivel del aceite.

*Seguridad *Operacional

Realizar inspecciones para verificar el estado de las alarmas del TR en caso de falla buscar la fuente raíz de la misma y corregirla.

el de

Falla de alarma.

Cuando el TR no proporciona la indicación de sus alarmas podría ocasionar daños al personal y/o al equipo.

4-9 2008 07 15

PRIORIDAD DE FUNCIÓN

QUE HACER PREVENIR FALLAS

2

3

QUE HACER SI NO SE ENCUENTRA UNA TAREA PARA PREVENIR LA FALLA

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COORDINACIÓN DE DISTRIBUCIÓN

4.3.- METODOLOGÍA PARA REALIZAR EL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO BASADO EN CONFIABILIDAD PARA APARTARRAYOS. En la tabla siguiente se ilustran los aspectos a considerar para la elaboración del programa de mantenimiento basado en confiabilidad al Apartarrayos.

FUNCIÓN

PROPOR CIONAR NIVEL DE AISLAMI ENTO

ESTADO DE FALLA

No proporciona nivel de aislamiento

CAUSA DE FALLA

EFECTOS DE LA FALLA

Contaminación superficies internas de la porcelana.

El detectar que el aislamiento interno esta en malas condiciones ocasionaría perdida de tiempo además de que en caso de que opere el apartarrayos este lo hará de manera incorrecta y puede ocasionar daños a equipo de la subestación.

Mala selección del nivel de aislamiento de la porcelana.

Si no se tiene el de aislamiento adecuado ocasionaría flámeos y/o daños al mismo equipo.

Mal diseño de la porcelana.

Si la porcelana no tiene las características adecuadas no proporcionara el nivel de aislamiento adecuado.

CONSECUENCI A DE LAS FALLAS

QUE HACER PARA PREVENIR LAS FALLAS

*Prueba de Resistencia de Aislamiento. *Factor de Potencia del Aislamiento.

*Seguridad *Operacional

2 *Seguridad *Operacional

*Prueba de Resistencia de Aislamiento. *Factor de Potencia del Aislamiento.

*Seguridad *Operacional

*Prueba de Resistencia de Aislamiento. *Factor de Potencia del Aislamiento.

4-10 2008 07 15

PRIORIDAD DE FUNCIÓN

QUE HACER SI NO SE ENCUENTRA UNA TAREA PARA PREVENIR LA FALLA

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FUNCIÓN

DRENAR LAS SOBRET ENSIONE S

ESTADO DE FALLA

NO DRENA LAS SOBRETEN SIONES

CAUSA DE FALLA

EFECTOS DE LA FALLA

Mala selección del nivel de tensión de ruptura y/o descarga.

Si la tensión de ruptura y/o descarga del apartarrayos no es la adecuada ocasionara daños al equipo y/o al personal.

CONSECUENCI A DE LAS FALLAS

QUE HACER PARA PREVENIR LAS FALLAS

*Seguridad *Operacional

*Prueba de Resistencia de Aislamiento. *Factor de Potencia del Aislamiento.

Mal diseño del equipo.

Si los materiales que se utilizan para elaborar el Apartarrayos no es el adecuado ocasionara daños al equipo y/o al personal.

*Seguridad *Operacional

*Prueba de Resistencia de Aislamiento. *Factor de Potencia del Aislamiento.

Corrosión en el entre-hierro

Si el entre-hierro se encuentra contaminado ocasionara la mala operación del equipo.

*Seguridad *Operacional

*Prueba Resistencia Aislamiento.

Elementos autovalvulares contaminados.

Los elementos autovalvulares son los elementos por donde se realiza el arqueo de la tensión de descarga y al presentar contaminación ocasionara la mala operación del equipo o daño del mismo.

*Seguridad *Operacional

*Prueba de Factor de potencia del Aislamiento.

1

4-11 2008 07 15

PRIORIDAD DE FUNCIÓN

de de

QUE HACER SI NO SE ENCUENTRA UNA TAREA PARA PREVENIR LA FALLA

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CAPITULO V: CRITERIOS DE MANTENIMIENTO A ESQUEMAS DE PROTECCIÓN. OBJETIVO ESPECIFICO: Al termino de esta capitulo el participante conocerá los criterios para programar el mantenimiento a esquemas de protección de una subestación eléctrica en base al Mantenimiento Basado en Confiabilidad (MBC) del mismo elemento. INTRODUCCIÓN El uso de la energía eléctrica hoy en día es indispensable en todos los lugares donde se desenvuelve el ser humano, para que llegue hasta estos lugares la energía debe recorrer grandes distancias, en las cuales se presentan fallas eléctricas considerables que pueden causar daño parcial o total a los equipos que se encuentran conectados en el SEP, por lo anterior deben diseñarse y/o instalarse dispositivos de protección, los cuales estén censando los parámetros eléctricos mas importantes y al presentarse un fenómeno anormal estos equipos lo detecten y envíen una señal para desconectar los equipos y de esta manera brindar protección a los mismos. Los dispositivos de protección tienen la finalidad de mantener tanto la seguridad de los equipos e instalaciones, como de las personas que se encuentran en su entorno, garantizando la continuidad en el suministro de la energía eléctrica. Un sistema de protección se establece bajo la premisa de la existencia de fallas o disturbios originados por agentes internos o externos al sistema, y su objetivo no es evitar tales fenómenos, sino minimizar sus efectos sobre el sistema. El adecuado mantenimiento de los dispositivos de protección, es fundamental para el correcto funcionamiento del sistema de protección y por consecuencia para la operación confiable del sistema de distribución. 5.1.- METODOLOGIA PARA REALIZAR EL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO BASADO EN CONFIABILIDAD PARA UN RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE (50/51). En la tabla siguiente se muestran los aspectos a considerar para la elaboración del programa de mantenimiento basado en confiabilidad al Relevador de sobrecorriente (50/51).

5-1 2008 07 15

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FUNCIÓN

Enviar una señal cuando se exceda un nivel de corriente preestabl ecido.

ESTADO DE FALLA

No opera al presentarse la sobrecorrient e

Que ponga modo falla.

se en de

CAUSA DE FALLA

EFECTOS DE LA FALLA

Falla en el TC.

Si el TC no envía la señal de corriente correcta el relevador operara de manera incorrecta ocasionando daño al equipo que este protegiendo.

Ajustes inadecuados del relevador.

CONSECUENCI A DE LAS FALLAS

QUE HACER PARA PREVENIR LAS FALLAS

*Seguridad *Operacional

*Realizar pruebas Relación de Transformación y de polaridad a los TC´s. *Prueba de resistencia de Aislamiento a los TC´s *Prueba de Factor de Potencia a los TC´s.

Si los ajustes del relevador nos son los adecuados al presentarse una sobrecorriente ocasionara daños al mismo equipo y/o al que este protegiendo.

*Seguridad *Operacional

*Inspección visual de ajustes del relevador. *Verificación de las curvas de operación del relevador. *Actualización de los ajustes por reconfiguración de la red.

Falta de alimentación de C.D.

La falta de alimentación de C.D al relevador ocasionara que este no actúe al presentarse una sobrecorriente en el sistema, ocasionando daños al equipo que se este protegiendo.

*Seguridad *Operacional

*Prueba para verificar la alimentación del relé.

Problema Firmware

Que se borren los ajustes iníciales del relevador y/o que no opere el mismo relevador.

*Seguridad *Operacional

*Realizar pruebas de operación con el equipo simulando fallas. *Tener la versión más actual del Firmware.

de

1

5-2 2008 07 15

PRIORIDAD DE FUNCIÓN

QUE HACER SI NO SE ENCUENTR A UNA TAREA PARA PREVENIR LA FALLA

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COORDINACIÓN DE DISTRIBUCIÓN

FUNCIÓN

ESTADO DE FALLA

CAUSA DE FALLA

EFECTOS DE LA FALLA

Daño en componentes electrónicos internos (tarjeta, chips, etc.).

Que se borren los ajustes iníciales del relevador y/o que no opere el mismo relevador.

Ajustes inadecuados del relevador.

Si los ajustes del relevador nos son los adecuados al presentarse una sobrecorriente ocasionara daños al mismo equipo y/o al que este protegiendo.

No indica los valores de los parámetros.

QUE HACER PARA PREVENIR LAS FALLAS

Verificar por medio del autodiagnóstico del relé.

*Seguridad *Operacional

*Inspección visual de ajustes del relevador. *Verificación de las curvas de operación del relevador.

Falla en el TC.

Si el TC no envía la señal de corriente correcta el relevador operara de manera incorrecta.

*Seguridad *Operacional

*Realizar pruebas Relación de Transformación y de polaridad a los TC´s. *Prueba de resistencia de Aislamiento a los TC´s *Prueba de Factor de Potencia a los TC´s.

Mal conectado

La mala conexión del dispositivo originarias malas lecturas de medición, además del daño a los componentes del propio relé.

*Seguridad *Operacional

Verificar el diagrama de alambrado con la instalación.

5-3 2008 07 15

PRIORIDAD DE FUNCIÓN

*Seguridad *Operacional

Opera sin presentarse la sobrecorrient e

Medición de parámetro s eléctricos.

CONSECUENCI A DE LAS FALLAS

QUE HACER SI NO SE ENCUENTR A UNA TAREA PARA PREVENIR LA FALLA

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD

COORDINACIÓN DE DISTRIBUCIÓN

FUNCIÓN

ESTADO DE FALLA

CAUSA DE FALLA

EFECTOS DE LA FALLA

Falla en el TC.

Si el TC no envía la señal de corriente correcta el relevador operara de manera incorrecta y los parámetros serian erróneos.

CONSECUENCI A DE LAS FALLAS

PRIORIDAD DE FUNCIÓN

*Realizar pruebas Relación de Transformación y de polaridad a los TC´s. *Prueba de resistencia de Aislamiento a los TC´s *Prueba de Factor de Potencia a los TC´s.

*Seguridad *Operacional

*Seguridad *Operacional

*Realizar pruebas Relación de Transformación y de polaridad a los TC´s. *Prueba de resistencia de Aislamiento a los TC´s *Prueba de Factor de Potencia a los TC´s.

*Seguridad *Operacional

*Realizar reaprietes de las conexiones. *Revisar el diagrama de alambrado de las conexiones.

*Operacional

Realizar una inspección minuciosa de todos los indicadores del relé y notificar aquellos que están en mal estado o no funcionan.

2

Proporciona valores erróneos de los parámetros

Autodiagn óstico y elemento s de supervisió n.

No proporciona la señal del correcto funcionamien to de sus circuitos

Falla en el TC.

Un TC en mal estado puede originar valores de corriente erróneos por ende una mala operación del relé.

Falsos contactos en sus conexiones internas y/o externas.

Al estar haciendo malos contactos las conexiones puede originar operaciones del relé en falso y/o proporcionar lecturas de parámetros erróneos.

los leds están fundidos

Al estar fundidos los leds puede ocasionar que el equipo no este operando o que este en mal estado y el personal no lo detecte.

5-4 2008 07 15

QUE HACER PARA PREVENIR LAS FALLAS

3

QUE HACER SI NO SE ENCUENTR A UNA TAREA PARA PREVENIR LA FALLA

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD

COORDINACIÓN DE DISTRIBUCIÓN

FUNCIÓN

ESTADO DE FALLA

CAUSA DE FALLA

EFECTOS DE LA FALLA

Daño o mal funcionamient o de los contactos internos.

Si los contactos no operan adecuadamente esto originaria que los indicadores de autodiagnóstico no realicen su función.

CONSECUENCI A DE LAS FALLAS

electrónicos

*Operacional

PRIORIDAD DE FUNCIÓN

QUE HACER PARA PREVENIR LAS FALLAS

QUE HACER SI NO SE ENCUENTR A UNA TAREA PARA PREVENIR LA FALLA

Realizar la simulación de fallas para ver que los indicadores operen adecuadamente y identificar aquellos que operen de manera incorrecta o de plano no lo hagan.

5.2.- METODOLOGIA PARA REALIZAR EL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO BASADO EN CONFIABILIDAD PARA UN RELEVADOR DE DISTANCIA (21). En la tabla siguiente se ilustran los aspectos a considerar para la elaboración del programa de mantenimiento basado en confiabilidad al Relevador de Distancia (21).

5-5 2008 07 15

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD

COORDINACIÓN DE DISTRIBUCIÓN

FUNCIÓN

Enviar una señal para abrir un interruptor de potencia.

ESTADO DE FALLA

No envía la señal de operación al interruptor

Que ponga modo falla.

se en de

CAUSA DE FALLA

EFECTOS DE LA FALLA

Falla en el TC o en el TP.

Si el TC o el TP no envían la señal de corriente y tensión (respectivamente) correcta el relevador operara de manera incorrecta ocasionando daño al equipo que este protegiendo.

Ajustes inadecuados del relevador.

CONSECUENCI A DE LAS FALLAS

QUE HACER PREVENIR FALLAS

PARA LAS

*Seguridad *Operacional

*Realizar pruebas Relación de Transformación y de polaridad a los TC´s y TP´s. *Prueba de resistencia de Aislamiento a los TC´s y TP´s. *Prueba de Factor de Potencia a los TC´s y TP´s.

Si los ajustes del relevador nos son los adecuados al presentarse una falla en la línea ocasionara daños al mismo equipo y/o al que este protegiendo.

*Seguridad *Operacional

*Inspección visual de ajustes del relevador. *Verificación de las curvas de operación del relevador.

Falta de alimentación de C.D.

La falta de alimentación de C.D al relevador ocasionara que este no actúe al presentarse una falla en el sistema, ocasionando daños a la línea que se este protegiendo.

*Seguridad *Operacional

*Prueba para verificar la alimentación del relé.

Problema Firmware

Que se borren los ajustes iníciales del relevador y/o que no opere el mismo relevador.

*Seguridad *Operacional

*Realizar pruebas de operación del relé simulando fallas. *Tener la versión más actual del Firmware del equipo.

de

1

5-6 2008 07 15

PRIORIDAD DE FUNCIÓN

QUE HACER SI NO SE ENCUENTRA UNA TAREA PARA PREVENIR LA FALLA

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD

COORDINACIÓN DE DISTRIBUCIÓN

FUNCIÓN

ESTADO DE FALLA

EFECTOS DE LA FALLA

Daño en componentes electrónicos internos (tarjeta, chips, etc.).

Que se borren los ajustes iníciales del relevador y/o que no opere el mismo relevador.

Ajustes inadecuados del relevador.

Si los ajustes del relevador nos son los adecuados al presentarse una sobrecorriente ocasionara daños al mismo equipo y/o al que este protegiendo.

*Seguridad *Operacional

Falla en el TC o en el TP.

Si el TC o el TP no envían la señal de corriente y tensión respectivamente correcta el relevador operara de manera incorrecta ocasionando daño al equipo que este protegiendo.

*Seguridad *Operacional

Mal conectado

la mala conexión del dispositivo originarias malas lecturas de medición, además de el daño a los componentes del propio relé.

*Seguridad *Operacional

Opera sin presentarse la falla.

Alarma local y remota

No indica los valores de los parámetros.

CONSECUENCI A DE LAS FALLAS

CAUSA DE FALLA

*Seguridad *Operacional

5-7 2008 07 15

PRIORIDAD DE FUNCIÓN

QUE HACER PREVENIR FALLAS

PARA LAS

Verificar por medio del autodiagnóstico del relé.

*Inspección visual de ajustes del relevador. *Verificación de las curvas de operación del relevador. *Actualizar los ajustes por reconfiguración de la red. *Realizar pruebas Relación de Transformación y de polaridad a los TC´s y TP´s. *Prueba de resistencia de Aislamiento a los TC´s y TP´s. *Prueba de Factor de Potencia a los TC´s y TP´s. Verificar el diagrama de alambrado con la instalación.

QUE HACER SI NO SE ENCUENTRA UNA TAREA PARA PREVENIR LA FALLA

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD

COORDINACIÓN DE DISTRIBUCIÓN

FUNCIÓN

ESTADO DE FALLA

CAUSA DE FALLA

EFECTOS DE LA FALLA

Falla en el TC o en el TP.

Si el TC o el TP no envían la señal de corriente y tensión respectivamente correcta el relevador operara de manera incorrecta ocasionando daño al equipo que este protegiendo.

CONSECUENCI A DE LAS FALLAS

PRIORIDAD DE FUNCIÓN

*Seguridad *Operacional

2

Proporciona valores erróneos de los parámetros

Falla en el TC o en el TP.

Si el TC o el TP no envían la señal de corriente y tensión respectivamente correcta el relevador operara de manera incorrecta ocasionando daño al equipo que este protegiendo.

Falsos contactos en sus conexiones internas y/o externas.

Al estar haciendo malos contactos las conexiones puede originar operaciones del relé en falso y/o proporcionar lecturas de parámetros erróneos.

*Seguridad *Operacional

*Seguridad *Operacional

5-8 2008 07 15

QUE HACER PREVENIR FALLAS

PARA LAS

*Realizar pruebas Relación de Transformación y de polaridad a los TC´s y TP´s. *Prueba de resistencia de Aislamiento a los TC´s y TP´s. *Prueba de Factor de Potencia a los TC´s y TP´s. *Realizar pruebas Relación de Transformación y de polaridad a los TC´s y TP´s. *Prueba de resistencia de Aislamiento a los TC´s y TP´s. *Prueba de Factor de Potencia a los TC´s y TP´s. *Realizar reaprietes de las conexiones. *Revisar el diagrama de alambrado de las conexiones.

QUE HACER SI NO SE ENCUENTRA UNA TAREA PARA PREVENIR LA FALLA

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD

COORDINACIÓN DE DISTRIBUCIÓN

FUNCIÓN

Autodiagn óstico y elemento s de supervisió n.

ESTADO DE FALLA

No proporciona la señal del correcto funcionamien to de sus circuitos electrónicos

CONSECUENCI A DE LAS FALLAS

CAUSA DE FALLA

EFECTOS DE LA FALLA

los leds están fundidos

Al estar fundidos los leds puede ocasionar que el equipo no este operando o que este en mal estado y el personal no lo detecte.

Daño o mal funcionamient o de los contactos internos.

si los contactos no operan adecuadamente esto originaria que los indicadores de autodiagnóstico no realicen su función.

*Operacional

El relé se pone en modo de falla.

Bloque de las funciones del relé.

*Operacional

PRIORIDAD DE FUNCIÓN

QUE HACER PREVENIR FALLAS

PARA LAS

QUE HACER SI NO SE ENCUENTRA UNA TAREA PARA PREVENIR LA FALLA

Realizar una inspección minuciosa de todos los indicadores del relé y notificar aquellos que están en mal estado o no funcionan.

*Operacional

3

Realizar la simulación de fallas para ver que los indicadores operen adecuadamente e identificar aquellos que operen de manera incorrecta o de plano no lo hagan. Realizar pruebas de operación del relé simulando fallas. *Poner el relé en modo del autodiagnóstico.

5.3.- METODOLOGIA PARA REALIZAR EL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO BASADO EN CONFIABILIDAD AL RELEVADOR DIFERENCIAL (87L). En la tabla siguiente se ilustran los aspectos a considerar para la elaboración del programa de mantenimiento basado en confiabilidad al Relevador Diferencial (87L).

5-9 2008 07 15

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD

COORDINACIÓN DE DISTRIBUCIÓN

FUNCIÓN

Enviar una señal para abrir un interruptor de potencia.

ESTADO DE FALLA

No envía la señal de operación al interruptor

Que ponga modo falla.

se en de

CAUSA DE FALLA

EFECTOS DE LA FALLA

Falla en el TC.

Si el TC no envía la señal de corriente correcta el relevador operara de manera incorrecta ocasionando daño al equipo que este protegiendo.

Ajustes inadecuados del relevador.

CONSECUENCI A DE LAS FALLAS

QUE HACER PARA PREVENIR LAS FALLAS

*Seguridad *Operacional

*Realizar pruebas Relación de Transformación y de polaridad a los TC´s. *Prueba de resistencia de Aislamiento a los TC´s *Prueba de Factor de Potencia a los TC´s.

Si los ajustes del relevador nos son los adecuados al presentarse una falla en la línea ocasionara daños al mismo equipo y/o al que este protegiendo.

*Seguridad *Operacional

*Inspección visual de ajustes del relevador. *Verificación de las curvas de operación del relevador.

Falta de alimentación de C.D.

La falta de alimentación de C.D al relevador ocasionara que este no actúe al presentarse una falla en el sistema, ocasionando daños a la línea que se este protegiendo.

*Seguridad *Operacional

*Prueba para verificar la alimentación del relé.

Problema Firmware

Que se borren los ajustes iníciales del relevador y/o que no opere el mismo relevador.

*Seguridad *Operacional

*Realizar pruebas de operación del relé simulando fallas. *Tener la versión mas actual del Firmware del equipo.

de

1

5-10 2008 07 15

PRIORIDAD DE FUNCIÓN

QUE HACER SI NO SE ENCUENTRA UNA TAREA PARA PREVENIR LA FALLA

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD

COORDINACIÓN DE DISTRIBUCIÓN

FUNCIÓN

ESTADO DE FALLA

CAUSA DE FALLA

EFECTOS DE LA FALLA

Daño en componentes electrónicos internos (tarjeta, chips, etc.).

Que se borren los ajustes iníciales del relevador y/o que no opere el mismo relevador.

Ajustes inadecuados del relevador.

Si los ajustes del relevador nos son los adecuados al presentarse una sobrecorriente ocasionara daños al mismo equipo y/o al que este protegiendo.

QUE HACER PARA PREVENIR LAS FALLAS

Verificar por medio del autodiagnóstico del relé.

*Seguridad *Operacional

*Inspección visual de ajustes del relevador. *Verificación de las curvas de operación del relevador. *Actualizar los ajustes por reconfiguración de la red.

Falla en el TC.

Si el TC no envía la señal de corriente correcta el relevador operara de manera incorrecta aunque no exista una falla.

*Seguridad *Operacional

*Realizar pruebas Relación de Transformación y de polaridad a los TC´s. *Prueba de resistencia de Aislamiento a los TC´s *Prueba de Factor de Potencia a los TC´s.

Mal conectado

La mala conexión del dispositivo originarias malas lecturas de medición, además de el daño a los componentes del propio relé.

*Seguridad *Operacional

Verificar el diagrama de alambrado con la instalación.

5-11 2008 07 15

PRIORIDAD DE FUNCIÓN

*Seguridad *Operacional

Opera sin presentarse la falla.

No indica los valores de los parámetros.

CONSECUENCI A DE LAS FALLAS

QUE HACER SI NO SE ENCUENTRA UNA TAREA PARA PREVENIR LA FALLA

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD

COORDINACIÓN DE DISTRIBUCIÓN

FUNCIÓN

ESTADO DE FALLA

Medición de Parametros eléctricos

CAUSA DE FALLA

EFECTOS DE LA FALLA

Falla en el TC.

Si el TC no envía la señal de corriente correcta el relevador operara de manera incorrecta y los parámetros serian erróneos.

CONSECUENCI A DE LAS FALLAS

PRIORIDAD DE FUNCIÓN

*Seguridad *Operacional

2

Proporciona valores erróneos de los parámetros

Autodiagn óstico y elemento s de supervisió n.

No proporciona la señal del correcto funcionamien to de sus circuitos

Falla en el TC.

Un TC en mal estado puede originar valores de corriente erróneos por ende una mala operación del relé.

Falsos contactos en sus conexiones internas y/o externas.

Al estar haciendo malos contactos las conexiones puede originar operaciones del relé en falso y/o proporcionar lecturas de parámetros erróneos.

los leds están fundidos

Al estar fundidos los leds puede ocasionar que el equipo no este operando o que este en mal estado y el personal no lo detecte.

*Realizar pruebas Relación de Transformación y de polaridad a los TC´s. *Prueba de resistencia de Aislamiento a los TC´s *Prueba de Factor de Potencia a los TC´s.

*Seguridad *Operacional

*Realizar pruebas Relación de Transformación y de polaridad a los TC´s. *Prueba de resistencia de Aislamiento a los TC´s *Prueba de Factor de Potencia a los TC´s.

*Seguridad *Operacional

*Realizar reaprietes de las conexiones. *Revisar el diagrama de alambrado de las conexiones.

*Operacional

Realizar una inspección minuciosa de todos los indicadores del relé y notificar aquellos que están en mal estado o no funcionan.

5-12 2008 07 15

QUE HACER PARA PREVENIR LAS FALLAS

3

QUE HACER SI NO SE ENCUENTRA UNA TAREA PARA PREVENIR LA FALLA

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD

COORDINACIÓN DE DISTRIBUCIÓN

FUNCIÓN

ESTADO DE FALLA

CAUSA DE FALLA

EFECTOS DE LA FALLA

Daño o mal funcionamient o de los contactos internos.

Si los contactos no operan adecuadamente esto originaria que los indicadores de autodiagnóstico no realicen su función.

CONSECUENCI A DE LAS FALLAS

Bloque de las funciones del relé.

*Operacional

*Operacional

Realizar pruebas de operación del relé simulando fallas. *Poner el relé en modo de autodiagnóstico.

5-13 2008 07 15

QUE HACER PARA PREVENIR LAS FALLAS

Realizar la simulación de fallas para ver que los indicadores operen adecuadamente e identificar aquellos que operen de manera incorrecta o de plano no lo hagan.

electrónicos

El relé se pone en modo de falla.

PRIORIDAD DE FUNCIÓN

QUE HACER SI NO SE ENCUENTRA UNA TAREA PARA PREVENIR LA FALLA

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COORDINACIÓN DE DISTRIBUCIÓN

5.4.- DETERMINACIÓN DE LA FRECUENCIA DE LAS TAREAS DE MANTENIMIENTO Una vez determinadas las tareas, es necesario determinar con qué frecuencia es necesario realizarlas. Existen tres posibilidades para determinar esta frecuencia: 1. Si tenemos datos históricos que nos permitan conocer la frecuencia con la que se produce el fallo, podemos utilizar cualquier técnica estadística que nos permita determinar cada cuanto tiempo se produce el fallo si no actuamos sobre el equipo. Deberemos contar con un número mínimo de valores (recomendable más de 10, aunque cuanto mayor sea la población más exactos serán los resultados). La frecuencia estará en función del coste del fallo y del coste de la tarea de mantenimiento (mano de obra + materiales + pérdida de producción durante la intervención). 2. Si disponemos de una función matemática que permitan predecir la vida útil de una pieza y/o equipo, podemos estimar la frecuencia de intervención a partir de dicha función. 3. Si no disponemos de las informaciones anteriores, la determinación de la frecuencia con la que deben realizarse las tareas de mantenimiento propuestas debe hacerse en base a la opinión de expertos. Es la más subjetiva, la menos precisa de las formas de determinar la frecuencia de intervención, y sin embargo, la más utilizada. No siempre es posible disponer de información histórica o de modelos matemáticos que nos permitan predecir el comportamiento de una pieza. Si no se dispone de datos históricos ni de fórmulas matemáticas, podemos seguir los siguientes criterios: • Es conveniente fijar una frecuencia diaria para tareas de muy bajo coste, como las inspecciones visuales o las lecturas de parámetros. • La frecuencia mensual es aconsejable para tareas que supongan montajes o desmontajes complejos, y no esté justificado hacer a diario. • La frecuencia anual se reserva para tareas que necesitan que el equipo este fuera de servicio, y que no se justifica realizarlas con frecuencia mensual. Estas frecuencias indicativas no son sino meras guías de referencia. Para cada caso, es conveniente comprobar si la frecuencia propuesta es la más indicada. Por último, y con el fin de facilitar la elaboración del plan de mantenimiento, es conveniente especificar la especialidad de la tarea (mecánica, eléctrica, predictiva, de operación, de lubricación, etc.).

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CAPITULO VI: RELACIÓN ENTRE MANTENIMIENTO INTEGRAL Y MANTENIMIENTO BASADO EN CONFIABILIDAD (MBC) OBJETIVO ESPECIFICO: Al termino de esta capitulo el participante conocerá la relación entre el mantenimiento integral con el mantenimiento basado en confiabilidad y la importancia que desempeñan al realizar los programas de mantenimiento de las subestaciones de distribución. INTRODUCCIÓN El Programa de Mantenimiento es un instrumento técnico–administrativo que permite orientar las labores y acciones que, en forma periódica o extraordinaria, deban efectuarse con la finalidad de mantener en perfecto estado de funcionamiento el equipo que compone la subestación, con el objeto de lograr la eficiente operación y así satisfacer las diversas necesidades de demanda de energía eléctrica. La meta más importante de cualquier programa de mantenimiento es la eliminación de algún tipo de falla del equipo de la subestación. Muchas veces una avería grave causará daños serios periféricos a la subestación, incrementando los costos de reparación, una eliminación completa no es posible en la práctica en ese momento, pero se le puede acercar con una atención sistemática en el mantenimiento. El segundo propósito del mantenimiento es de poder anticipar y planificar con precisión sus requerimientos. Eso quiere decir que se pueden reducir los inventarios de equipos de refacción y que se puede eliminar la parte principal del trabajo en tiempo extra. El tercer propósito es de incrementar la disponibilidad para tener en servicio los equipos de la subestación, por medio de la reducción importante de la posibilidad de algún paro durante el funcionamiento de la misma, y de mantener la capacidad operacional del sistema por medio de la reducción del tiempo de inactividad de los equipos críticos. Idealmente, las condiciones de operación de todas las máquinas se deberían conocer y documentar. El último propósito del mantenimiento es de permitir al personal de mantenimiento el trabajar durante horas de trabajos predecibles y razonables.

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6.1.MANTENIMIENTO CONFIABILIDAD

INTEGRAL

Y

MANTENIMIENTO

BASADO

EN

El mantenimiento es el conjunto de acciones, operaciones y actitudes tendientes a tener o restablecer un bien en un estado específico de funcionamiento, asegurando su continuidad y correcta operación. Lo anterior se realiza mediante una planeación y programación de actividades que garanticen un verdadero beneficio económico al cual se le denomina programa de mantenimiento y se debe fundamentar en un conocimiento detallado del equipo y de su entorno. El mantenimiento preventivo y predictivo es aquel que se realiza periódicamente con base al seguimiento de un plan predeterminado, realizando inspecciones al equipo con el fin de descubrir y corregir posibles defectos o problemas menores que pudiesen llegar a ocasionar fallas. Se puede justificar en que se ha logrado determinar que mas del 90% de las fallas en los equipos están precedidas de ciertos signos o condiciones que indican que estas se van a producir. También hay que tener en cuenta que los procesos de degradación son procesos acumulativos, por tal motivo las labores de mantenimiento no deben ser aplazadas hasta la aparición de problemas. Pero hay que tomar en cuenta que cuando ya se presentan las fallas potenciales en los equipos de la subestación se debe actuar para corregirla lo antes posible a lo cual se le conoce como mantenimiento correctivo. Una vez que se han obtenido los resultados de las medidas preventivas, predictivas y correctivas se deben realizar ciertas actividades por el personal con el objetivo de analizar y/o mejorar los planes de mantenimiento a lo cual se le denomina mantenimiento proactivo. Se puede apreciar que los tipos de mantenimiento que se pueden aplicar o encontrar en la subestación (preventivo, predictivo, correctivo y proactivo) corresponden al mantenimiento integral, el cual nos ayuda a saber cuales son los equipos que tenemos en dicha instalación, que función realizan cada uno de ellos y de esta manera acumular o crear un historial de todos los elementos que componen la subestación con el objeto de que sirva de apoyo para la elaboración de los programas de mantenimiento posteriores. Una vez que sabemos que los componentes se encuentran operando de manera correcta después de aplicar el mantenimiento integral a los mismos, se pueden elaborar los programas de mantenimiento basados en la confiabilidad de los equipos, esto es debido a que los equipos de la subestación funcionan de manera diferente y por lo tanto requieren diferentes modelos para la gestión del mantenimiento. Es necesario entonces estudiar el funcionamiento, las condiciones de operación de los equipos, las fallas potenciales que pueden ocurrirles, las consecuencias de dichas fallas y por ultimo las medidas preventivas que se pueden desarrollar para evitar o disminuir estas fallas y así tomar la mejor decisión referente al tipo de mantenimiento a realizar dentro de la subestación, tanto al equipo primario como a los esquemas de protección.

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6.2- VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL MANTENIMIENTO INTEGRAL Y EL MANTENIMIENTO BASADO EN CONFIABILIDAD El objetivo de los diferentes tipos de mantenimiento que existen es uno solo el mantener los equipos en óptimas condiciones para su operación al menor costo posible; de igual manera cualquier metodología para la elaboración de los programas de mantenimiento en una subestación tendrán el mismo objetivo aunque las etapas o métodos utilizados difieran entre si. Por lo anterior a continuación se mencionan las ventajas y desventajas del mantenimiento integral y el mantenimiento basado en confiabilidad. 6.2.1.- Ventajas del Mantenimiento Integral • Se efectúa a todos los elementos de la subestación por ende se conocen todos los elementos que la componen. • Permite que se mejoren los programas o actividades del mantenimiento mediante el mantenimiento proactivo. • Permite elaborar el historial de todos los elementos de la subestación. • Más efectivo. 6.2.2.- Desventajas del Mantenimiento Integral • Se requieren más recursos económicos para dichas actividades de mantenimiento. • Se realiza en mucho más tiempo. • Se requiere de más personal por ende más tiempo hombre para las actividades. 6.2.3.- Ventajas del Mantenimiento Basado en Confiabilidad • Mejora la comprensión del funcionamiento de los equipos de la subestación. • Analiza todas las posibilidades de fallo del equipo y desarrolla mecanismos que traten de evitarlos. • Desarrolla un análisis detallado del funcionamiento de los equipos. • Se utilizan menos recursos económicos. • Favorece al trabajo en equipo. • Aumenta la disponibilidad de los equipos. • Modificaciones o mejoras posibles en la subestación. • Acciones formativas al personal para evitar o minimizar las fallas en los equipos.

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• Mayor cumplimiento de las normas de seguridad e higiene. 6.2.4.- Desventajas del Mantenimiento Basado en Confiabilidad • Requiere de mayor inversión de tiempo para la realización de las actividades de mantenimiento. • Cuestiona todo plan no sustentado en confiabilidad.

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