ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL - Repositorio...

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

MODELO DE MANTENIMIENTO ENFOCADO EN CONFIABILIDAD (RCM) EN LAS SUBESTACIONES DE LA EMPRESA ELÉCTRICA

QUITO S.A.

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO ELÉCTRICO

DIEGO OSWALDO BAEZ CALVOPIÑA

[email protected]

DIRECTOR: ING. LUIS TACO VILLALBA

[email protected]

Quito, Marzo 2013

I

DECLARACIÓN

Yo, DIEGO OSWALDO BÁEZ CALVOPIÑA, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.

A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.

______________________

Diego Oswaldo Báez Calvopiña

II

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por DIEGO OSWALDO BAEZ CALVOPIÑA, bajo mi supervisión.

________________________

ING. LUIS TACO

DIRECTOR DEL PROYECTO

III

AGRADECIMIENTOS

Primeramente a Dios, por haberme bendecido todo este tiempo hasta el día de

hoy para con ello ir conquistando todos mis sueños.

Un sincero agradecimiento al Ing. Luis Taco ya que con su guía, colaboración y

conocimientos me ha ayudado infinitamente para la culminación de este proyecto.

A la Empresa Eléctrica Quito, en especial al Área de operación y mantenimiento,

por su colaboración al facilitarme los datos necesarios para realizar este estudio.

A la Escuela Politécnica Nacional, majestuosa institución, por haberme acogido

en sus aulas y haberme permitido educarme con personal de la más alta calidad

en el país.

A mis compañeros de aulas, por su colaboración a lo largo de mi estadía en esta

prestigiosa institución.

IV

DEDICATORIA

A mis padres Luis Báez y Olga Calvopiña, por haberme dado todo el apoyo tanto

moral, espiritual, sentimental y económico en toda mi vida.

Aunque ahora ya no estés conmigo madrecita yo sé que desde el cielo me sigues

guiando en cada uno de mis pasos, este trabajo es para ti de una manera muy

especial.

A mi hermano José Luis, que con su cariño y respeto me ha sabido apoyar

siempre.

A mi hijo Dieguito, por darme cada día una razón para seguir luchando y salir

adelante.

A todos mis familiares en especial a mis tíos, Elvira y Alberto que han sido como

mis segundos padres.

V

CONTENIDO

DECLARACIÓN ....................................................................................................... I

CERTIFICACIÓN .................................................................................................... II

AGRADECIMIENTOS ............................................................................................ III

DEDICATORIA ...................................................................................................... IV

CONTENIDO .......................................................................................................... V

ÍNDICE DE FIGURAS .......................................................................................... XII

ÍNDICE DE TABLAS ........................................................................................... XIV

GLOSARIO DE TÉRMINOS ............................................................................... XVII

RESUMEN ........................................................................................................ XVIII

PRESENTACIÓN ................................................................................................ XXI

VI

ÍNDICE

1. Filosofías de Mantenimiento ........................................................................ 1

1.1. Introducción ........................................................................................ 1

1.2. Tarea de Mantenimiento .................................................................... 1

1.3. Duración de la tarea de Mantenimiento .............................................. 2

1.4. Recorrido Histórico por las Técnicas de Mantenimiento .................... 3

1.5. Evolución del Mantenimiento de Equipos Eléctricos .......................... 5

1.6. Situación actual del mantenimiento .................................................... 5

1.6.1. Transformadores de potencia ........................................................ 6

1.6.2. Transformadores de medida .......................................................... 6

1.6.3. Interruptores ................................................................................... 6

1.7. Futuro del mantenimiento ................................................................... 6

1.8. Tipos de mantenimiento ..................................................................... 7

1.8.1. Mantenimiento Preventivo o Cíclico ............................................... 7

1.8.2. Mantenimiento Correctivo .............................................................. 8

1.8.3. Mantenimiento Condicional ............................................................ 9

1.9. El costo directo de la tarea de mantenimiento ................................. 11

1.9.1. Costo directo de la tarea de mantenimiento correctivo ................ 14

1.9.2. Costo directo de la tarea de mantenimiento preventivo ............... 14

1.9.3. Costo directo de la tarea de mantenimiento condicional .............. 15

1.10. Concepto del riesgo y su importancia en el mantenimiento ............. 15

1.11. Ordenes de trabajo........................................................................... 16

1.12. Filosofías de Mantenimiento ............................................................ 16

1.12.1. Filosofía de Mantenimiento basada en la falla ........................... 16

1.12.2. Filosofía de Mantenimiento basada en la duración de vida del

sistema ....................................................................................... 19

1.12.3. Filosofía de Mantenimiento basada en la inspección ................. 21

1.12.4. Filosofía de Mantenimiento centrado en confiabilidad ............... 24

1.12.4.1. Siete preguntas básicas .................................................... 25

a) . Funciones y sus criterios de funcionamiento............... 26

b) . Fallas funcionales ....................................................... 26

c) . Modos de falla (Cusas de Falla) .................................. 27

VII

d) . Efectos de las fallas .................................................... 27

e) . Consecuencias de las fallas ....................................... 27

f) .. Tareas de mantenimiento............................................ 29

g) . Acciones a “falta de” ................................................... 31

1.12.4.2. El personal implicado ........................................................ 34

1.12.4.3. Los facilitadores................................................................. 35

1.12.4.4. Los auditores ..................................................................... 36

2. Descripción del sistema existente ............................................................ 37

2.1. Introducción ...................................................................................... 37

2.2. Área de concesión............................................................................ 38

2.3. Generalidades .................................................................................. 38

2.3.1. Subestación eléctrica ................................................................... 38

2.3.2. Esquemas habituales de barras ................................................... 40

1. Barra Simple .......................................................................... 40

2. Barra Simple seccionada ....................................................... 41

3. Barra Simple con by-pass ...................................................... 41

4. Barra principal y barra de transferencia ................................. 42

5. Barra doble ............................................................................ 43

6. Barra doble y doble interruptor .............................................. 44

7. Interruptor y medio ................................................................. 45

8. Barra doble con by-pass ........................................................ 46

9. En anillo o polígono ............................................................... 47

10. Barra doble y barra de transferencia ................................... 48

2.3.3. Número de interruptores y seccionadores para cada tipo de

configuración .............................................................................. 48

2.3.4. Clasificación de las subestaciones eléctricas .............................. 49

a) Por su operación .................................................................... 49

b) Por su servicio ....................................................................... 49

c) Por su construcción ............................................................... 50

2.3.5. Elementos constitutivos de una subestación ............................... 50

2.3.5.1. Transformador ..................................................................... 51

2.3.5.2. Transformadores para instrumento ..................................... 51

VIII

2.4. Descripción de las subestaciones de estudio ................................... 53

1. Subestación Vicentina.................................................................. 54

2. Subestación Sur ........................................................................... 55

3. Subestación Santa Rosa .............................................................. 56

4. Subestación Cotocollao ............................................................... 57

5. Subestación Selva Alegre ............................................................ 58

6. Subestación Pomasqui ................................................................ 59

7. Subestación Norte ....................................................................... 60

2.5. Mantenimiento de Transformadores................................................. 61

2.5.1. Pruebas eléctricas de Campo ...................................................... 62

2.5.2. Pruebas físico-Químicas .............................................................. 62

2.5.3. Pruebas Complementarias ........................................................... 64

a) Compuestos furánicos ........................................................... 64

b) Grado de polimerización ........................................................ 64

c) Análisis de gases disueltos .................................................... 64

2.6. Método de diagnóstico a través de los gases medidos .................... 65

2.6.1. Método de Rogers ....................................................................... 66

2.6.2. Método del total de gases combustibles disueltos ....................... 68

2.7. Diagnóstico de las subestaciones de estudio a través del método del

total de gases combustibles disueltos .............................................. 69

1) S/E Cotocollao ........................................................................... 69

2) S/E Selva Alegre ........................................................................ 70

3) S/E Sur ...................................................................................... 71

4) S/E Norte ................................................................................... 71

5) S/E Santa Rosa ......................................................................... 71

6) S/E Pomasqui ............................................................................ 72

7) S/E Vicentina ............................................................................. 73

3. Análisis de fallas..................................................................................... 74

3.1. Introducción ...................................................................................... 74

3.2. Fallas y contramedidas en los transformadores ............................... 75

3.2.1. Causas de la falla ........................................................................ 75

3.2.2. Tipos de fallas .............................................................................. 76

3.2.3. Descubrimientos de las fallas ...................................................... 77

IX

a) Fallas repentinas ................................................................... 77

b) Fallas que se desarrollan lentamente .................................... 77

3.2.4. Fallas internas del transformador ............................................... 78

3.3. Análisis de las posibles causas y porcentajes de las fallas ocurridas

en los sistemas de estudio ............................................................... 79

3.4. Regulación del CONELEC-002/06 ................................................... 85

3.4.1. Definiciones ............................................................................... 85

3.4.2. Disponibilidad de una instalación ............................................... 85

3.4.3. Disponibilidad de las subestaciones de estudio ......................... 86

3.4.4. Análisis de disponibilidad de las subestaciones de estudio ....... 89

a) S/E Pomasqui ........................................................................ 89

b) S/E Vicentina ......................................................................... 89

c) S/E Santa Rosa ..................................................................... 89

d) S/E Sur .................................................................................. 90

e) S/E Norte ............................................................................... 90

f) S/E Cotocollao ....................................................................... 90

g) S/E Selva Alegre .................................................................... 90

3.4.5. Número de desconexiones permitidas por el CONELEC ........... 90

3.4.5.1. Definiciones ....................................................................... 91

4. Programación actual de Mantenimientos ............................................. 93

4.1. Introducción ...................................................................................... 93

4.2. Planificación y organización del mantenimiento ............................... 93

4.3. La carga de trabajo .......................................................................... 94

4.3.1. Trabajos no programados .......................................................... 94

4.3.2. Trabajos Programados .............................................................. 95

4.4. Análisis de los recursos de mantenimiento ...................................... 96

1. Personal ..................................................................................... 96

2. Repuestos .................................................................................. 96

3. Herramientas ............................................................................. 97

4.5. Planificación del trabajo de mantenimiento ...................................... 97

4.6. Mantenimiento de transformadores propuesto por el fabricante ...... 98

4.6.1. Programa de mantenimiento preventivo ...................................... 98

X

a) Temperatura del transformador ............................................. 98

b) Inspección del volumen de aceite .......................................... 99

c) Ruido ..................................................................................... 99

d) Aflojamiento de las piezas de fijación y de las válvulas ......... 99

e) Fugas de aceite ................................................................... 100

4.6.2. Periodicidad de las inspecciones ............................................. 100

4.6.3. Mantenimiento e inspección de los bushings ........................... 101

4.6.3.1. Inspección de rutina ........................................................ 101

a) Excesivo calentamiento local .................................... 101

b) Contaminación .......................................................... 101

c) Daños mecánicos ...................................................... 102

4.6.3.2. Inspección Regular .......................................................... 102

a) Evaluación del deterioro del aislamiento ................... 102

b) Inspección por excesivos calentamiento parciales .... 103

c) Inspección de daños locales de los bushings ........... 103

d) Inspección de fugas de aceite ................................... 103

4.6.3.3. Almacenamiento .............................................................. 103

4.6.4. Mantenimiento e inspección del equipo de refrigeración ......... 103

a) Radiador del tipo de Auto-enfriamiento ............................... 104

b) Mantenimiento e inspección de los termómetros ................. 104

c) Termómetro tipo reloj ........................................................... 104

4.6.5. Mantenimiento e inspección del indicador de nivel de aceite .. 105

a) Indicador nivel de aceite tipo reloj ........................................ 105

4.6.6. Mantenimiento e inspección de los relés de protección ........... 105

a) Relé Buchholz...................................................................... 106

b) Relé de protección del cambiador de tomas bajo carga ...... 106

4.6.7. Mantenimiento e inspección de la válvula de sobrepresión ..... 107

4.6.8. Como detectar una falla ........................................................... 107

a) Tratamiento de las fugas del tanque .................................... 107

4.7. Mantenimiento de disyuntores propuesto por el fabricante ............ 108

4.7.1. Plan de inspecciones y mantenimiento .................................... 109

4.8. Mantenimiento propuesto por la E.E.Q.S.A .................................... 110

a) Cronograma del mantenimiento preventivo de la E.E.Q.S.A ... 111

XI

b) Actividades del mantenimiento preventivo para Transformadores

de potencia ............................................................................... 112

c) Actividades del mantenimiento preventivo para disyuntores ... 113

4.9. Aplicación del RCM en nuestras casos de estudio ........................ 114

4.9.1. Análisis de modos y efectos de falla (AMFE) ........................... 114

4.9.2. Tablas de AMFE ...................................................................... 114

4.9.3. Análisis de severidad para el recurso humano y ambiental ..... 126

4.9.4. Análisis de riesgos ................................................................... 128

4.9.5. Análisis de riesgos, vulnerabilidad y aceptabilidad de las

subestaciones de estudio ......................................................... 134

4.9.5.1. Transformadores y disyuntores ....................................... 134

4.9.6. Registro del AMEF, tareas, acciones y frecuencias de

mantenimiento para los sistemas de los casos de estudio ....... 143

4.10. Órdenes de trabajo para el modelo de mantenimiento general en el

equipo primario de las subestaciones de estudio .......................... 148

4.10.1. Modelo de mantenimiento general en el equipo primario de la

S/E Pomasqui ........................................................................... 149


S/E Vicentina ............................................................................ 157


S/E Sta, Rosa ........................................................................... 158


S/E Sur ..................................................................................... 169


S/E Norte .................................................................................. 170


S/E Cotocollao .......................................................................... 171


S/E Selva Alegre ...................................................................... 183

4.11. Repuestos ...................................................................................... 191

4.12. Costos por energía no suministrada............................................... 191

4.13. Ingreso de datos al SGM ................................................................ 195

XII

5. Conclusiones y recomendaciones ...................................................... 196

Bibliografía ............................................................................................ 200

Anexos ................................................................................................... 202

XIII

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1.1. Tarea de Mantenimiento .......................................................................2

Figura 1.2. Diagrama de flujo del Mantenimiento Preventivo ..................................8

Figura 1.3. Diagrama de flujo del Mantenimiento Correctivo ...................................9

Figura 1.4. Diagrama de flujo del Mantenimiento Condicional ............................. 11

Figura 1.5. El costo de la tarea de mantenimiento como variable aleatoria ......... 13

Figura 1.6. Algoritmo para una Filosofía de Mantenimiento Basada en la

Falla ..................................................................................................................... 17


Vida del Sistema .................................................................................................. 20


Inspección ............................................................................................................ 23

Figura 1.9. Siete preguntas básicas del RCM ...................................................... 26

Figura 1.10. Algoritmo para una Filosofía de Mantenimiento Basada en

Confiabilidad RCM ............................................................................................... 34

Figura 2.1. Sistema eléctrico de Potencia Simple ................................................ 39

Figura 2.2. Sistema Eléctrico de Potencia con una Subestación de

elevación .............................................................................................................. 39

Figura 2.3. Sistema Eléctrico de Potencia con dos Subestaciones de

elevación .............................................................................................................. 40

Figura 2.4. Esquema “Barra Simple” .................................................................... 40

Figura 2.5. Esquema “Barra Simple seccionada” ................................................. 41

Figura 2.6. Esquema “Barra Simple con by - pass” .............................................. 42

Figura 2.7. Esquema “Barra Principal y Transferencia” ........................................ 42

Figura 2.8. Esquema “Barra Doble” ...................................................................... 43

Figura 2.9. Esquema “Barra Doble y doble interruptor” ........................................ 44

Figura 2.10. Esquema “Interruptor y medio” ......................................................... 45

Figura 2.11. Esquema “Barra Doble con by - pass” ............................................. 46

Figura 2.12. Esquema “En anillo o polígono” ....................................................... 47

Figura 2.13. Esquema “Barra Doble y Barra de Transferencia” ........................... 48

Figura 2.14. Subestación Vicentina ...................................................................... 54

Figura 2.15. Subestación Sur ............................................................................... 55

XIV

Figura 2.16. Subestación Sta. Rosa ..................................................................... 56

Figura 2.17. Subestación Cotocollao .................................................................... 57

Figura 2.18. Subestación Selva Alegre ................................................................ 58

Figura 2.19. Subestación Pomasqui ..................................................................... 59

Figura 2.20. Subestación Norte ............................................................................ 60

Figura 3.1. Número de fallas totales por año ....................................................... 82

Figura 3.2. Comparación del número de fallas en cada subestación por año ...... 83

Figura 4.1. ENS al año ....................................................................................... 192

Figura 4.2. USD al año ....................................................................................... 193

Figura 4.3. Comparación ENS al año ................................................................. 193

Figura 4.4. Comparación CENS al año .............................................................. 194

Figura 4.5. Ventana SGM ................................................................................... 195

XV

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 2.1. Tipos de configuración y el número de seccionadores e

Interruptores necesarios ....................................................................................... 49

Tabla 2.2. Configuración de las subestaciones de estudio .................................. 54

Tabla 2.3. Simbología de los diagramas de las subestaciones ............................ 61

Tabla 2.4. Categorías de gases claves y posibles fallas ...................................... 65

Tabla 2.5. Fallas típicas de acuerdo al resultado de la relación entre los

gases encontrados ............................................................................................... 67

Tabla 2.6. Método del total de gases combustibles disueltos .............................. 69

Tabla 3.1. Modelo de tabla de fallas de la E.E.Q.S.A. .......................................... 80

Tabla 3.2. Número de fallas 2007 – 2012 ............................................................ 81

Tabla 3.3. Porcentaje de fallas 2007 – 2012 ........................................................ 81

Tabla 3.4. Rango según el porcentaje de fallas ................................................... 81

Tabla 3.5. Designación de las subestaciones en base al porcentaje de fallas ..... 82

Tabla 3.6. Fallas por cusa básica ......................................................................... 84

Tabla 3.7. Rango según la Confiabilidad de las Subestaciones de estudio ......... 86

Tabla 3.8. Disponibilidad de las Subestaciones de estudio en el año 2007 ......... 86

Tabla 3.9. Disponibilidad de las Subestaciones de estudio en el año 2008 ......... 87

Tabla 3.10. Disponibilidad de las Subestaciones de estudio en el año 2009 ....... 87




Tabla 3.14. Número máximo de desconexiones permitidas por el CONELEC ..... 91

Tabla 4.1. Periodicidad de las inspecciones ...................................................... 101

Tabla 4.2. Servicios de Mantenimiento .............................................................. 109

Tabla 4.3. Plan Inspección y Mantenimiento ...................................................... 110

Tabla 4.4.1. Cronograma Enero – Junio ............................................................ 111

Tabla 4.4.2. Cronograma Julio – Diciembre ....................................................... 111

Tabla 4.5. Mantenimiento Preventivo de Transformadores de Potencia ............ 112

Tabla 4.6. Mantenimiento Preventivo de Disyuntores ........................................ 113

Tabla 4.7. AMEF del sistema de transformación de potencia ............................ 122

XVI

Tabla 4.8. AMEF del sistema de corte y seccionamiento: Disyuntor .................. 125

Tabla 4.9. Nivel de Probabilidad ......................................................................... 126

Tabla 4.10. Nivel de Severidad para el Recurso Ambiental ............................... 127

Tabla 4.11. Nivel de Severidad para el Recurso Humano .................................. 127

Tabla 4.12. Valorización de las consecuencias .................................................. 128

Tabla 4.13. Matriz de Riesgos ............................................................................ 129

Tabla 4.14. Matriz de Vulnerabilidad .................................................................. 130

Tabla 4.15. Matriz de Aceptabilidad ................................................................... 131

Tabla 4.16. Nivel de efectividad de las medidas existentes ............................... 131

Tabla 4.17. Riesgos, vulnerabilidad y aceptabilidad disyuntores ....................... 132

Tabla 4.18. Riesgos, vulnerabilidad y aceptabilidad transformadores ................ 133

Tabla 4.19. Valorización de las consecuencias de Disyuntores

138 kV Pomasqui. .............................................................................................. 135

Tabla 4.20. Valorización de las consecuencias de Disyuntores

23 kV Pomasqui ................................................................................................. 136

Tabla 4.21. Riesgos, vulnerabilidad y aceptabilidad de Disyuntores 138 kV

Pomasqui ........................................................................................................... 137

Tabla 4.22. Riesgos, vulnerabilidad y aceptabilidad de Disyuntores 23 kV

Pomasqui ........................................................................................................... 138

Tabla 4.23. Valorización de las consecuencias Transformador T1 Pomasqui ... 139

Tabla 4.23. Riesgos, Vulnerabilidad y Aceptabilidad de Transformador

T1 Pomasqui ...................................................................................................... 140

Tabla 4.26. Valorización de las consecuencias Transformador T2 Pomasqui ... 141

Tabla 4.24. Riesgos, Vulnerabilidad y Aceptabilidad de Transformador

T2 Pomasqui. ..................................................................................................... 142

Tabla 4.27. Datos de Transformadores .............................................................. 144

Tabla 4.28. Datos de Transformadores .............................................................. 147

Tabla 4.29. Plan de Mantenimiento S/E Pomasqui ........................................... 156

Tabla 4.30. Plan de Mantenimiento S/E Vicentina ............................................ 157

Tabla 4.31. Plan de Mantenimiento S/E Santa Rosa ........................................ 168

Tabla 4.32. Plan de Mantenimiento S/E Sur...................................................... 169

Tabla 4.33. Plan de Mantenimiento S/E Norte .................................................. 170

Tabla 4.34. Plan de Mantenimiento S/E Cotocollao .......................................... 182

XVII

Tabla 4.35. Plan de Mantenimiento S/E Selva Alegre ....................................... 190

Tabla 4.36. Costo anual ENS ............................................................................. 192

Tabla 4.37. Costo por mantenimiento preventivo ............................................... 194

XVIII

GLOSARIO DE TÉRMINOS

DMT Duración de la tarea de mantenimiento.

SNI Sistema Nacional Interconectado

S/E Subestación

MTTM Tiempo medio de mantenimiento.

TTF Tiempo para que suceda la falla.

CU Coeficiente de utilización

RCM Mantenimiento Centrado en Confiabilidad

TDGC Total de gases combustibles disueltos

MTBF Tiempo medio entre fallas

CONELEC Consejo Nacional de Electricidad

ENS Energía no suministrada

CENS Costo de Energía no suministrada

E.E.Q.S.A. Empresa Eléctrica Quito S.A

λ Tasa de fallas

TRANSELECTRIC S.A. Compañía Nacional de Transmisión Eléctrica

XIX

RESÚMEN

La Empresa Eléctrica Quito S.A. es la responsable de suministrar energía a la

ciudad de Quito y sus alrededores, así como, del mantenimiento programado y no

programado de sus instalaciones sujeto al cumplimiento de criterios de calidad,

con la finalidad de llevar a cabo la distribución de energía y continuidad del

servicio en el sistema de distribución de la ciudad de Quito, dentro de los

estándares está sujeto a indicadores como: frecuencia de desconexiones y tiempo

de indisponibilidad de cada instalación.

El presente estudio se basa en la propuesta de un modelo de mantenimiento para

las subestaciones de la Empresa Eléctrica Quito S.A. enfocado en la metodología

del “Mantenimiento Centrado en Confiabilidad (RCM)” para lograr un

mejoramiento en los recursos de la empresa.

Una definición amplia de RCM podría ser “un proceso que se usa para determinar

lo que debe hacerse para asegurar que un elemento físico continúa

desempeñando las funciones deseadas en su contexto operacional presente”.

Para esto tomaremos como base siete subestaciones, que son las más relevantes

dentro del sistema de distribución de energía eléctrica en la ciudad de Quito;

éstas son: Cotocollao, Pomasqui. Selva Alegre, Norte, Sur, Vicentina y Sta. Rosa

ya que si una de ellas sufre una falla con consecuencias graves podría ocasionar

un colapso dentro del sistema.

Para continuar con este estudio se realizará el análisis del estado de los equipos

primarios de la subestación ya que son los elementos más relevantes en los

sistemas, pero sin descuidar otros elementos que actúan conjuntamente con los

equipos primarios.

Analizaremos en que se encuentran estos equipos en base a pruebas hechas

anteriormente a estos elementos, así como también número de operaciones y

fallas que han sufrido las subestaciones de estudio.

XX

Una vez culminado éste análisis se procede a la implementación del

Mantenimiento Centrado en Confiabilidad, de acuerdo al número de fallas y el

análisis de modos de falla, esto se refiere a contestar las siete preguntas básicas

del RCM.

La utilización de la estrategia del mantenimiento centrado en confiabilidad brinda

la opción de proponer frecuencias de mantenimiento al equipo anteriormente

indicado, incorporando parámetros propios de operación, los mismos que son

analizados y considerados.

Al final del estudio, se establecen alternativas de mantenimiento al equipo

primario de las subestaciones representativas para el ingreso de éstos resultados

al paquete computacional SGM que maneja la E.E.Q.S.A. para sus

mantenimientos.

Conclusiones y recomendaciones proponiendo futuras líneas de investigación

para continuar con el proyecto de mantenimiento de la compañía para sus

subestaciones.

XXI

PRESENTACIÓN

Para realizar el presente proyecto se lo dividió en cinco capítulos de acuerdo a las

necesidades que exigía el mismo de la siguiente manera:

CAPÍTULO I: Se presenta las diferentes filosofías de mantenimiento, para de esta

manera elegir la mejor y aplicar a las subestaciones de la Empresa.

CAPÍTULO II: Se describe el estado en el que se encuentran los elementos de las

subestaciones a ser analizadas; para ello este estudio se basa en pruebas

existentes realizadas de manera periódica a los equipos de los diferentes

sistemas.

CAPÍTULO Iii: En este capítulo se realiza un análisis de fallas en base a

operaciones de protecciones y tipos de fallas. Conjuntamente se determina que

subestación es la más propensa a sufrir interrupciones de varios tipos, como

operacionales y ambientales.

CAPÍTULO IV: Se establecen modelos de mantenimientos para cada una de las

subestaciones examinadas; así como sus respectivos períodos de aplicación,

para ser considerados e ingresados al programa computacional SGM de Empres

Eléctrica Quito y obtener beneficios en recursos económicos, humanos, de

mantenimiento y transporte.

Asimismo se realiza un análisis de costos por energía no suministrada.

CAPÍTULO V: Se presentan las respectivas conclusiones y recomendaciones.

1

CAPÍTULO 1

FILOSOFÍAS DE MANTENIMIENTO

1.1. INTRODUCCIÓN.

Debido a las exigencias que se presentan en el sector eléctrico ecuatoriano ya

que si hablamos de energía eléctrica se trata del recurso más importante para la

producción de un país, es necesario establecer la mejor filosofía de

mantenimiento que nos permita optimizar los recursos tanto económicos como

técnicos de la mejor manera posible; así como, la fiabilidad de cada uno de los

equipos, para de esta manera evitar cortes innecesarios de energía por alguna

falla en los equipos lo que significa a la larga pérdidas económicas para la

empresa eléctrica que ofrece el servicio, para la industria y en definitiva para el

país.

Es necesario entonces asegurar la operación de los equipos, en una forma

continua y libre de inconvenientes, a través de un programa de mantenimiento

adecuado, en base a inspecciones periódicas cuyas frecuencias deberán ser las

óptimas para el mejor funcionamiento de las subestaciones eléctricas.

1.2. TAREA DE MANTENIMIENTO.

Una tarea de mantenimiento es el conjunto de actividades que debe realizar el

usuario para mantener la funcionabilidad del elemento o sistema.

De esta forma, la entrada para el proceso de mantenimiento está representada

por la necesidad de ejecución de una tarea específica a fin de que el usuario

conserve la funcionabilidad del elemento o sistema, mientras que la salida es la

propia realización de la tarea de mantenimiento, como se muestra en la Figura

N°1. Es necesario fijarse que cada tarea específica requiere recursos específicos

para su finalización, llamados recursos para la tarea de mantenimiento. También

2

es importante recordar que cada tarea se realiza en un entorno específico, por

ejemplo a bordo de un barco, bajo lluvia o nieve, en condiciones de guerra,

radiación solar, humedad, temperatura y situaciones similares, que pueden tener

un impacto significativo en la seguridad, precisión y facilidad de la finalización de

la tarea.

RECURSOS

ENTORNO

Tarea demantenimiento

Completa

Necesidadesde

Mantenimiento

Tarea deMantenimiento

Figura N° 1.1. Tarea de Mantenimiento

1.3. DURACIÓN DE LA TAREA DE MANTENIMIENTO.

Se acepta normalmente en la práctica de ingeniería que tareas de mantenimiento

supuestamente idénticas, realizadas bajo similares condiciones, requieren

diferentes lapsos de tiempo. Las razones principales para estas variaciones se

pueden clasificar en tres grupos:

Factores personales: Habilidad, motivación, experiencia, actitud, capacidad

física, vista, autodisciplina, formación, responsabilidad y otras

características similares relacionadas con el personal implicado.

3

Factores condicionales: entorno operativo y las consecuencias que ha

producido el fallo en la condición física, forma, geometría y características

similares del elemento o sistema sometido a mantenimiento.

Factores de entorno: temperatura, humedad, ruido, iluminación, vibración,

momento del día, época del año, viento, etc. En el personal de

mantenimiento durante la ejecución de la tarea de mantenimiento.

1.4. RECORRIDO HISTÓRICO POR LAS TÉCNICAS DE

MANTENIMIENTO.

La evolución de las técnicas de mantenimiento ha ido siempre ligada con las

evoluciones tecnológicas que ha permitido incrementar significativamente el

aprendizaje acerca del comportamiento degenerativo interno de los equipos que

hace tan sólo unos cuantos años era prácticamente desconocido.

Cabe destacar la idea de que el mantenimiento tiene como principal función hacer

que los sistemas no se averíen y que además permanezcan en operación durante

el mayor tiempo posible.

Los equipos o sistemas, aparte de presentar su lógico envejecimiento por el

continuo deterioro de cualidades, pueden fallar como consecuencia de otras

causas externas, que son las más difíciles de evitar.

El conocimiento del estado de los equipos, por tanto, permitirá definir actuaciones

o no en éstos con el fin de lograr los objetivos del mantenimiento.

Desde las antiguas técnicas correctivas aplicadas en los equipos, hasta las

modernas técnicas de monitorización desde entonces han transcurrido una serie

de estados que conviene analizar.

El mantenimiento correctivo, por la causa que fuere, consistía en la intervención

en la unidad como consecuencia de una avería producida durante su normal

funcionamiento. En ésta, consiste la idea más antigua del mantenimiento,

relegada en la actualidad únicamente a unidades de costo tecnológico muy

4

reducido y con exigencias de mercado no elevadas.

Esta forma de actuar, implicaba a la larga, costos muy elevados y con gran

dificultad en la planificación de inversiones.

Se produjo la lógica evolución pasándose al denominado mantenimiento

preventivo. Esta técnica aunque hoy día en declive, todavía es utilizada

dependiendo de la unidad considerada y supone en casos particulares una mejor

planificación de recursos. La idea es clara: se establecen revisiones periódicas en

los equipos independientemente de su estado, basándose exclusivamente en el

tiempo transcurrido o número de actuaciones realizadas.

El principal inconveniente de esta filosofía es que a menudo se incurre en

elevados costos, en algunos casos no necesarios, y además, en ocasiones, el

desconocimiento de los modos de falla de las unidades hace que no se logren

reducir significativamente la tasa de fallas por problemas inherentes en los

equipos.

La introducción en el mercado de nuevas herramientas predictivas de diagnóstico,

como consecuencia del progreso de los avances tecnológicos está respondiendo

adecuadamente a las exigencias actuales de mantenimiento. Estas técnicas

predictivas tienen como filosofía de actuación la siguiente: Realizar intervenciones

únicamente cuando sea necesario.

La conjunción de esta idea con la del mantenimiento basado en la confiabilidad de

los equipos permite optimizar los costos y desde luego, reducir la tasa de fallas.

Sin embargo posee dos grandes enemigos: El desconocimiento del tiempo de

gestación de algunas fallas en las unidades y modos de falla todavía no

descubiertos.

En la actualidad, y basadas en las actividades predictivas, se tiende hacia las

técnicas de monitorización en continuo de los equipos, que permite, el

conocimiento de su estado en tiempo real disminuyendo significativamente el

efecto causado por los inconvenientes anteriormente citados y especialmente el

primero de ellos.

5

1.5. EVOLUCIÓN DEL MANTENIMIENTO DE EQUIPOS

ELÉCTRICOS.

Como las exigencias de competitividad a las que se ve sometida la industria son

cada vez mayores han repercutido directamente en la evolución del

mantenimiento aplicado a los equipos eléctricos.

Son muchos los esfuerzos que se están realizando hacia la consecución de los

objetivos de aumento de la disponibilidad de los equipos y reducción de la tasa de

fallos intempestivos, que además deben ser alcanzados con una optimización del

binomio calidad/costo de mantenimiento.

Los continuos avances tecnológicos registrados en la última década han permitido

el desarrollo de nuevas herramientas de diagnóstico de estado de equipos,

potenciando el mantenimiento predictivo y ha permitido la evolución de las

filosofías de mantenimiento basadas en la confiabilidad.

1.6. SITUACIÓN ACTUAL DEL MANTENIMIENTO.

En la actualidad, el Mantenimiento se basa principalmente en técnicas preventivo-

predictivas que se coordinan mediante una política de Mantenimiento Basado en

la Confiabilidad de los Equipos (RCM).

Esta amplia y compleja política que aún a características técnicas y económicas,

permite tender a la explotación óptima de los sistemas.

El primer paso de esta actuación consiste en efectuar una selección exhaustiva

de técnicas predictivas evolucionadas.

A continuación se exponen de modo orientativo algunas de las técnicas utilizadas

dependiendo del equipo considerado:

1.6.1. TRANSFORMADORES DE POTENCIA.

6

1. Análisis de aceites (Predictiva Básica).

2. Análisis de capacidad y tangente de delta (Predictiva Básica).

3. Revisión de reguladores (Preventiva/Predictiva).

4. Revisión general no intrusiva de dispositivos (Preventiva).

5. Análisis de movimientos de arrollamientos FRA (Predictiva).

6. Medida de Resistencia Óhmica de arrollamientos (Predictiva).

7. Ensayo de Excitación (Predictiva Básica).

8. Análisis de bornes (Predictiva Básica).

9. Verificación de relación a tensión elevada (Predictiva).

10. Reactancia.

1.6.2. TRANSFORMADORES DE MEDIDA.

1. Detección de presencia de descargas parciales (Predictiva).

2. Análisis de capacidad y tangente de delta (Predictiva).

3. Análisis de aceite (Predictiva).

4. Inspección Visual (Predictiva).

1.6.3. INTERRUPTORES.

1. Medida de sincronismo, velocidad y desplazamiento (Predictiva Básica).

2. Medida de resistencia de contactos (Predictiva Básica).

3. Medida de resistencia dinámica de contactos (Predictiva).

4. Revisión periódica no intrusiva (Preventiva).

1.7. FUTURO DEL MANTENIMIENTO.

MONITOREO.

Las técnicas utilizadas hasta la fecha han repercutido positivamente en el

mantenimiento de los equipos. Sin embargo, y aunque la tasa de fallas ha

quedado reducida de modo muy significativo, las técnicas predictivas por sus

características discretas tienen como principal enemigo el tiempo de gestación de

7

falla en las unidades. El modo utilizado para la determinación es la realización de

seguimientos que en la mayoría de los casos permite cuantificar su velocidad de

degradación. Sin embargo, tiempos de gestación rápidos debidos a modos de

falla complejas resultan difíciles de determinar.

La solución a lo anterior se produce con el conocimiento en tiempo real del estado

de los equipos, lo que permitiría si se conocieran todos los modos de falla, reducir

a cero las fallas producidas por anomalía inherente de los mismos. Hoy en día ya

existen sistemas de monitoreo aplicados a equipos de alta tensión que, aunque

limitados por características técnicas y económicas, se encuentran en constante

crecimiento. La idea inicial es monitorear equipos críticos:

Monitoreo de transformadores (regulador, aceite).

Monitoreo de bornes (corrientes de desequilibrio).

Monitoreo de transformadores de medida (corrientes de desequilibrio).

Monitoreo de interruptores (eventos dinámicos, SF6).

Monitoreo de autoválvulas (corrientes de desequilibrio).

1.8. TIPOS DE MANTENIMIENTOS.

Según su objetivo los tipos de mantenimiento se pueden clasificar en:

Mantenimiento Preventivo.

Mantenimiento Correctivo.

Mantenimiento Condicional.

1.8.1. MANTENIMIENTO PREVENTIVO O CÍCLICO.

La tarea de mantenimiento preventivo (Preventive Task, PRT) es una tarea que se

realiza para reducir la probabilidad de falla del elemento o sistema, o para

maximizar el beneficio operativo. Una tarea de mantenimiento preventivo típica

consta de las siguientes actividades de mantenimiento:

Ø Desmontaje.

8

Ø Recuperación o sustitución.

Ø Montaje.

Ø Pruebas.

Ø Verificación.

DesmontajeRecuperación

ysustitución

Montaje Pruebas Verificación

DMTP

Figura N° 1.2. Diagrama de flujo del Mantenimiento Preventivo.

La duración de la tarea está dada por DMTP, que representa el tiempo

transcurrido necesario para la conclusión con éxito de la tarea de mantenimiento

preventivo.

Independiente de la condición en que el componente a mantener se encuentra en

el momento de la acción: se realiza en ciclos preestablecidos,

independientemente de la condición en que se encuentre en el momento de la

intervención. Uno de los conceptos fundamentales de RCM es que no todos los

componentes (mecánicos, eléctricos, electrónicos, etc.) se comportan de acuerdo

con el patrón de falla de vida útil, o sea que no siempre la probabilidad de falla

aumenta, cuando el elemento envejece.

Esto sólo se cumple cuando todas las unidades iguales a ese componente,

presentan una baja y uniforme probabilidad de falla durante un cierto lapso de

tiempo conocido, a partir del cual la probabilidad de falla crece rápidamente.

En tales casos, la posibilidad de restaurar o de reemplazar el componente justo

antes de cumplirse esa vida útil conocida es técnicamente factible. Si además

merece la pena ser realizado (lo cual deberá ser analizado de acuerdo con las

normas de RCM) estaríamos ante un caso típico y tradicional de mantenimiento

preventivo.

1.8.2. MANTENIMIENTO CORRECTIVO.

9

Las tareas de mantenimiento correctivo (Corrective Tasks, CRT) son las tareas

que se realizan con intención de recuperar la funcionabilidad del elemento o

sistema, tras la pérdida de su capacidad para realizar la función o las

prestaciones que se requieren. Una tarea de mantenimiento correctivo típica

consta de las siguientes actividades:

Ø Detección de la falla.

Ø Localización de la falla.

Ø Desmontaje.

Ø Recuperación o sustitución.

Ø Montaje.

Ø Pruebas.

Ø Verificación.

Detección dela falla

Localizaciónde la falla

DesmontajeRecuperacióny sustitución

Montaje Pruebas Verificación

DMTC

Figura N°1.3. Diagrama de flujo del Mantenimiento Correctivo.

La duración de la tarea está dada por DMTC, que representa el tiempo

transcurrido necesario para la conclusión con éxito de la tarea de mantenimiento

correctivo.

1.8.3. MANTENIMIENTO CONDICIONAL.

Tradicionalmente, las políticas de mantenimiento preventivo y correctivo han sido

preferidas por los Directores de mantenimiento. Sin embargo, durante los últimos

veinte años, muchas organizaciones industriales han reconocido los

inconvenientes de estos métodos.

Por tanto, la necesidad de proporcionar seguridad y de reducir el costo de

mantenimiento, ha llevado a un interés creciente en el desarrollo de políticas de

mantenimiento alternativas. Entonces, el método que parece ser más atractivo

10

para minimizar las limitaciones de las tareas de mantenimiento existentes es la

política de mantenimiento condicional, COT (Conditional Maintenance Task). Este

procedimiento de mantenimiento reconoce que la razón principal para realizar el

mantenimiento es el cambio en la condición y/o en las prestaciones, y que la

ejecución de las tareas de mantenimiento preventivo debe estar basada en el

estado real del elemento o sistema. De esta forma, mediante la vigilancia de

ciertos parámetros sería posible identificar el momento más conveniente en que

se deben realizar las tareas de mantenimiento preventivo.

Consecuentemente, la tarea de mantenimiento condicional representa una tarea

de mantenimiento que se realiza para conseguir una visión de la condición del

elemento o sistema, o descubrir una falla oculta, a fin de determinar, desde el

punto de vista del usuario, el curso de acción posterior para conservar la

funcionabilidad del elemento o sistema.

La tarea de mantenimiento condicional se basa en actividades de vigilancia de la

condición que se realizan para determinar el estado físico de un elemento o

sistema. Por tanto, el objetivo de la vigilancia de la condición, sea cual sea su

forma, es la observación de los parámetros que suministran información sobre los

cambios en la condición y/o en las prestaciones del elemento o sistema. La

filosofía de la vigilancia de la condición es por tanto la evaluación de la condición

en ese momento del elemento o sistema, mediante el uso de técnicas, para

determinar la necesidad de realizar una tarea de mantenimiento preventivo, que

pueden variar desde los simples sentidos humanos hasta un instrumental

complejo.

Una tarea de mantenimiento condicional consta de las siguientes actividades de

mantenimiento:

Ø Evaluación de la condición.

Ø Interpretación de la condición.

Ø Toma de decisiones.

11

Evaluación de lacondición

Interpretación dela condición

Toma dedesición

DMTm

Figura N° 1.4. Diagrama de flujo del Mantenimiento Condicional.

La duración de la tarea se representa por DMTm, que indica el tiempo transcurrido

necesario para la conclusión con éxito de la tarea de mantenimiento condicional.

1.9. EL COSTO DIRECTO DE LA TAREA DE MANTENIMIENTO.

El costo directo asociado con cada tarea de mantenimiento (Cost of Maintenance

Task, CMT), está relacionado con el costo de los recursos de mantenimiento

(Cost of Maintenance Resources, CMR), utilizados directamente durante la

ejecución de la tarea:

CMT = f (Cs, Cm, Cp, Cte, Cf, Cd) (1.1.)

Donde :

Cs = costo de los repuestos.

Cm = costo del material.

Cp = costo del personal.

Cte = costo de las herramientas y el equipo.

Cf = costo de las instalaciones.

Cd = costo de los datos técnicos.

Es necesario recalcar que el tipo y cantidad de todos los recursos de

mantenimiento necesarios para la conclusión con éxito de cualquier tarea de

mantenimiento son consecuencia del diseño del elemento o sistema y se estudian

durante el análisis de mantenibilidad del proceso de diseño.

12

El costo del personal ligado a una tarea de mantenimiento específico, es función

de las siguientes variables:

Cp = f DMT, HCP (1.2)

donde:

DMT (Duration of Elapsed Maintenance Time) es una variable aleatoria que

representa el tiempo empleado en la tarea de mantenimiento.

DMTP = t para el que M(t) = P(DMT ≤ t) = t

dttm0

)( = P (1.3)

(Horary Cost of the Personnel, HCP) representa el valor monetario del coste

horario del personal empleado en la ejecución de una tarea específica de

mantenimiento.

En la práctica diaria, los ingenieros tratan con más frecuencia con el valor medio

del coste directo de la tarea de mantenimiento, que puede definirse como:

MCMT = CS + Cm + Cte + Cf + Cd + MDMT x HCP (1.4)

si suponemos que el costo de todos los recursos de mantenimiento, salvo el

personal, es constante.

Sin embargo, la expresión general del costo de cada tarea de mantenimiento

depende de los valores porcentuales de las variables aleatorias DMT, definidas en

la ecuación (1.3), y por tanto:

CMTP = CS + Cm + Cte + Cf + Cd + DMTP x HCP (1.5)

Donde las expresiones de los valores porcentuales de la duración de la tarea de

mantenimiento, vienen definidas completamente por las distribuciones de

probabilidad teóricas disponibles.

13

Por ejemplo, si el usuario quiere conocer el costo directo de mantenimiento que

cubriría; por ejemplo, el 80 por ciento de las tareas de mantenimiento realizadas,

se usaría la siguiente expresión:

CMT80 = CS + Cm + Cte + Cf + Cd + DMT80 x HCP (1.6)

En la Figura N°1.5. se muestra la representación gráfica de la ecuación (1.6).

Es necesario subrayar que el costo definido en la ecuación (1.5) puede diferir

considerablemente según los diferentes tipos de tareas de mantenimiento.

Figura N° 1.5. El costo de la tarea de mantenimiento como variable aleatoria.

La razón principal es el hecho, de que las tareas de mantenimiento preventivo se

realizan en un instante de tiempo predeterminado antes de que el fallo tenga

lugar, lo que significa que los recursos de mantenimiento usados para la

conclusión de esta tarea con éxito son los absolutamente necesarios. Sin

embargo, en el caso de las tareas de mantenimiento correctivo, existe una alta

posibilidad de que se desarrollen fallas secundarias causadas por la presencia de

14

fallas primarias, lo que a su vez puede exigir el uso de algunos recursos

adicionales.

1.9.1. COSTO DIRECTO DE LA TAREA DE MANTENIMIENTO CORRECTIVO.

El costo directo asociado con cada tarea de mantenimiento correctivo, (CMTC),

está relacionado con el costo de los recursos de mantenimiento necesarios para

la conclusión con éxito de la tarea,

CMRC. La expresión general del costo de cada tarea de mantenimiento correctivo

tendrá la forma siguiente:

CMTC = f CCC

d

C

f

C

te

C

m

C

s HCPDMTCCCCC ,,,,,, (1.7)


de los costos de mantenimiento correctivo, lo que se representa mediante

MCMTC.

MCMTC = ),( CCC

d

C

f

C

te

C

m

C

s HCPDMTCCCCC (DCCCC (1.8)

1.9.2. COSTO DIRECTO DE LA TAREA DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO.

El costo directo asociado con cada tarea de mantenimiento preventivo, (CMTP),


la conclusión con éxito de la tarea. De esta forma, la expresión general del costo

de cada tarea de mantenimiento preventivo tendrá la forma siguiente:

CMTP = f PPP

d

P

f

P

te

P

m

P



de los costos de mantenimiento preventivo, que se representa mediante MCMTP.

MCMTP = ),( PPP

d

P

f

P

te

P

m

P


15

1.9.3. COSTO DIRECTO DE LA TAREA DE MANTENIMIENTO

CONDICIONAL.

El costo directo asociado con cada tarea de mantenimiento condicional, (CMTm),


la conclusión con éxito de la tarea, (CMRm). Consecuentemente, la expresión

general del costo de cada tarea de mantenimiento condicional tendrá la forma

siguiente:

CMTm = f mmm

d

m

f

m

te

m

m

m



de los costos de mantenimiento condicional, que se representa mediante MCMTP.

MCMTm = ),( mmm

d

m

f

m

te

m

m

m


El costo de las tareas de Mantenimiento Correctivo, Preventivo y Condicional se

calcula en función de las mismas variables pero se debe considerar que si es

necesario aplicar una tarea de mantenimiento correctivo, el ítem puede ya estar

dañado parcial o completamente y en las tareas de mantenimiento preventivo o

condicional lo que se busca es evitar que el equipo falle y se produzcan daños

irreversibles en los mismos.

1.10. CONCEPTO DEL RIESGO Y SU IMPORTANCIA EN EL

MANTENIMIENTO.

Uno de los objetivos de una estrategia de mantenimiento es la minimización de

los riesgos, tanto para los seres humanos y el ambiente, causado por la falla

inesperada del equipo.

Utilizando un enfoque basado en riesgos se asegura una estrategia, que

responde a esos objetivos.

16

Este enfoque utiliza la información obtenida del estudio de los modos de fallo y

sus consecuencias económicas. El análisis de riesgos es una técnica para

identificar, caracterizar, cuantificar y evaluar de la pérdida de un evento.

En el enfoque del análisis de riesgos se integra la probabilidad y análisis de

consecuencias en las distintas etapas del análisis y trata de responder a las

siguientes preguntas:

ü ¿Qué puede funcionar o ir mal que podría conducir a un fallo del sistema?

ü ¿Cómo puede darse la condición de mal funcionamiento?

ü ¿Qué tan probable es su ocurrencia?

ü ¿Cuáles serían las consecuencias si ocurre?

Así, el riesgo puede ser definido cualitativa / cuantitativamente como el siguiente

conjunto de par de datos para un escenario de falla en particular.

RIESGO = PROBABILIDAD DE FALLA x CONSECUENCIA DE FALLA (1.13)

1.11. ÓRDENES DE TRABAJO.

Las órdenes de trabajo son requesitos que necesitan ser ejecutados para su

culminación. Las órdenes de trabajo (OTS) son establecidas por todas las

acciones de inspección y otros trabajos en el equipo en términos de rutinas. Estas

rutinas suelen incluir información de cuándo, dónde y exactamente en qué

consiste el trabajo que será desarrollado. Son generadas en un sistema

informático de mantenimiento.

1.12. FILOSOFÍAS DE MANTENIMIENTO.

1.12.1. FILOSOFÍA DE MANTENIMIENTO BASADA EN LA FALLA.

17

La política de mantenimiento basada en la presentación de la falla (Failure Based,

FB) constituye un método en el que se realizan tareas de mantenimiento

correctivo tras ocurrir un fallo, a fin de recuperar la funcionabilidad del elemento o

sistema considerado. Por consiguiente, este método de mantenimiento se puede

describir como de reparación de averías, posterior al fallo, o no programado. En la

Figura N°6 se representa un diagrama de procedimiento para la política de

mantenimiento basada en el fallo. Por lo general, esta política se aplica a

elementos cuya pérdida de funcionabilidad no repercute en la seguridad del

usuario y/o del entorno o en las consecuencias económicas de la falla o en el

funcionamiento del sistema.

MANTENIMIENTO BASADOEN EL FALLO

Sistema en uso

Fallo en elelemento/sistema

Tarea demantenimiento

correctivo

Figura N° 1.6. Algoritmo para una Filosofía de Mantenimiento Basada en la Falla.

Ventajas.

El principal atractivo de esta política de mantenimiento es la total utilización de la

vida operativa del elemento considerado. Ello significa en la práctica que el tiempo

18

medio para el mantenimiento (Mean Time To Maintenance, MTTM) de los

elementos sometidos a esta política de mantenimiento,

MTTMf, es idéntico al MTTF. En consecuencia el coeficiente de utilización de los

elementos considerados, CUf, valdrá siempre 1:

11MTTF

MTTMCU

ff (1.14)

Siendo: 0

dttRMTTFMTTM (1.15)

Donde: R(t) se conoce como función de fiabilidad, definida como

R (t) = P (TTF > t) = t

dttf (1.16)

en que f(t) representa la función de densidad de la variable aleatoria conocida

como tiempo hasta la falla (Time To Failure, TTF).

En la práctica ello implica que cuando se aplica la política de mantenimiento FB,

el usuario recupera íntegramente su inversión monetaria en el elemento o

sistema.

Inconvenientes.

A pesar de la ventaja monetaria que ofrece esta política de mantenimiento,

presenta ciertos inconvenientes, entre los más importantes tenemos:

a) La falla de un elemento puede a su vez acarrear daños a otros elementos

del sistema o al sistema mismo. Los análisis de los costos de

mantenimiento han demostrado que una reparación realizada tras una falla,

será normalmente tres o cuatro veces más cara que si se hubieran

realizado tareas de mantenimiento preventivo.

19

b) Como el tiempo de aparición de la falla es incierto no puede planearse la

tarea de mantenimiento, por lo que se debe esperar mayor tiempo de

inmovilización, debido a la indisponibilidad de recursos (repuestos,

personal, herramientas, etc.).

Por tanto, esta política puede llegar a ser más costosa, debido al costo directo

para recuperar la funcionabilidad del sistema, y al costo indirecto incurrido como

resultado de la pérdida de producción, prestigio e incluso vidas.

1.12.2. FILOSOFÍA DEL MANTENIMIENTO BASADA EN LA DURACIÓN DE

VIDA DEL SISTEMA.

Según la política de mantenimiento basada en la duración de vida del sistema

(Life-Based, LB), se realizan tareas de mantenimiento preventivo a intervalos

fijos, que son función de la distribución de vida de los elementos considerados.

Como el principal objetivo es prevenir la falla y sus consecuencias, este método

de mantenimiento es a menudo llamado política de mantenimiento preventivo.

Otro nombre que puede encontrarse en la literatura para esta política, es el de

mantenimiento planificado. La razón es que las tareas de mantenimiento se

realizan en un tiempo operativo predeterminado, lo que significa que es posible

planificar todas las tareas y proporcionar todo el apoyo preciso.

En la Figura N°1.7. se presenta un diagrama del procedimiento de mantenimiento

LB. El tiempo para efectuar el mantenimiento, TP, se determina incluso antes de

que el elemento haya comenzado a funcionar. A intervalos predeterminados de la

vida en estado funcionable, se llevan a cabo tareas de mantenimiento preventivo

especificadas. Si el elemento falla antes del tiempo TP, el usuario debe realizar

tareas de mantenimiento correctivo; en el momento TP es necesario realizar la

tarea preventiva planeada, como muestra la Figura.

La política de mantenimiento LB puede aplicarse con efectividad a elementos o

sistemas que cumplen algunos de los siguientes requisitos:

20

a) Al realizar la tarea se reduce la probabilidad de producción de fallas en el

futuro.

b) El costo total de aplicar esta política es sustancialmente menor que el de la

política de mantenimiento basado en la falla.

MANTENIMIENTO BASADO ENLA VIDA DEL SISTEMA

Taza de mantenimientopreventivo realizado en el

momento Tp

Sistema en uso

Tiempo predeterminado, Tp

Figura N° 1.7. Algoritmo para una Filosofía de Mantenimiento Basada en la Vida

del Sistema.

Ventajas.

a) Una de las principales ventajas de esta política de mantenimiento es el

hecho de que las tareas de mantenimiento preventivo se realizan en un

instante de tiempo predeterminado, con lo que pueden suministrarse por

anticipado todos los recursos de apoyo al mantenimiento, evitando posibles

interrupciones costosas.

b) Otra ventaja de la política LB es evitar la producción de fallas, que en

algunos casos pueden tener consecuencias catastróficas para el usuario y

para el entorno.

21

Inconvenientes.

A pesar de las ventajas presentadas anteriormente, la política de mantenimiento

LB tiene bastantes inconvenientes que deben reconocerse y minimizarse. Por

ejemplo, puede ser poco rentable porque se reemplazan prematuramente la

mayoría de los elementos, independientemente de su estado. El coeficiente de

utilización del elemento o sistema considerado es menor que 1, CUl, definido

como:

11MTTF

MTTMCU

Pl (1.16)

En esa expresión, MTTMP es el tiempo medio para el mantenimiento LB, que se

define como:

MTTFdttDMTTMTP

P MTP

0 (1.17)

1.12.3. FILOSOFÍA DEL MANTENIMIENTO BASADA EN LA INSPECCIÓN.

Tradicionalmente, las políticas de mantenimiento preventivo y correctivo han sido

las favoritas entre los directores de mantenimiento. Sin embargo, durante los

últimos veinte años, muchas organizaciones industriales han reconocido los

inconvenientes de estos métodos. Por tanto, la necesidad de proporcionar

seguridad y de reducir el costo de mantenimiento ha llevado a un interés creciente

en el desarrollo de políticas de mantenimiento alternativas. El método que parece

ser más atractivo para minimizar las limitaciones de las tareas de mantenimiento

existentes es la política de mantenimiento basado en la condición (Inspection-

Based, IB). Este procedimiento de mantenimiento admite que la razón principal

para realizar el mantenimiento es el cambio en la condición y/o las prestaciones, y

que la ejecución de las tareas de mantenimiento preventivo debe estar basada en

el estado real del elemento o sistema. Mediante el control de ciertos parámetros

sería posible identificar el momento más conveniente en el que se deben realizar

las tareas de mantenimiento preventivo.

22

La inspección es una tarea de mantenimiento condicional, que tiene como

resultado un informe sobre la condición del elemento, es decir, si la condición es

satisfactoria o no, lo que se determina a través del RCI. El rasgo común de todas

estas tareas es que los resultados obtenidos no tienen ningún efecto sobre la

programación de la siguiente inspección. Antes de que el elemento o sistema se

ponga en servicio se determina la frecuencia más adecuada para las

inspecciones, TIi.

Así, durante la operación del elemento o sistema, las inspecciones se llevan a

cabo con intervalos fijos especificados hasta que se alcanza el nivel crítico,

RCI(TIi) > RCIcr, en cuyo momento se realizan las tareas de mantenimiento

preventivo prescritas. Si el elemento falla entre inspecciones, se realiza un

mantenimiento correctivo. El algoritmo presentado en la Figura N°1.8. muestra el

procedimiento de mantenimiento cuando se usa la inspección para vigilar la

condición.

23

MANTENIMIENTO BASADO ENLA INSPECCION

Determinación del Ti yRClcr

Sistema en uso

Inspección deRCl en Ti

RCl > RClcr

Tarea de mantenimientopreventivo

SI

NO

Figura N° 1.8. Algoritmo para una Filosofía de Mantenimiento Basada en la

Inspección.

Ventajas.

a) Detección, lo más pronto posible, del deterioro en la condición y/o en las

prestaciones de un elemento o sistema.

b) Reducción del tiempo de inmovilización de los sistemas, ya que los

ingenieros de mantenimiento pueden determinar el intervalo de

mantenimiento óptimo, a través de la condición de los elementos

24

componentes. Esto permite una mejor planificación del mantenimiento y un

uso más eficaz de los recursos.

c) Mejora de la seguridad, ya que las técnicas de vigilancia permiten al

usuario detener el sistema antes de que se produzca una falla.

d) Aumento de la disponibilidad, al poder mantener los sistemas funcionando

durante más tiempo.

El coeficiente de utilización de la vida del elemento, cuya sustitución se basa en la

condición que presenta, puede determinarse según la siguiente expresión:

MTTF

dtR

MTTF

MTIRCU

crRCIiR

M

M 0 (1.18)

Donde MTIR representa el tiempo medio hasta la sustitución del elemento.

1.12.4. FILOSOFÍA DEL MANTENIMIENTO CENTRADO EN LA

CONFIABILIDAD (RCM).

Las siglas RCM provienen del lenguaje inglés Reliability Centred Maintenance,

que significa Mantenimiento centrado en la confiabilidad, es un proceso que se

usa para determinar los requerimientos del mantenimiento de los elementos

físicos en su contexto operacional.

RCM se llama Mantenimiento centrado en la Confiabilidad porque reconoce que el

mantenimiento no puede hacer más que asegurar que los elementos físicos

continúen consiguiendo su capacidad incorporada y confiabilidad inherente.

No se puede lograr mayor confiabilidad que la diseñada al interior de los activos y

sistemas que la brindada por sus diseñadores. Cada componente tiene su propia

y única combinación de modos de falla, con sus propias intensidades de falla.

Cada sistema opera en un ambiente único consistente de ubicación, altitud,

25

profundidad, atmósfera, presión, temperatura, humedad, salinidad, exposición a

procesar fluidos o productos, velocidad, aceleración, entre otros. La función

determinada de cualquier equipo puede definirse de muchas formas dependiendo

exactamente de dónde y cómo se esté usando (el contexto operacional).

Como resultado de esto, cualquier intento de formular o revisar las políticas de

mantenimiento deberían comenzar con las funciones y los estándares de

funcionamiento asociados a cada elemento en su contexto operacional presente.

Esto lleva a la siguiente definición formal de RCM:

Una definición más amplia de RCM podría ser “un proceso que se usa para

determinar lo que debe hacerse para asegurar que un elemento físico continúa

desempeñando las funciones deseadas en su contexto operacional presente”.

1.12.4.1. Siete preguntas básicas.

El RCM se centra en la relación entre la organización y los elementos físicos que

la componen. Antes de que se pueda explorar esta relación detalladamente, se

necesita saber qué tipo de elementos físicos existentes en la empresa, y decidir

cuáles son las que deben estar sujetas al proceso de revisión del RCM. En la

mayoría de los casos, esto significa que se debe de realizar un registro de

equipos completo si no existe ya uno.

Más adelante, RCM hace una serie de preguntas acerca de cada uno de los

elementos seleccionados, como sigue:

A

M

E

F

¿CUÁL ES SON LAS FUNCIONES?

¿DE QUÉ FORMA FALLO?

¿QUÉ ORIGINA LA FALLA?

¿QUÉ PASA CUANDO FALLA?

¿QUÉ OCURRE SI FALLA?

26

Figura N° 1.9. Siete preguntas básicas del RCM.

a) Funciones y sus Criterios de Funcionamiento.

Cada elemento de los equipos debe de haberse adquirido para unos propósitos

determinados. En otras palabras, deberá tener una función o funciones

específicas. La pérdida total o parcial de estas funciones afecta a la organización

en cierta manera. La influencia total sobre la organización depende de:

La función de los equipos en su contexto operacional.

El comportamiento funcional de los equipos en ese contexto.

Como resultado de esto el proceso de RCM comienza definiendo las funciones y

los estándares de comportamiento funcional asociados a cada elemento de los

equipos en su contexto operacional.

Cuando se establece el funcionamiento deseado de cada elemento, el RCM pone

un gran énfasis en la necesidad de cuantificar los estándares de funcionamiento

siempre que sea posible. Estos estándares se extienden a la producción, calidad

del producto, servicio al cliente, problemas del medio ambiente, costo operacional

y seguridad.

b) Fallas Funcionales

Una vez que las funciones y los estándares de funcionamiento de cada equipo se

hayan definido, el paso siguiente es identificar cómo puede fallar cada elemento

en la realización de sus funciones.

¿SE PUEDE HACER ALGO PARA PREVENIR LA FALLA?

¿QUÉ PASARÍA SI NO SE PUEDE PREVENIR LA FALLA?

LÓGICA DE

DESICIONES

27

Esto lleva al concepto de una falla funcional, que se define como la incapacidad

de un elemento o componente de un equipo para satisfacer un estándar de

funcionamiento deseado.

c) Modos de Falla (Causas de Falla)

El paso siguiente es tratar de identificar los modos de falla que tienen más

posibilidad de causar la pérdida de una función. Esto permite comprender

exactamente lo que se puede prevenir.

Cuando se está realizando este paso, es importante identificar cuál es la causa

origen de cada falla. Esto asegura que no se malgaste el tiempo y el esfuerzo

tratando los síntomas en lugar de las causas. Al mismo tiempo, cada modo de

falla debe ser considerado en el nivel más apropiado, para asegurar que no se

malgasta demasiado tiempo en el análisis de falla en sí mismo.

d) Efectos de las Fallas

Cuando se identifica cada modo de falla, los efectos de las fallas también deben

registrarse (en otras palabras, lo que pasaría sí ocurriera). Este paso permite

decidir la importancia de cada falla, y por lo tanto que nivel de mantenimiento (si

lo hubiera) sería necesario.

El proceso de contestar sólo a las cuatro primeras preguntas produce

oportunidades sorprendentes y a menudo muy importantes de mejorar el

funcionamiento, la seguridad, y también de eliminar errores. También mejora

enormemente los niveles generales de comprensión acerca del funcionamiento de

los equipos

e) Consecuencias de las Fallas

Una vez que se hayan determinado las funciones, las fallas funcionales, los

modos de falla y los efectos de los mismos en cada elemento significativo, el

próximo paso en el proceso del RCM es preguntar cómo y cuánto importa cada

28

falla. La razón de esto es porque las consecuencias de cada falla dicen si se

necesita tratar de prevenirlos. Si la respuesta es positiva, también sugieren con

qué esfuerzo debemos tratar de encontrar los fallas.

RCM clasifica las consecuencias de las fallas en cuatro grupos:

ü Consecuencias de las fallas no evidentes: Las fallas que no son

evidentes no tienen impacto directo, pero exponen a la organización a otras

fallas con consecuencias serias, a menudo catastróficas. Un punto fuerte

del RCM es la forma en que trata las fallas que no son evidentes, primero

reconociéndolos como tales, en segundo lugar otorgándoles una prioridad

muy alta y finalmente adoptando un acceso simple, práctico y coherente

con relación a su mantenimiento.

ü Consecuencias en la seguridad y el medio ambiente: Una falla tiene

consecuencias sobre la seguridad si puede afectar físicamente a alguien.

Tiene consecuencias sobre el medio ambiente si infringe las normas

gubernamentales relacionadas con el medio ambiente. El RCM considera

las repercusiones que cada falla tiene sobre la seguridad y el medio

ambiente, y lo hace antes de considerar la cuestión del funcionamiento.

Pone a las personas por encima de la problemática de la producción.

ü Consecuencias Operacionales: Una falla tiene consecuencias

operacionales si afecta la producción (capacidad, calidad del producto,

servicio al cliente o costos industriales en adición al costo directo de la

reparación). Estas consecuencias cuestan dinero, y lo que cuestan sugiere

cuanto se necesita gastar en tratar de prevenirlas.

ü Consecuencias que no son operacionales: Las fallas evidentes que caen

dentro de esta categoría no afectan ni a la seguridad ni a la producción, por

lo que el único gasto directo es el de la reparación.

Si una falla tiene consecuencias significativas en los términos de cualquiera

de estas categorías, es importante tratar de prevenirlas. Por otro lado, si las

consecuencias no son significativas, entonces no merece la pena hacer

29

cualquier tipo de mantenimiento sistemático que no sea el de las rutinas

básicas de lubricación y servicio.

Por eso en este punto del proceso del RCM, es necesario preguntar si cada

falla tiene consecuencias significativas. Si no es así, la decisión normal a

falta de ellas es un mantenimiento que no sea sistemático. Si por el

contrario fuera así, el paso siguiente sería preguntar qué tareas

sistemáticas (si las hubiera) se deben de realizar. Sin embargo, el proceso

de selección de la tarea no puede ser revisado significativamente sin

considerar primero el modo del falla y su efecto sobre la selección de los

diferentes métodos de prevención.

f) Tareas de mantenimiento.

La mayoría de la gente cree que el mejor modo de mejorar al máximo la

disponibilidad de la planta es hacer algún tipo de mantenimiento de forma

rutinaria. El conocimiento sugiere que esta acción preventiva debe de consistir en

una reparación del equipo o cambio de componentes a intervalos fijos.

Supone que la mayoría de los elementos funcionan con precisión para un período

y luego se deterioran rápidamente. El pensamiento tradicional sugiere que un

registro histórico extenso acerca de las fallas anteriores permitirá determinar la

duración de los elementos, de forma que se podrían hacer planes para llevar a

cabo una acción preventiva un poco antes de que fueran a fallar.

Esto es verdad todavía para cierto tipo de equipos sencillos, y para algunos

elementos complejos con modos de falla dominantes. En particular, las

características de desgaste se encuentran a menudo donde los equipos entran en

contacto directo con el producto.

El reconocimiento de estos hechos ha persuadido a algunas organizaciones a

abandonar por completo la idea del mantenimiento sistemático. De hecho, esto

puede ser lo mejor que hacer para fallas que tengan consecuencias sin

importancia. Pero cuando las consecuencias son significativas, se debe de hacer

algo para prevenir las fallas, o por lo menos reducir las consecuencias. El RCM

30

reconoce cada una de las tres categorías más importantes de tareas preventivas,

como siguen:

Tareas “A Condición”: La necesidad continua de prevenir ciertos tipos de

falla, y la incapacidad creciente de las técnicas tradicionales para hacerlo,

han creado los nuevos tipos de prevención de fallas. La mayoría de estas

técnicas nuevas se basan en el hecho de que la mayor parte de las fallas

dan alguna advertencia de que están a punto de ocurrir. Estas advertencias

se conocen como “fallas potenciales”, y se definen como las condiciones

físicas identificables que muestran que va a ocurrir una falla funcional o

que está en el proceso de ocurrir.

Las nuevas técnicas se usan para determinar cuando ocurren las fallas

potenciales de forma que se pueda hacer algo antes de que se conviertan

en verdaderas fallas funcionales. Estas técnicas se conocen como tareas a

condición, porque los elementos se dejan funcionando a condición de que

continúen satisfaciendo los estándares de funcionamiento deseado.

Muchas fallas serán detectables antes de que ellas alcancen un punto

donde se puede considerar que ocurre la falla funcional.

Tareas de Reacondicionamiento Cíclico y de Sustitución Cíclica: Los

equipos son revisados o sus componentes reparados a frecuencias

determinadas, independientemente de su estado en ese momento. Si la

falla no es detectable con tiempo suficiente para evitar la falla funcional

entonces la lógica pregunta si es posible reparar el modo de falla del ítem

para reducir la frecuencia de la falla.

Algunas fallas son muy predecibles aún si no pueden ser detectadas con

suficiente tiempo.

Estas fallas pueden ser difíciles de detectar a través del monitoreo por

condición a tiempo para evitar la falla funcional, o ellas pueden ser tan

predecibles que el monitoreo para lo evidente no está garantizado. Si no es

práctico reemplazar componentes o restaurar de manera que queden en

31

condición "como nuevos" a través de algún tipo de uso o acción basada en

el tiempo entonces puede ser posible remplazar el equipo en su totalidad.

Se debe reconocer que las fallas no sucederán exactamente cuando fueron

predecidas, de manera que se debe permitir algún margen de tiempo

además se debe reconocer también que la información que se está usando

para basar su decisión puede ser errónea o incompleta. Para simplificar el

próximo paso, el cual supone el agrupado de tareas similares, ello tiene

sentido para predeterminar un número de frecuencias aceptables tales

como diarias, semanales, unidades producidas, distancias recorridas o

número de ciclos operativos, etc. Seleccionar aquellos que están más

cerca de las frecuencias que su mantenimiento y sus historia operativa le

ordena tiene sentido en realidad.

Una gran ventaja del RCM es el modo en que provee criterios simples,

precisos y fáciles de comprender para decidir (si hiciera falta) qué tarea

sistemática es técnicamente posible en cualquier contexto, y si fuera así

para decidir la frecuencia en que se hace y quien debe de hacerlo. Estos

criterios forman la mayor parte de los programas de entrenamiento del

RCM. El RCM también ordena las tareas en un orden descendente de

prioridad. Si las tareas no son técnicamente factibles, entonces se debe

tomar una acción apropiada.

g) Acciones a “falta de”.

Además de preguntar si las tareas sistemáticas son técnicamente factibles, el

RCM se pregunta si merecen ser realizadas. La respuesta depende de cómo

reaccione a las consecuencias de las fallas que pretende prevenir.

Al hacer esta pregunta, el RCM combina la evaluación de la consecuencia con la

selección de la tarea en un proceso único de decisión, basado en los principios

siguientes:

Una acción que signifique prevenir la falla de una función no evidente sólo valdrá

la pena hacerla si reduce el riesgo de una falla múltiple asociada con esa función

32

a un nivel bajo aceptable. Si no se puede encontrar una acción sistemática

apropiada, se debe llevar a cabo la tarea de búsqueda de fallas.

En el caso de modos de falla ocultos que son comunes en materia de seguridad o

sistemas protectores no puede ser posible monitorear en busca de deterioro

porque el sistema está normalmente inactivo. Si el modo de falla es fortuito puede

no tener sentido el remplazo de componentes con base en el tiempo, porque

usted podría estar remplazando con otro componente similar que falla

inmediatamente después de ser instalado.

En estos casos la lógica RCM pide explorar con pruebas para hallar la falla

funcional. Estas son pruebas que pueden causar que el dispositivo se active,

demostrando la presencia o ausencia de una funcionalidad correcta. Si tal prueba

no es posible se debe rediseñar el componente o sistema para eliminar la falla

oculta.

Las tareas de búsqueda de fallas consisten en comprobar las funciones no

evidentes de forma periódica para determinar si ya han fallado. Si no se puede

encontrar una tarea de búsqueda de fallas que reduzca el riesgo de falla a un

nivel bajo aceptable, entonces la acción “a falta de” secundaria sería que la pieza

debe rediseñarse.

Una acción que signifique el prevenir una falla que tiene consecuencias en la

seguridad o el medio ambiente merecerá la pena hacerla si reduce el riesgo de

esa falla en sí mismo a un nivel realmente bajo, o si lo suprime por completo. Si

no se puede encontrar una tarea que reduzca el riesgo de falla a un nivel bajo

aceptable, el componente debe rediseñarse.

Si la falla tiene consecuencias operacionales, sólo vale la pena realizar una tarea

sistemática si el costo total de hacerla durante cierto tiempo es menor que el

costo de las consecuencias operacionales y el costo de la reparación durante el

mismo período de tiempo. Si no es justificable, la decisión “a falta de” será el no

mantenimiento sistemático. (Si esto ocurre y las consecuencias operacionales no

son aceptables todavía, entonces la decisión “a falta de” secundaria sería

rediseñar de nuevo). En otras palabras en el caso de fallas que no están ocultas y

33

en las que no se puede predecir con suficiente tiempo para evitar la falla funcional

y no se puede prevenir la falla a través del uso o realizar reemplazos con base en

el tiempo es posible rediseñar o aceptar la falla y sus consecuencias. Si no hay

consecuencias que afecten la operación pero hay costos de mantenimiento, se

puede optar por una elección similar. En estos casos la decisión está basada en

las economías es decir, el costo de rediseñar contra el costo de aceptar las

consecuencias de la falla (tal como la producción perdida, costos de reparación,

horas extras, etc.).

De forma similar, si una falla no tiene consecuencias operacionales, sólo vale la

pena realizar la tarea sistemática si el costo de la misma durante un período de

tiempo es menor que el de la reparación durante el mismo período. Si no son

justificables, la decisión inicial “a falta de” sería de nuevo el no mantenimiento

sistemático, y si el costo de reparación es demasiado alto, la decisión “a falta de”

secundaria sería volver a diseñar de nuevo.

Este enfoque gradual de “arriba-abajo” significa que las tareas sistemáticas sólo

se especifican para elementos que las necesitan realmente. Esta característica

del RCM normalmente lleva a una reducción significativa en los trabajos

rutinarios. También quiere decir que las tareas restantes son más probables que

se hagan bien. Esto combinado con unas tareas útiles equilibradas llevará a un

mantenimiento más efectivo.

Si esto compara el enfoque gradual tradicional de abajo a arriba.

Tradicionalmente, los requerimientos del mantenimiento se evaluaban en términos

de sus características técnicas reales o supuestas, sin considerar de nuevo que

en diferentes condiciones se aplican consecuencias diferentes. Esto resulta en un

gran número de planes que no sirven para nada, no porque sean “equivocados”,

sino porque no consiguen nada.

El proceso del RCM considera los requisitos del mantenimiento de cada elemento

antes de preguntarse si es necesario volver a considerar el diseño. Esto es

porque el ingeniero de mantenimiento que está de servicio hoy tiene que

34

mantener los equipos como está funcionando hoy, y no como debería de estar o

puede que esté en el futuro.

Después analizar los modos de falla a través de la lógica mencionada

anteriormente, los expertos deben luego consolidar las labores en un plan de

mantenimiento para el sistema. Este es el "producto final" del RCM. Cuando esto

ha sido producido, el encargado del mantenimiento y el operador deben

continuamente esforzarse por optimizar el producto

Evaluación DNA yselección del personal

Diseño de la Matriz de Criticidad.

Selección de sistemas y sus fronteras

Identificar funciones y fallas funcionales

AMEF

Evaluación de consecuencias VS Matriz de criticidad

Es el efecto de la fallatolerable en primer nivel?

Es el efecto de la fallatolerable en segundo nivel?

RTF

El componente es “crítico” Se identifican causas de la falla

Se identifica una tarea rentable y técnicamente aplicable para lidiar con las consecuenciasde esta falla

El componente es “importante”

Comparación de Tareas

Elaboración de rutinas específicas para componentes Críticos primer nivel

Se establece el plan de acción y el período de evaluación de indicadores y estrategias deprograma vivo

Colaboración de la información base dediseño, manual de operación, DTI’s, bases de

diseño, códigos, etc.

NO SI SI

NO

MANTENIMIENTO CENTRADO ENCONFIABILIDAD

Figura N° 1.10. Algoritmo para una Filosofía de Mantenimiento Basada

en Confiabilidad RCM.

1.12.4.2. El personal implicado.

35

El proceso del RCM incorpora siete preguntas básicas. En la práctica el personal

de mantenimiento no puede contestar a todas estas preguntas por sí mismos.

Esto es porque muchas de las respuestas sólo pueden proporcionarlas el

personal operativo o el de producción.

Esto se aplica especialmente a las preguntas que conciernen al funcionamiento

deseado, los efectos de las fallas y las consecuencias de los mismos.

Por esta razón, una revisión de los requerimientos del mantenimiento de cualquier

equipo debería de hacerse por equipos de trabajo reducidos que incluyan por lo

menos una persona de la función del mantenimiento y otra de la función de

producción. La antigüedad de los miembros del grupo es menos importante ya

que el hecho de que deben de tener un amplio conocimiento de los equipos que

se están estudiando. Cada miembro del grupo deberá también haber sido

entrenado en RCM.

El uso de estos grupos no sólo permite que los directivos obtengan acceso de

forma sistemática al conocimiento y experiencia de cada miembro del grupo, sino

que además reparte de forma extraordinaria los problemas del mantenimiento y

sus soluciones.

1.12.4.3. Los Facilitadores.

Los grupos de revisión del RCM trabajan bajo la asesoría de un especialista bien

entrenado en el RCM, que se conoce como un facilitador. Los facilitadores son el

personal más importante en el proceso de revisión del RCM. Su papel es

asegurar que:

Se aplique el RCM correctamente (que se hagan las preguntas

correctamente y en el orden previsto, y que todos los miembros del grupo

las comprendan.)

Que el personal del grupo (especialmente el de producción y

mantenimiento) consiga un grado razonable de consenso general acerca

de cuales son las respuestas a las preguntas formuladas.

Que no se ignore cualquier componente o equipo.

36

Que las reuniones progresen de forma razonable.

Que todos los documentos del RCM se llenen debidamente.

1.12.4.4. Los Auditores.

Inmediatamente de que se haya completado la revisión de cada elemento de los

equipos importantes, el personal gerente que tenga la responsabilidad total de la

planta necesitará comprobar que ha sido hecha correctamente y que está de

acuerdo con la evaluación de las consecuencias de las fallas y la selección de las

tareas. Este personal no tiene que efectuar la intervención personalmente, sino

que pueden delegarla en otros que en su opinión estén capacitados para

realizarla.

37

CAPÍTULO 2

DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA EXISTENTE

2.1. INTRODUCCIÓN.

La Empresa Eléctrica Quito es la responsable de la distribución de la energía

eléctrica en la ciudad de Quito por lo cual su compromiso es entregar el servicio

de energía eléctrica a los clientes dentro del área de concesión con calidad,

continuidad y eficacia, mejorando continuamente el sistema de gestión de la

calidad, reduciendo la frecuencia y duración de las interrupciones, tiempo de

atención en consultas, solicitudes, reclamos y denuncias, con el propósito de

aumentar la satisfacción del cliente ya que sin el suministro de energía se ve

afectado el desarrollo de la ciudad, la provincia y en general del país entero para

esto la empresa debe disponer de energía suficiente y sustentable, uso y

desarrollo de tecnología de punta, gestión profesional, recurso humano

capacitado, comprometido y motivado.

Ya que la misión de la Empresa es apoyar el desarrollo integral de Quito y su

región, suministrando energía limpia y de bajo costo para dinamizar el aparato

productivo y mejorar la calidad de vida de los habitantes.

La Empresa Eléctrica Quito tiene en su patrimonio 56 subestaciones de las cuales

fijaremos éste estudio en las siguientes subestaciones:

Pomasqui, Vicentina, Santa Rosa, Sur, Norte, Cotocollao y Selva Alegre.

Debido a que éstas son las de mayor importancia, ya que son subestaciones que

permiten a la Empresa la conexión con el Sistema Nacional Interconectado y si

una de ellas saliera de servicio o sufriría una desconexión temporal por el mal

funcionamiento de alguno de sus elementos afectaría de manera drástica al

sistema de distribución de la empresa.

38

2.2. ÁREA DE CONCESIÓN.

El área de concesión de la Empresa abarca en su mayoría la Provincia de

Pichincha además de tres provincias más como Napo, Imbabura y Cotopaxi.

Detallaremos en especial la provincia de Pichincha y en concreto los sectores de

la ciudad de Quito cubiertos por la Empresa Eléctrica Quito S.A.

PICHINCHA - QUITO

Alangasí, Amaguaña, Atahualpa, Calacalí, Calderón, Conocoto, Cumbayá,

Chavezpamba, Checa, El Quinche, Gualea, Guangopolo, Guayllabamba, La

Merced, Llano Chico, Lloa, Nanegal, Nanegalito, Nayón, Nono, Pacto, Perucho,

Pifo, Píntag, Pomasqui, Puéllaro, Puembo, San Antonio, San José de Minas,

Tababela, Tumbaco, Yaruquí, Zámbiza.

2.3. GENERALIDADES.

A continuación se presenta varios conceptos que estaremos manejando en el

presente estudio como los siguientes:

2.3.1. SUBESTACIÓN ELÉCTRICA.

Una subestación eléctrica es un conjunto de elementos o dispositivos los cuales

intervienen en el proceso de generación-consumo de energía eléctrica de una

manera que nos permiten cambiar las características de energía eléctrica (voltaje,

corriente, frecuencia, etc.), tipo ( A.C. o D.C.) o bien conservarle dentro de ciertas

características.

Por razones técnicas (aislamiento, enfriamiento, etc.) los voltajes de generación

en las centrales generadoras son relativamente bajos en relación con los voltajes

de transmisión de modo que si la energía eléctrica se va a transportar a grandes

distancias estos voltajes de generación resultarían antieconómicos debido a que

se tendría gran caída de voltajes.

39

G

CENTRALGENERADORA

CENTRO DECONSUMO

13.8 KV

Figura N° 2.1. Sistema eléctrico de Potencia Simple.

De aquí se presenta la necesidad de transmitir la energía eléctrica a voltajes más

elevados que resulten más económicos. Por ejemplo, si se va a transmitir energía

eléctrica de una central generadora a un centro de consumo que está situado a

1,000 km de distancia será necesario elevar el voltaje de generación, que

supondremos de 13.8 KV, a otro de transmisión, mediante una subestación, el

cual asumimos que sea de 110 KV, como se ilustra en la figura.

G SECENTRO DE CONSUMO

110 KV1000 Km

11O KVCENTRALGENERADORA

13.8 KV

Figura N° 2.2. Sistema Eléctrico de Potencia con una Subestación de elevación.

Suponiendo que la caída de voltaje en la línea de transmisión fuera 0 volts

tendríamos en el centro de consumo 110 KV. Es claro que este voltaje no es

posible emplearlo en instalaciones industriales y aún menos en comerciales y

residenciales por lo cual se tiene la necesidad de reducir el voltaje de transmisión

de 110 KV a otro u otros más convenientes de distribución en centros urbanos de

consumo. Por tal razón será necesario emplear otra subestación, como se ilustra

en la figura.

40

GCENTRO DECONSUMO

SE SE

110 KV 110 KV

1000 Km

LINEA DE TRANSMISION

CENTRALGENERDORA

13.8 KV

Figura N° 2.3. Sistema Eléctrico de Potencia con dos Subestaciones de elevación.

2.3.2. ESQUEMAS HABITUALES DE BARRAS.

1. Barra simple.

Figura N° 2.4. Esquema “Barra Simple”.

Características:

Pocos dispositivos y poco espacio Configuración más sencilla y

económica.

Falla o mantenimiento en barra Pérdida total del suministro (confiabilidad

baja).

Interruptor en mantenimiento Pérdida del suministro asociado.

No se puede alimentar independientemente una o varias líneas.

Ampliación Pérdida total del suministro.

Uso en redes radiales de “poca importancia” (redes rurales).

41

2. Barra simple seccionada.

Figura N° 2.5. Esquema “Barra Simple seccionada”.

Características:

Iguales características del diagrama anterior salvo que se divide la barra en

dos por medio de un seccionador que opera cerrado. En caso de falla, se

abre el seccionador y opera la parte sin falla.

También permite seccionador de by-pass.

Mayor seguridad, flexibilidad de operación y mantenimiento:

ü Reparto de líneas entre las secciones de la barra.

ü Falla o mantenimiento en barra Pérdida del suministro sólo en la

sección afectada.

ü Posibilidad de dos fuentes de alimentación.

Sistema de protección más complejo.

3. Barra simple con by-pass.

42

Figura N° 2.6. Esquema “Barra Simple con by - pass”.

Características:

Seccionador de by-pass Aísla al interruptor para su mantenimiento sin

interrumpir el suministro.

Enclavamiento entre seccionador de by-pass e interruptor.

Falla en línea con seccionador de by-pass cerrado Pérdida total del

suministro.

Interruptor de reserva.

El by-pass permite la continuidad pero reduce la confiabilidad.

Se requiere poco equipo y espacio.

Maniobras sencillas.

4. Barra principal y barra de transferencia.

Figura N° 2.7. Esquema “Barra Principal y Transferencia”.

43

Características:

Esquema más caro (más dispositivos) y con mayores necesidades de

espacio.

Funcionamiento normal Circuitos conectados a barra principal.

Al incrementarse la barra y la posición de transferencia se posibilita la

reparación de una posición manteniendo sus protecciones.

Se eleva el grado de confiabilidad.

Operación más compleja.

Se incrementa la continuidad del servicio.

Esquema más flexible y seguro:

ü Interruptor de línea abierto (mantenimiento o falla) Restablecimiento del suministro mediante conexión a barra de

transferencia y cierre de interruptor de acoplamiento.

Inconvenientes de operación:

ü Falla en barra Pérdida total del suministro.

ü Mantenimiento del interruptor de acoplamiento Una barra

fuera de servicio.

5. Barra doble.

Figura N° 2.8. Esquema “Barra Doble”.

Características:

44

Mismo número de dispositivos que esquema de barra principal y barra de

transferencia.

Cada barra tiene la capacidad de carga para toda la subestación.

Puede funcionar cada barra aislada o acoplada con la otra.

Las líneas se pueden conectar indistintamente a cualquier barra protegidas

por su propio interruptor.

Falla o mantenimiento en una barra:

ü Disparo del interruptor de acoplamiento.

ü Conexión a la otra barra (apagón momentáneo)

Interruptor de línea en mantenimiento Pérdida del suministro asociado.

Operación más flexible.

Facilidad de mantenimiento de las barras.

Facilidad de mantenimiento de los disyuntores.

Se requiere un disyuntor adicional.

Complicadas maniobras para el mantenimiento de un disyuntor.

Complicado sistema de protecciones del disyuntor de acoplamiento de

barras.

Una falla en el disyuntor de acoplamiento determina la salida de la

subestación.

6. Barra doble y doble interruptor.

Figura N° 2.9. Esquema “Barra Doble y doble interruptor”.

45

Características:

El interruptor de acoplamiento se reemplaza por un interruptor por línea.

Mayor confiabilidad:

ü Falla o mantenimiento en barra Conexión de las líneas a la otra

barra.

ü Mantenimiento de un interruptor de línea Línea en servicio por la

otra barra con el otro interruptor.

Coste elevado.

Operaciones menos complejas.

7. Interruptor y medio.

Figura N° 2.10. Esquema “Interruptor y medio”.

Características:

Esquema de barra doble con 3 interruptores por pareja de líneas.

Sin interruptor de acoplamiento.

Solución intermedia entre barra doble y barra doble con doble interruptor.

46

Si hay una falla en una posición no influye en el esquema.

Una falla en barra no se suspende.

Una falla en el disyuntor de barra determina la salida de sólo un circuito.

Una falla en barra no significa la salida de un circuito.

Conexión indistinta a cualquier barra.

Alta confiabilidad.

Operación flexible.

Mantenimiento sin corte del suministro y con total protección.

Posibles disparos intempestivos.

Necesita un disyuntor y medio en lugar de uno.

Coordinación de interruptores más compleja: difícil sistema de protecciones

del disyuntor central, ya que debe actuar con los circuitos asociados.

Solución de compromiso entre costo y seguridad de operación.

8. Barra doble con by-pass.

Figura N° 2.11. Esquema “Barra Doble con by - pass”.

Características:

El interruptor de acoplamiento protege la línea con interruptor en

mantenimiento.

47

9. En anillo o polígono.

Figura N° 2.12. Esquema “En anillo o polígono”.

Características:

Igual número de dispositivos por línea que el esquema de barra simple.

Es un esquema muy confiable y maniobrable. Permite el mantenimiento sin

interrumpir el servicio.

Si hay una falla en una posición, no afecta la continuidad del servicio.

Trayectorias alternativas alrededor del anillo ↑ seguridad que barra

simple:

ü Mantenimiento de un interruptor Protección garantizada mediante

los interruptores restantes.

Bajo costo.

Falla en un disyuntor en condiciones normales de operación determina la

salida de sólo dos circuitos.

Se requiere de sólo un disyuntor por circuito pero tiene dos disyuntores por

cada circuito de protección.

Flexible operación para el mantenimiento de un disyuntor.

Mayor requerimiento de espacio.

48

Esquema complicado de recierre automático.

Requiere de equipos de potencial para todos los circuitos.

Apertura del anillo Mayor corriente por interruptores operativos

Posibles disparos intempestivos.

Diseño de protecciones más complejo.

El anillo puede abrirse durante el mantenimiento de un disyuntor.

Ampliación Pérdida total del suministro.

10. Barra doble y barra de transferencia.

Figura N° 2.13. Esquema “Barra Doble y Barra de Transferencia”.

Características:

Falla de barra Barra simple con barra de transferencia tras operación del

interruptor de acoplamiento.

2.3.3. NUMERO DE INTERRUPTORES Y SECCIONADORES PARA CADA

TIPO DE CONFIGURACIÓN.

Para determinar el número de interruptores y seccionadores necesarios para las

diferentes configuraciones de barras se utiliza la siguiente tabla:

49

CONFIGURACION # INTERRUPTORES # SECCIONADORES

Barra simple # líneas 1 + 3 x # líneas

Barra simple con by-pass # líneas 1 + 4 x # líneas

Barra partida # líneas 3 x # líneas + 3 x # barras - 1

Barra principal y barra de

transferencia 1 + # líneas 4 + 4 x # líneas

Barra doble 1 + # líneas 4 + 4 x # líneas

Barra doble con by-pass 1 + # líneas 4 + 6 x # líneas

Barra doble y barra de transferencia 1 + # líneas 7 + 5 x # líneas

Barra doble y doble interruptor 2 x # líneas 2 + 6 x # líneas

Anillo o polígono # líneas 4 x # líneas

Interruptor y medio 1.5 x # líneas 2 + 5 x # líneas

Tabla N° 2.1.Tipos de configuración y el número de seccionadores e interruptores

necesarios.

2.3.4. CLASIFICACIÓN DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

Es difícil hacer una clasificación precisa de las subestaciones eléctricas sin

embargo un intento podría ser de la siguiente forma.

a) Por su operación:

De corriente alterna.

De corriente continua.

b) Por su servicio:

Primarias.

ü Receptoras (elevadoras y reductoras).

ü De enlace o distribución.

ü De switcheo o de maniobra.

ü Convertidoras o rectificadoras.

50

Secundarias.

ü Receptoras (elevadoras y reductoras).

ü Distribuidoras.

ü De enlace.

ü Convertidoras o rectificadoras.

c) Por su construcción.

Tipo intemperie.

Tipo interior.

Tipo blindado.

En nuestro sistema de estudio contamos únicamente con subestaciones de tipo

intemperie debido a que se encuentran expuestas al medio ambiente.

2.3.5. ELEMENTOS QUE CONSTITUYEN UNA SUBESTACIÓN:

Los elementos que constituyen una subestación se pueden clasificar en

elementos principales y elementos secundarios.

Elementos principales.

Transformador.

Interruptor de potencia.

Restaurador.

Cuchillas fusibles.

Cuchillas desconectadoras y cuchillas de prueba.

Pararrayos.

Tableros dúplex de control.

Condensadores.

Transformadores de instrumento.

51

Elementos secundarios.

Cables de potencia.

Cables de control.

Alumbrado.

Estructura.

Herrajes.

Equipo contra incendio.

Equipo de filtrado de aceite.

Sistema de tierras.

Carrier.

Intercomunicación.

Trincheras, conducto, drenajes.

Cercas.

2.3.5.1. Transformador.

El transformador es el equipo más relevante de una subestación debido a su

costo y a su desempeño en la misma.

Un transformador es un dispositivo que:

ü Transfiere energía eléctrica de un circuito a otro conservando la frecuencia

constante.

ü Lo hace bajo el principio de inducción electromagnética.

ü Tiene circuitos eléctricos que están eslabonados magnéticamente y

aislados eléctricamente.

ü Usualmente lo hace con un cambio de voltaje, aunque esto no es

necesario.

2.3.5.2. Transformadores para instrumento.

52

Se denominan transformadores para instrumento los que se emplean para

alimentación de equipo de medición, control o protección. Los transformadores

para instrumento se dividen en dos clases:

ü Transformadores de corriente.

Se conoce como transformador de corriente a aquel cuya función principal

es cambiar el valor de la corriente de uno más o menos elevado a otro con

el cual se pueda alimentar a instrumentos de medición, control o

protección, como amperímetros, vatímetros, instrumentos registradores,

relevadores de sobrecorriente, etc.

Su construcción es semejante a la de cualquier tipo de transformador, ya

que fundamentalmente consiste de un devanado primario y un devanado

secundario. La capacidad de estos transformadores es muy baja, se

determina sumando las capacidades de los instrumentos que se van a

alimentar, y puede ser 15, 30, 50, 60, y 70 VA.

ü Transformadores de potencial.

Se denomina transformador de potencial a aquel cuya función principal es

transformar los valores de voltaje sin tomar en cuenta la corriente. Estos

transformadores sirven para alimentar instrumentos de medición, control o

protección que requieran señal de voltaje.

Los transformadores de potencial se construyen con un devanado primario

y otro secundario; su capacidad es baja, ya que se determina sumando las

capacidades de los instrumentos de medición, control o protección que se

van a alimentar, y varían de 15 a 60 VA. Los aislamientos empleados son

de muy buena calidad y son en general los mismos que se usan en la

fabricación de los transformadores de corriente.

53

2.4. DESCRIPCIÓN DE LAS SUBESTACIONES DE ESTUDIO.

A continuación se presentará una breve descripción del sistema en el cual está

basado éste estudio para darnos cuenta de las circunstancias en que se

encuentra y de esta manera escoger la mejor alternativa para su mejoramiento

basándose en pruebas existentes de los equipos de las subestaciones,

verificando su fecha de fabricación, su vida útil, su edad.

Como se sabe debido a operaciones y años de servicio los elementos de las

subestaciones sufren un desgaste continuo el cual afecta su funcionamiento y

mejor desempeño es por esta razón que se debe realizar un análisis de sus

pruebas para elaborar un diagnóstico acertado del estado en el que se

encuentran.

Como se mencionó anteriormente este proyecto se basa únicamente en las

subestaciones más importantes o básicas debido a que presentan un rol muy

importante en la configuración del sistema y son aquellas grandes subestaciones

que abastecen, seccionan y distribuyen la energía; además si una de ellas tendría

alguna falla afectarían de gran manera al sistema de distribución de la Empresa

Eléctrica Quito.

El sistema de subestaciones de la Empresa tiene las siguientes configuraciones

en sus unidades: doble barra con disyuntor y medio, barra principal y

transferencia, y se puede observar que la subestación Selva Alegre se encuentra

en configuración anillo, debido a que ésta debe presentar una mayor confiabilidad

porque ella es el punto de unión de cuatro circuitos a 138 kV.

A continuación se presenta el esquema unifilar de las distintas subestaciones que

serán motivo de estudio en el presente trabajo, en los cuales se puede observar

sus respectivas configuraciones. Así como también, la tabla resumen en la cual

se observa la configuración, el número respectivo y el voltaje de cada una de

ellas.

54

SUBESTACION NUMERO S/E VOLTAJE (kV) CONFIGURACION

Cotocollao 19 46-138 Barra simple.

Sur 20 46 Barra principal y transferencia.

Sta. Rosa 37 46 Doble barra con disyuntor y medio.

Norte 38 46 Barra principal y transferencia.

Vicentina 39 46 Doble barra con disyuntor y medio.

Selva Alegre 41 46 Doble barra con disyuntor y medio.

Selva Alegre 41 138 Anillo.

Pomasqui 57 138 Barra simple.

Tabla N° 2.2. Configuración de las subestaciones de estudio.

1. Subestación Vicentina – Nº39.

Figura N° 2.14. Subestación Vicentina.

55

2. Subestación Sur – Nº20.

Figura N° 2.15. Subestación Sur.

56

3. Subestación Santa Rosa – Nº37.

Figura N° 2.16. Subestación Sta. Rosa.

57

4. Subestación Cotocollao – Nº19.

Figura N° 2.17. Subestación Cotocollao.

58

5. Subestación Selva Alegre – Nº41.

Figura N° 2.18. Subestación Selva Alegre.

59

6. Subestación Pomasqui – Nº57.

Figura N° 2.19. Subestación Pomasqui.

60

4. Subestación Norte – Nº38.

Figura N° 2.20. Subestación Norte.

En el programa SGM de la E.E.Q.S.A. se encuentra detallado la lista total de los

componentes de cada una de las subestaciones del dominio de la empresa.

Más adelante se puede observar en el ANEXO 1 “Lista de elementos de las

subestaciones” un ejemplo de la lista de elementos de una subestación para

indicar como se encuentra esta lista en el programa SGM de la E.E.Q.

61

SIMBOLOGÍA DE LOS DIAGRAMAS DE LAS SUBESTACIONES

Tabla N° 2.3. Simbología de los diagramas de las subestaciones.

Cabe recalcar que el transformador es el equipo más caro dentro de una

subestación por lo tanto es el de mayor importancia y en el cual se pondrá mayor

énfasis aunque sin descuidar los demás elementos de los cuales están

constituidas las subestaciones.

2.5. MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES

Uno de los pasos más importantes que hay que tomar cuando se decide iniciar un

plan de mantenimiento moderno en los transformadores, es establecer una

frecuencia para realizar las diferentes pruebas.

En el mantenimiento moderno, se contempla lo siguiente:

Pruebas Eléctricas de Campo.

Pruebas Físico-Químicas y de Furanos.

Análisis de gases disueltos.

62

Con base a los resultados obtenidos, se determinan las acciones a implementar

para proteger y salvaguardar el sistema de aislamiento interno de los

transformadores, con el fin de prolongar su funcionabilidad.

2.5.1. PRUEBAS ELÉCTRICAS DE CAMPO.

Las pruebas eléctricas que hacen parte del análisis del comportamiento del

transformador y de las cuales se pueden llevar una trazabilidad en el tiempo son:

ü Factor de potencia y capacitancia de los devanados: Esta prueba es regida

por la norma ANSI/IEEE Std. 62-1995.

ü Relación de transformación: El estándar ANSI/IEEE C57.12.91 hace una

descripción de la prueba y los métodos de evaluación de la misma.

ü Impedancia: Se rige por ANSI/IEEE Std. 62-1995.

ü Resistencia de aislamiento: Se mide la resistencia de aislamiento en cada

devanado, de acuerdo al estándar ANSI/IEEE C57.12.91.

ü Resistencia de devanados: Los valores obtenidos deben compararse con

los valores de fábrica corregidos a la misma temperatura. Los valores

medidos por fase en un transformador trifásico no deben sufrir una

variación mayor del 5% entre fases. Se rige por ANSI/IEEE Std. 62-1995.

2.5.2. PRUEBAS FÍSICO-QUÍMICAS.

El análisis físico químico del aceite es uno de los aspectos más relevantes en las

inspecciones de transformadores y resulta determinante a la hora de realizar el

diagnóstico. Con este tipo de pruebas se procura obtener información sobre las

propiedades funcionales (físicas, eléctricas y químicas) del aceite mineral aislante

utilizado en equipos eléctricos y así poder determinar el estado del sistema de

63

aislamiento del transformador. Las pruebas que se realizan para recabar la

información son las siguientes:

ü Tensión interfacial: Una disminución en el valor de TI indica la acumulación

de contaminantes, productos de oxidación o ambos. Se basa en la Norma

ASTM D971.

ü Rigidez dieléctrica: Un valor bajo, indica generalmente la presencia de

contaminantes tales como agua, suciedad u otras partículas conductivas en

el aceite. La Norma ASTM D877 nos indica los valores aceptables.

ü Contenido de humedad: Un contenido bajo de agua es necesario para

obtener y mantener una rigidez dieléctrica aceptable, y pérdidas

dieléctricas bajas en el sistema de aislamiento. La Norma ASTM D1533 es

la que se toma como base de análisis.

ü Color: Esta regido por la Norma ASTM D1524.

ü Factor de potencia: un alto valor de factor de potencia indica presencia de

contaminación o de productos debido al deterioro, tales como la humedad,

carbón u otras materias conductivas. Esta regida por el IEEE Std 62-1995.

ü Contenido de inhibidor: El aceite dieléctrico nuevo contiene normalmente

pequeñas cantidades de inhibidores naturales, estos retardan la oxidación

del aceite hasta que son consumidos en su totalidad. En el momento que

los inhibidores se agotan, la tasa de oxidación y el proceso de deterioro del

aceite aumenta. La prueba es regida por la Norma ASTM D 2668.

ü Número de neutralización: La oxidación de un aceite dieléctrico se lleva a

cabo por medio de complejas reacciones en las que están involucradas el

agua y el oxígeno; el número de neutralización es utilizado como una

medida de la cantidad de ácidos orgánicos formados en el aceite debido a

dicho proceso de oxidación. La Norma ASTM D974 nos indica los valores

64

aceptables. Altas concentraciones de 2-furfural son una clara indicación de

la degradación de la celulosa del papel aislante.

2.5.3. PRUEBAS COMPLEMENTARIAS.

a. Compuestos Furánicos.

Pruebas complementarias de confirmación deben realizarse para detectar

cadenas de celulosas disueltas en el aceite que son producto de la pérdida del

dieléctrico; estas cadenas son llamadas compuestos furánicos.

La medición de estos compuestos en el aceite es utilizada como una herramienta

de diagnóstico del estado del papel de los transformadores, además proporciona

información suplementaria al análisis de gases disueltos (Cromatografía de

Gases). El método que se emplea para analizar los compuestos Furánicos a

través de la cromatografía líquida de alta viscosidad (HPLC) es el ASTM D5837 ó

el IEC 61198.

Con este análisis se puede reconocer los siguientes compuestos furánicos: 5-

hidroximetil-2-furfural (HMF), Alcohol furfurílico (FOL), 2-furfural (FAL), 2-

acetilfurano (AF) y 5-metil-2-furfural (MF).

b. Grado de Polimerización (GP).

La prueba que determina el Grado de Polimerización es utilizada para conocer la

edad del aislamiento del papel de los devanados. Esta prueba proporciona la

indicación más confiable de la edad del papel aislante.

Así tenemos que un transformador nuevo tiene un GP de alrededor de 1,000;

mientras que un transformador que presenta un GP de 150 a 200 es más

susceptible a daños mecánicos durante movimientos físicos que pueden causar

roturas en el papel.

c. Análisis de gases disueltos.

65

Cuando el transformador presenta problemas o fallas incipientes (conexiones

flojas, descargas parciales, arcos, etc.) que no pueden ser detectadas por las

pruebas eléctricas de campo, el análisis de gases disueltos en el aceite

(Cromatografía de gases) es una herramienta que proporciona información

valiosa acerca del tipo de falla presente.

Los gases comúnmente detectados durante una condición de falla son: Hidrógeno

(H2), Metano (CH4), Acetileno (C2H2), Etileno (C2H4) y Etano (C2H6).

Cuando la celulosa se ve involucrada, se produce Monóxido de carbono (CO) y

Dióxido de carbono (CO2).

Gases claves Posible falla

Metano, Etano, Etileno, Pequeñas

cantidades de Acetileno.

Condiciones térmicas que involucran al

aceite.

Hidrógeno, Metano y pequeñas

cantidades de acetileno y Etano.

Descargas parciales.

Hidrógeno, Acetileno y Etileno. Arqueo.

Monóxido de carbono y Dióxido de

carbono.

Condición térmica que involucra al

papel

Tabla N° 2.4. Categorías de gases claves y posibles fallas.

2.6. MÉTODOS DE DIAGNÓSTICO A TRAVÉS DE LOS GASES

MEDIDOS.

Una vez obtenidas las concentraciones de cada gas a través de la cromatografía,

se pueden utilizar varias técnicas para diagnosticar la condición del

transformador, entre las cuales se pueden mencionar:

ü La gráfica de Dörnenburg.

ü El triángulo de Duval.

66

ü El método nomográfico.

ü Patrones de diagnóstico a través del análisis de gases disueltos (AGD).

ü Relaciones entre gases de R. R. Rogers.

2.6.1. MÉTODO DE ROGERS

Las relaciones entre gases utilizadas por el método de Rogers para efectuar el

análisis son:

ü Acetileno / Etileno (C2H2/C2H4).

ü Metano / Hidrógeno (CH4/H2).

ü Etileno / Etano (C2H4/C2H6).

ü Dióxido de carbono / Monóxido de carbono (CO2/CO)

A continuación se puede observar en la Tabla N° 2.5. la relación entre los gases

que existen en un transformador ; así como también los diferentes tipos de

sucesos que pueden acontecer en cada uno de los casos.

67

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68

2.6.2. MÉTODO DEL TOTAL DE GASES COMBUSTIBLES DISUELTOS.

El Standard IEEE C57.104-1991 clasifica en cuatro niveles de condición a los

transformadores de acuerdo al Total de Gases Combustibles Disueltos (TDGC):

La Tabla N° 2.6., describe los rangos en que las relaciones de gases pueden

indicar que existan fallas en el transformador, la misma indica si dichos rangos se

encuentran dentro de los parámetros aceptables o es necesario programar un

monitoreo más frecuente del transformador; la relación entre los gases se mide en

partes por millón (ppm). En ésta tabla se observa que el CO2 no está incluido en

el valor total debido que no es un gas combustible.

Para efectuar el análisis se debe tener en cuenta las siguientes condiciones:

ü Condición 1: Si el TDGC< 720 ppm. Indica que el transformador está

operando satisfactoriamente.

ü Condición 2: Si 721< TDGC < 1.920 ppm. Indica un nivel de gases más alto

que lo normal. Cualquier gas combustible individual que exceda los niveles

especificados en la tabla anterior, debe tener una investigación adicional.

ü Condición 3: Si 1.921< TDGC < 4.630 ppm. Indica un alto nivel de

descomposición de la celulosa y/o aceite. Cualquier gas combustible

individual que exceda los niveles especificados en la tabla anterior, debe

tener una investigación adicional. Una falla (o fallas) está probablemente

presente.

ü Condición 4: Si TDGC> 4,630 ppm. Indica una excesiva descomposición de

celulosa y/o aceite. La operación continua del transformador puede resultar

en una falla del mismo.

69

CONDICION H2 CH4 C2H2 C2H4 C2H6 CO CO2 Tdgc

Hidróge

no Metano Acetilen

o Etilelno Etano Monóxido Dióxido

de

Carbono de

Carbono

(ppm) (ppm) (ppm) (ppm) (ppm) (ppm) (ppm) (ppm)

1 100 120 35 50 65 350 2500 720

2 101 - 700

121 - 400 36 – 50

51 - 100

66 - 100 351 - 570

2501 - 4000

721 - 1920

3 701 - 1800

401 - 1000 51 – 80

101 - 200

101 - 150 571 - 1400

4001 - 10000

1921 - 4630

4 > 1800 > 1000 >80 >200 >150 >1400 > 10000 > 4630

Tabla N° 2.6. Método del total de gases combustibles disueltos.

Después de revisar los datos proporcionados por la Empresa Eléctrica Quito se

llega a la conclusión del estado en que se encuentran los transformadores de las

subestaciones en estudio de acuerdo a la norma IEEE C57.104-1991 que entrega

un diagnóstico de los mismos.

Se aplicará el Método del total de gases combustibles disueltos cuyo

procedimiento está descrito anteriormente y se puede observar en la Tabla N°

2.6., en todos los análisis se seguirá el mismo procedimiento.

El siguiente es el análisis que se realiza para todos los transformadores como se

mencionó anteriormente de acuerdo a la norma IEEE C57.104-1991 y a la tabla

Nº 2.6.

2.7. DIAGNÓSTICO DE LAS SUBESTACIONES DE ESTUDIO A

TRAVES DEL MÉTODO DEL TOTAL DE GASES

COMBUSTIBLES DISUELTOS.

1) SUBESTACIÓN COTOCOLLAO:

Esta subestación consta de tres transformadores: ABB (T2) que remplazó al

Transformador YORKSHIRE en su debido momento, Transformador

70

MEIDENSHA (T1) y Transformador SIEMENS (T3); como se puede observar el

primer transformador (T3) se encuentra en condiciones normales de

funcionamiento dentro del margen establecido por la Norma que se aplicó en este

estudio, excepto en cuanto se refiere a Monóxido de Carbono que su valor es

mayor a 350 ppm y por lo tanto se encuentra en el Condición 2 la cual no ha sido

corregida lo que indica una pequeña alerta en el funcionamiento para realizar una

investigación adicional en cuanto a este elemento.

En lo que se refiere al Transformador YORKSHIRE, se encontraba en buenas

condiciones de funcionamiento, aunque en el año 2004 se presentó una pequeña

alerta en cuanto se refiere al Acetileno, debido a que se encontró un valor mayor

de 35 ppm el cual indica que se encontraba en el Condición 2; pero fue corregida

y se encuentra en un valor de 1,83 ppm, lo cual indica que el transformador está

funcionando de manera correcta ya que ésta era la única limitación.

Es decir en definitiva se encuentra dentro de los parámetros de la Condición 1

(TDGC < 720).

Con respecto al Transformador MEIDENSHA (T1) se observa que existió

anomalías en lo que se refiere a Monóxido de Carbono y Etileno que presentaban

valores mayores a 350 y 50 ppm respectivamente, pero también se observa que

estas anomalías ya se encuentran corregidas con valores de 261,85 y 2,8 ppm

respectivamente, con lo cual se puede decir que se encuentra funcionando

normalmente ya que sus valores se encuentran por debajo de los 720 ppm.

En lo que se refiere al Transformador ABB (T2), por ser relativamente joven no se

ha practicado este tipo de análisis.

2) SUBESTACIÓN SELVA ALEGRE:

En esta subestación existen dos transformadores, el primero de marca BBC (T1) y

el segundo de marca SIEMENS (T2), de acuerdo al análisis del total de gases

combustibles, se observa que el Transformador BBC se encuentra dentro de la

71

Condición 1, aunque se observa que se encuentra en el límite de la Norma con

718 ppm cuando el máximo es 720 ppm, indicando que el transformador se

encuentra funcionando normalmente; por otro lado, se observa que existe valores

excesivos con respecto a Etano, Etileno y Metano, éstos indican

sobrecalentamiento local, sobrecalentamiento severo y chisporroteo

respectivamente.

En lo que respecta al T2 se observó que contiene 486 ppm, es decir, se encuentra

dentro de la Condición 1, que indica que el transformador se encuentra

funcionando con normalidad.

3) SUBESTACIÓN SUR:

En ésta subestación existía el transformador SAVOISIENNE pero debido a su

vejez salió de funcionamiento y ahora ésta subestación solo sirve de

transferencia.

Por lo tanto no se realiza ningún análisis.

4) SUBESTCACIÓN NORTE:

Como sabemos la subestación Norte no posee transformador por lo tanto no

podemos realizar el análisis en dicha subestación.

5) SUBESTACIÓN STA. ROSA:

En la subestación Sta. Rosa se encuentran los transformadores YORKSHIRE

(T1), SIEMENS (TRP), ABB (T2), y dos transformadores de acople con la

subestación Sta. Rosa de Transelectric S.A.

Se puede observar que el transformador YORKSHIRE de la subestación se

encuentra dentro de los márgenes establecidos por la norma antes mencionada.

En lo que se refiere a Dióxido de Carbono (CO2), las mediciones muestran un

valor mayor a 4001 ppm en el año 2004 lo cual indica que se encuentra en la

72

Condición 3; pero como se indico en el principio del estudio no se toma en cuenta

el CO2 debido a que no es un gas combustible.

En cuanto al año 2010 se observó un exceso de Etano, indicando

sobrecalentamiento local.

En conclusión, este transformador con respecto a TDGC se encuentra dentro de

la condición 1 es decir menor a 720 ppm, pero existen problemas con respecto a

Etano, en el cual existe un exceso el cual indica sobrecalentamiento local.

Hay que tomar en cuenta que la carga instalada en el YORKSHIRE fue transferida

al transformador ABB, el primero, se encuentra energizado y habilitado sin carga.

En cuanto al transformador ABB es relativamente joven y no se tiene información

de este tipo de pruebas.

En cuanto al Transformador SIEMENS pertenece al patrimonio de la E.E.Q.S.A.

pero Transelectric S.A. es quién realiza maniobras sobre éste debido a un

acuerdo mutuo entre las Empresas.

Adicionalmente, existen tres transformadores pero pertenecen en su totalidad a

Transelectric S.A.

6) SUBESTACIÓN POMASQUI:

La subestación Pomasqui tiene dos transformadores: PAUWELS (T2) y

SIEMENS (T1); el primer transformador tuvo una anomalía en el año 2004 con

respecto a Monóxido de Carbono mostrando un valor superior a 350 ppm,

indicando que se encuentra en la Condición 2, a Monóxido de Carbono se

observa que ha disminuido el valor pero cumple con la Condición 1, esto indica

que existe una pequeña alerta; pero sin mayor complicación en que se referente a

TDGC, los valores son menores a 720 ppm.

73

En el último año de pruebas que es en el 2010, TDGC es menor a 720 ppm, pero

en cuanto se refiere a Metano y Etano, existen excesos lo que indica la presencia

de chisporroteo y sobrecalentamiento local, respectivamente.

En cuanto al Transformador SIEMENS, se encuentra en condiciones óptimas

según los datos de las pruebas.

Además, en la subestación se ubica el autotransformador que une el sistema

eléctrico de la E.E.Q.S.A. con el S.N.T. del Ecuador, los datos sobre él los posee

Transelectric S.A.

7) SUBESTACIÓN VICENTINA:

En ésta subestación existen dos transformadores uno de marca ABB y otro de

marca SIEMENS, cuyos datos son manejados por Transelectric S.A., por lo tanto,

no se realizará ningún análisis.

Debido al procedimiento empleado y a los datos proporcionados por la Empresa

se concluye que los equipos se encuentran dentro de los márgenes normales de

operación, sin riesgo de que se produzca algún tipo de falla, con respecto al

estado del aceite, teniendo claro que estos resultados no aseguran que exista

alguna falla por otros motivos ya sean ambientales u operacionales.

Además no debemos descuidar los pequeños excesos que existen en

determinados gases.

Los análisis se realizaron hasta el año 2010, ya que existen registros de pruebas

realizadas por la E.E.Q.S.A. hasta esta fecha.

En el Anexo 2 se presenta los resultados de los análisis de los transformadores.

Ver ANEXO 2 ”Resultados de las Pruebas de transformadores”

74

CAPÍTULO 3

ANÁLISIS DE FALLAS

3.1. INTRODUCCIÓN.

En este capítulo se realiza el análisis de fallas en base a operación de

protecciones, tipos de fallas que se han presentado, los probables

mantenimientos y las posibles aplicaciones que se puedan realizar después de

este sondeo.

Para este análisis se utiliza el programa de registro de fallas de la Empresa

Eléctrica Quito. S.A., en el cual se mantiene un registro histórico referente a fallas,

sus causas y sus efectos.

Se puede obtener registros mensuales, anuales, etc. de acuerdo a las

necesidades de obtener información.

Es de suma importancia mantener una base de este tipo, para poder estar al tanto

de los daños que pueden sufrir los equipos en las subestaciones de estudio.

Las fallas se pueden presentar por distintos motivos por ejemplo: condiciones

climáticas (rayos, vientos, etc.), medio ambiente (terremotos, árboles, etc.),

terceros (choques de vehículos), propios de la red (interferencia accidental por

personal de la empresa), otros sistemas (falla en el sistema de alimentación

externa de la Empresa) y otras causas que no están definidas.

Se hace énfasis en que el transformador es el elemento más caro y uno de los

más importantes de la subestación, es por esta razón, que se detalla las fallas

que se pueden dar en este elemento indispensable para el correcto

funcionamiento de los elementos de las subestaciones, aunque, sin descuidar

75

otros elementos de la subestación que pueden ser afectados o tener algún tipo de

falla como disyuntores, barras, es decir, equipo primario de la subestación.

3.2. FALLAS Y CONTRAMEDIDAS EN LOS TRANSFORMADORES.

3.2.1. CAUSAS DE LA FALLA.

Rastrear la causa de las fallas es la base para tomar medidas que permitan

contrarrestarlas. El origen de las fallas no es simple, generalmente es la

combinación de muchos factores que pueden clasificarse de la siguiente manera:

a) Imperfección en las especificaciones.

Error en la selección del tipo de aislamiento.

Capacidad no apropiada.

Falta de atención a las condiciones en el lugar de instalación (humedad,

temperatura, gases perjudiciales, etc.).

b) Imperfecciones en las instalaciones.

Instalación incorrecta.

Capacidad y rango de protección del pararrayos incorrecto.

Interruptor y relé de protección incorrectos.

c) Imperfecciones en la operación y mantenimiento del equipo.

Partes conductoras externas flojas y calentamiento de las mismas.

Deterioro del aceite de aislamiento.

Carga excesiva o error en la conexión de los cables.

Equivocación en el funcionamiento, y descuido en el arreglo de los circuitos

de protección.

Inspección insuficiente de los empaques y de las válvulas.

76

Mantenimiento insuficiente de los accesorios.

d) Voltaje anormal.

e) Deterioro normal.

f) Desastres naturales.

3.2.2. TIPOS DE FALLAS.

Las fallas producidas por las causas antes mencionadas, dan lugar a fallas

secundarias y aún terciarias, dificultando su rastreo. Sin embargo, las condiciones

de operación en el momento de la falla, los registros de inspección de los relés de

protección de las diversas partes, así como el mantenimiento y la inspección

regular, ayudarán a detectar la causa en muchísimas ocasiones.

Las fallas de un transformador se pueden clasificar de la siguiente manera:

a) Fallas internas del transformador: En devanados y núcleo.

Interrupción dieléctrica.

Rotura y torsión de los devanados.

Error en el contacto a tierra.

Conmutador de derivaciones abierto.

Aceite de aislamiento.

b) Fallas externas del transformador: En el tanque

Por fugas de aceite en un empaque, válvula, cordón de soldadura.

Por los bujes de los respiradores, válvula de sobrepresión, termómetros,

indicador de nivel de aceite, etc.

Defectos en los ventiladores de refrigeración forzada, relé Buchholz, salida

de los transformadores de corriente de los bujes, etc.

77

3.2.3. DESCUBRIMIENTO DE LAS FALLAS.

Es innecesario decir que mientras más pronto se detecte la falla será mejor, y que

para ello se requieren un mantenimiento y una inspección cuidadosa; hay normas

hechas para la inspección regular y de rutina. Por medio de esta inspección se

puede detectar una falla antes de que sea grave, y se puede reducir el daño en lo

posible. Algunas fallas son causadas por razones más allá del control humano.

Veamos:

a) Fallas repentinas.

La mayoría de las interrupciones dieléctricas ocurren repentinamente,

especialmente la debida a un rayo o a una tensión anormal, causando una falla

directa.

La corriente excesiva por un cortocircuito externo o por un golpe mecánico,

también sucede repentinamente, y disturbios por sismos e incendios, pueden

dañar accidentalmente el transformador.

b) Fallas que se desarrollan lentamente.

Las fallas repentinas se relacionan, generalmente, con factores totalmente

externos o ajenos al transformador, de tal forma que está fuera del alcance el

poder preveerlos y prepararse para enfrentarlos.

El objetivo del mantenimiento e inspección es descubrir las fallas que ocurren y

que se desarrollan lentamente.

Las fallas son las siguientes:

Deformación de los materiales de aislamiento y del bobinado, debido a

golpes mecánicos causados por un cortocircuito externo. El transformador

generalmente se diseña y se fabrica para resistir el calor y los golpes

mecánicos. Sin embargo, si se expone a golpes mecánicos intensos y

78

frecuentes, aún una pequeña deformación puede convertirse en una falla

interna seria.

Aislamiento del núcleo. Puede existir aislamiento deficiente entre las

láminas del núcleo, entre el tornillo de sujeción del núcleo y el tubo de

aislamiento, etc. El aislamiento deficiente causa un cortocircuito en el flujo

magnético, produce constantemente una corriente de corto circuito en este

lugar y provoca un calentamiento excesivo pudiendo desarrollar fallas

serias.

Aislamiento deficiente debido a una condición operacional dura, como

carga excesiva. Según se mencionó en las instrucciones de operación, el

aislamiento del transformador se deteriora por el aumento de la

temperatura y este deterioro a través de los años, empeora y se convierte

en una falla seria cuando el transformador sufre una carga excesiva.

Deterioro de los materiales de aislamiento, del aceite, de los bujes, etc.

debido a absorción de humedad, a oxidación y al efecto corona, etc.

Deterioro del aislamiento externo del transformador debido a viento, nieve,

sal y polvo. Esto puede prevenirse con una inspección y un mantenimiento

correctos.

Fallas en los accesorios, fuga de aceite, fuga de gas, etc.

3.2.4. FALLAS INTERNAS DEL TRANSFORMADOR.

a) Fallas en los devanados.

Cortocircuitos.

b) Fallas en el núcleo.

Hay cortocircuitos entre las espiras, entre las fases y entre las bobinas. La

mayoría de las fallas de los cortocircuitos se deben a tensión anormal en el

pararrayos, y algunas se deben al deterioro del aceite de aislamiento y a la

penetración de lluvia. También, algunos cortocircuitos se deben a deterioro por

calor, causado por una fuerza mecánica electromagnética o por carga excesiva

anormal.

79

En general, los cortocircuitos internos causan deformaciones graves en las

bobinas, como efecto secundario.

Ruptura de los terminales de los devanados

Los terminales de los devanados sufren daños por exceso de corriente

(cortocircuito externo, etc.) o por un rayo. También los accidentes de cortocircuito

del sistema que se acumulan, causan daños en el soporte del bobinado, por su

fuerza destructiva mecánica repetitiva, que finalmente rompe los terminales.

Cortocircuito a tierra.

Voltajes de impulso o deterioro del aislamiento pueden causar un cortocircuito a

tierra del bobinado o de sus terminales al núcleo o al tanque.

Las fallas mencionadas se pueden detectar fácilmente mediante un diagnóstico

externo o una verificación eléctrica.

Existen fallas provocadas a un aislamiento deficiente en los tornillos de

afianzamiento del núcleo, o, a un canal de enfriamiento de aceite obstruido que

causa un calentamiento excesivo del núcleo. Las fallas del núcleo se desarrollan

lentamente. El aislamiento deficiente y el contacto a tierra ya mencionados,

causan una corriente de cortocircuito parcial, un deterioro del aceite de los

materiales de aislamiento en sus alrededores, los cuales gradualmente se

convierten en fallas serias.

Una sujeción deficiente entre el núcleo y las bridas del bobinado pueden causar

una vibración perjudicial.

3.3. ANÁLISIS DE LAS POSIBLES CAUSAS Y PORCENTAJES DE

LAS FALLAS OCURRIDAS EN LOS SISTEMAS DE ESTUDIO

En las siguientes tablas se presenta el número de fallas que han existido en las

subestaciones de estudio desde el 2007 hasta el 2012, estos datos han sido

80

obtenidos de los reportes que maneja la Empresa Eléctrica Quito para el control

de fallas en sus subestaciones, líneas y centrales.

Este es el modelo de tablas de fallas que se maneja en la E.E.Q.S.A. para llevar

las estadísticas de interrupciones en las instalaciones de su dominio, en las

cuales se puede observar la fecha, la duración, condición climática, origen, etc.

Fecha de la falla: 2010/04/14 13:30:00 Fecha final: 2010/04/14 14:21:00 Condición climática:

Tiempo normal.

A causa de: Explosión de bushing del transformador de 20 MVA. Origen: Subtransmisión de 46 kV, 138 kV. (3 0) Causa: Equipamiento, materiales y accesorios (deterioro de equipamiento por envejecimiento,

desgaste o exceso de uso, fallas, defectos, explosiones, roturas, caídas, etc). (4 49) Equipos afectados:

Ninguno.

Duración (h): 0,85 Observación: - EL GUARDIA DE S/E 19 INFORMA QUE ESCUCHÓ UNA EXPLOSIÓN.

- PERSONAL DE MTO DE S/E. SR. VASCO INFORMA QUE ENCUENTRA EXPLOTADO EL BUSHING DE LA FASE B DEL TRANSFORMADOR DE 15/20 MVA, ACTUA LOS RELES DIFERENCIAL DEL TRANSFORMADOR; DIFERENCIAL DE BARRA, SE DESCONECTA AUTOMATICAMENTE LOS DISYUNTORES EN 152-1;152-3;152-4 Y 152-5 EN 46 KV. NO ACTUA NINGUNA SEÑALIZACION, EL DISYUNTOR 152-2 DE LA L/T 19-17 ACTUA EL RELÉ 94. - SE PROCEDE AISLAR EL TRANSFORMADOR 15/20 MVA, - EN LA S/E 19 SE ABRE LOS SECCIONADORES ADYACENTES 189-51 Y 189-52, SE

Tabla N° 3.1. Modelo de tabla de fallas de la E.E.Q.S.A.

Ver ANEXO 3 “Tabla de datos de fallas E.E.Q.S.A.”

Con los datos recopilados de la Tabla N° 3.1) se realiza todos los cálculos

siguientes en lo que se refiere a interrupciones en el sistema por cualquier motivo

que estas sucedan.

En este cuadro se observa el número de fallas en cada subestación, el total de

fallas al año, el total de fallas por cada subestación y además se puede observar

el porcentaje en fallas de cada año.

81

SUBESTACION

NUMERO DE OPERACIONES

NUMERO DE FALLAS ANUAL

2007 2008 2009 2010 2011 2012

POMASQUI 1 3 4 1 1 0

VICENTINA 0 0 1 2 1 2

Sta. ROSA 4 1 1 4 4 4

SUR 3 3 1 0 0 0

NORTE 0 1 1 1 0 0

COTOCOLLAO 5 1 2 5 6 1

SELVA ALEGRE 2 5 1 2 0 1

TOTAL DE 15 14 11 15 12 8

FALLA/AÑO NUMERO DE OPERACIONES

Tabla N° 3.2. Número de fallas 2007 – 2012.

SUBESTACIÓN

PORCENTAJE DE OPERACIONES

PROMEDIO DE FALLAS ANUAL

2007 2008 2009 2010 2011 2012

POMASQUI 6,7% 21,4% 36,4% 6,7% 8,3% 8,3%

VICENTINA 0,0% 0,0% 9,1% 13,3% 16,7% 8,3%

Sta. ROSA 26,7% 7,1% 9,1% 26,7% 33,3% 33,3%

SUR 20,0% 21,4% 9,1% 0,0% 0,0% 0,0%

NORTE 0,0% 7,1% 9,1% 6,7% 8,3% 0,0%

COTOCOLLAO 33,3% 7,1% 18,2% 33,3% 41,7% 50,0%

SELVA ALEGRE 13,3% 35,7% 9,1% 13,3% 16,7% 0,0%

PORCENTAJE 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%

FALLA/AÑO PORCENTAJE DE OPERACIONES

Tabla N° 3.3. Porcentaje de fallas 2007 – 2012.

Según el porcentaje de fallas de ocurrencia se designa valores de la siguiente

forma:

RANGO PORCENTAJE DE FALLA

Menor a 10% Bajo

Entre 10% y 20% Medio

Entre 20% y 30% Alto

Mayor a 30% Crítico

Tabla N° 3.4. Rango según el porcentaje de fallas.

82

SUBESTACIÓN PORCENTAJE DE

FALLAS ANUAL

2007 2008 2009 2010 2011 2012

POMASQUI Bajo Alto Crítico Bajo Bajo Bajo

VICENTINA Bajo Bajo Bajo Medio Bajo Bajo

Sta. ROSA Alto Bajo Bajo Alto Crítico Crítico

SUR Medio Alto Bajo Bajo Bajo Bajo

NORTE Bajo Bajo Bajo Bajo Bajo Bajo

COTOCOLLAO Crítico Bajo Medio Crítico Crítico Crítico

SELVA ALEGRE Medio Crítico Bajo Bajo Bajo Bajo

Tabla N° 3.5. Designación de las subestaciones en base al porcentaje de fallas.

De esta manera se puede fijar que el mayor porcentaje en fallas ocurrió en la

Subestación Cotocollao en el año 2011; ya que abarca el 50% del total de fallas

en dicho año, además, se nota de forma alarmante que en los dos años anteriores

fue también la subestación que mayor porcentaje de fallas tuvo durante el 2007 y

2010.

Ahora se puede observar el caso contrario a este fenómeno, corresponde a la

subestación con menor número de fallas y por ende con el mínimo porcentaje de

fallas, en este grupo están tres las subestaciones que han presentado en dos

años cero fallas como son la subestaciones: Vicentina año (2007, 2008) y Sur

(2010,2011).

Figura N° 3.1. Número de fallas totales por año.

83

Figura N° 3.2. Comparación del número de fallas en cada subestación por año.

Es preocupante que exista un alto número de fallas en la Subestación Pomasqui

ya que se encuentra el Autotransformador ATU, por medio del cual el Sistema

Nacional Interconectado (SIN) se conecta a Colombia. Es de suma importancia

ya que una falla en este Autotransformador podrá generar un colapso en el SIN.

Han sucedido fallas por varias razones, en especial por las maniobras por parte

del personal que realiza mantenimiento o algún tipo de operación en las

subestaciones; y en menor grado por descargas atmosféricas.

También se realizan desconexiones debido a condiciones climáticas,

envejecimiento de los elementos de la subestación o por simples actos fortuitos.

A continuación se presenta un resumen de las acciones que pueden causar una

falla, conocido en la Empresa Eléctrica Quito como “Falla por causa básica”:

84

FALLAS POR CAUSA BÁSICA

0 CONDICIONES CLIMATICAS 0 - 1

Descargas Atmosféricas (Rayos).

1 MEDIO AMBIENTE 1 - 16

Deslizamiento de tierra o excavación.

1 - 18 Arboles (sin incluir podas).

2 ANIMALES 2 - 20 Pájaros.

3 TERCEROS 3 - 31 Daño o interferencia accidental de particulares (Excp. 35)

3 - 35 Choque de vehículos.

4 PROPIAS DE LA RED 4 - 41

Interferencia accidental (contactos, daños) por personal de la empresa o contratistas, de la misma (excluye causa 40).

4 - 42 Errores en supervisión de la operación de la operación del sistema.

4 - 44

Condiciones anormales de operación (sobrecarga, oscilación de potencia, falta de tensión, etc).

4 - 48

Protección, medición, supervisión (operación inadecuada, falla de equipamiento, ruidos, armónicas, etc) errores de cableado y/o protección, errores de relación, de calibración y aplicación de ajuste, etc.

4 - 49

Equipamiento, materiales y accesorios (deterioro de equipamiento por envejecimiento, desgaste o exceso de uso, fallas, defectos, explosiones, roturas, caídas, etc).

4 - 53 Problemas de circuitos de control (fortuitos).

7 OTROS SISTEMAS 7 - 70 Falla en el sistema de alimentacion externa a la empresa (baja frecuencia).

7 - 72 Desconexión deliberada (manual o automatica) debido a problemas en generacion Restricción de carga.

8 OTRAS CAUSAS 8 - 81 No determinadas, causa desconocida.

Tabla N° 3.6. Fallas por causa básica.

Estas son las fallas por causas básicas que pueden suceder en las subestaciones

de acuerdo a un análisis hecho previamente para el estudio de confiabilidad

dentro del sistema de transmisión de la Empresa.

Para esto se debe instruir al personal de mantenimiento y al personal en general

de la Empresa sobre normas a seguir para los respectivos trabajos que vayan a

realizar en cada una de las instalaciones para así evitar o por lo menos reducir el

índice de fallas o desconexiones por temas operativos con un constante control y

capacitación al personal encargado. Esta capacitación debe estar presentada

por personal suficientemente capacitado para poder mejorar el nivel de

preparación del equipo de trabajo.

85

3.4. REGULACION No CONELEC – 002/06.

Según la Regulación No. CONELEC – 002/06 “Calidad del Transporte de

Potencia y del Servicio de Conexión en el SNI”, se va a calcular el índice de

confiabilidad o disponibilidad de nuestros sistemas de estudio de acuerdo a lo que

expresa esta Norma:

“Las instalaciones de transmisión consideradas en esta Regulación son las

siguientes:

Circuitos de líneas de transmisión y de interconexión que operan a voltajes

mayores a 90 kV.

Instalaciones para transformación y regulación de voltajes.

Instalaciones de campos de conexión de Empresas Distribuidoras y

Grandes Consumidores, que son usuarios directos de los sistemas de

transmisión.

3.4.1. DEFINICIONES.

Campo de conexión. - Conjunto de equipos y aparatos de transformación,

maniobra, protección, comunicaciones y auxiliares, con los cuales se

materializa la vinculación eléctrica de un usuario con el Transmisor o una

línea de interconexión dedicada.

Calidad del servicio de transporte.- Conjunto de características sobre la

continuidad del suministro de potencia, referidas a la disponibilidad de las

instalaciones en condiciones normales de operación del sistema.

Confiabilidad.- Es la probabilidad de comportamiento de una instalación o

sistema para realizar adecuadamente su función en un período de tiempo.

Disponibilidad.- La disponibilidad de operación es el porcentaje del tiempo

que una instalación de transmisión es capaz de proporcionar servicio, ya

sea que el sistema precise o no su funcionamiento.

3.4.2. DISPONIBILIDAD DE UNA INSTALACIÓN.

86

El porcentaje de disponibilidad de una instalación se calcula sobre la base de las

horas de indisponibilidad, de acuerdo a la relación siguiente:

%100*8760

1 **111dponibilidaHorasIndis

idadDisponibil

(4.1)

Se trabajará de acuerdo a ésta fórmula según la regulación del CONELEC para

calcular la disponibilidad de las instalaciones de éste estudio.

Se considera los límites anuales de tiempo de indisponibilidad y número de

desconexiones que establece el CONELEC de acuerdo al tipo de instalación, en

base a estos límites se designa el nivel de criticidad de las subestaciones.

RANGO DISPONIBILIDAD

Menor a 99,90 % Bajo

Entre 99,90 y 99,97 Normal

Mayor a 99,97 Alto

Tabla N° 3.7. Rango según la Confiabilidad de las Subestaciones de estudio.

3.4.3. DISPONIBILIDAD DE LAS SUBESTACIONES DE ESTUDIO.

Disponibilidad de las Subestaciones de Estudio en el año 2007.

SUBESTACIÓN

Duración de Confiabilidad Rango

la falla (h) (%) Disponibilidad

Pomasqui 0,52 99,99 ALTO

Vicentina 0 100,00 ALTO

Sta. Rosa 15,22 99,83 BAJO

Sur 2,19 99,98 ALTO

Norte 0 100,00 ALTO

Cotocollao 4,88 99,94 NORMAL

Selva Alegre 4,11 99,95 NORMAL

Tabla N° 3.8. Disponibilidad de las Subestaciones de estudio en el año 2007.

87


SUBESTACIÓN



Pomasqui 5,81 99,93 NORMAL


Sta. Rosa 1,48 99,98 ALTO

Sur 1,08 99,99 ALTO

Norte 0,52 99,99 ALTO

Cotocollao 0,7 99,99 ALTO

Selva Alegre 10,22 99,88 BAJO



SUBESTACIÓN



Pomasqui 9,27 99,89 BAJO



Sur 1,67 99,98 ALTO



Selva Alegre 1,57 99,98 ALTO


88


SUBESTACIÓN




Vicentina 1,83 99,98 ALTO

Sta. Rosa 4,95 99,94 NORMAL

Sur 0 100,00 ALTO


Cotocollao 20,88 99,76 BAJO

Selva Alegre 3,51 99,96 NORMAL



SUBESTACIÓN






Sur 0 100,00 ALTO

Norte 0 100,00 ALTO

Cotocollao 11,72 99,87 BAJO

Selva Alegre 0 100,00 ALTO


89


SUBESTACIÓN



Pomasqui 0 100,00 ALTO



Sur 0 100,00 ALTO

Norte 0 100,00 ALTO


Selva Alegre 0,1 100,00 ALTO


3.4.4. ANÁISIS DE DISPONIBILIDAD DE LAS SUBESTACIONES DE ESTUDIO.

a) SUBESTACIÓN POMASQUI.

Presenta el tercer porcentaje de fallas promedio de todas las

subestaciones de estudio con un 15.9%; en lo que se refiere al índice de

disponibilidad se encuentra en el quinto lugar con un 99.6%.

b) SUBESTACIÓN VICENTINA.

Presenta el sexto porcentaje de fallas promedio de todas las subestaciones

de estudio con un 6.14%; en lo que se refiere al índice de disponibilidad se

encuentra en el segundo lugar con un 99.99%.

c) SUBESTACIÓN Sta. ROSA

Presenta el segundo porcentaje de fallas promedio de todas las


disponibilidad se encuentra en el sexto lugar con un 99.94%.

90

d) SUBESTACIÓN SUR.

Presenta el quinto porcentaje de fallas promedio de todas las


disponibilidad se encuentra en el tercer lugar con un 99.99%.

e) SUBESTACIÓN NORTE.

Presenta el séptimo porcentaje de fallas promedio de todas las


disponibilidad se encuentra en el primer lugar con un 99.996%.

f) SUBESTACIÓN COTOCOLLAO.

Presenta el primer porcentaje de fallas promedio de todas las


disponibilidad se encuentra en el séptimo lugar con un 99.1%.

g) SUBESTACIÓN SELVA ALEGRE.

Presenta el cuarto porcentaje de fallas promedio de todas las


disponibilidad se encuentra en el cuarto lugar con un 99.95%.

3.4.5. NÚMERO DE DESCONEXIONES PERMITIDAS POR EL CONELEC.

De acuerdo a la Regulación No. CONELEC – 002/06 se analizará el número de

desconexiones en las subestaciones para determinar si están dentro de los límites

permitidos por dicha norma.

91

LIMITES ANUALES DE HORAS DE INDISPONIBILIDAD Y NUMERO DE

DESCONEXIONES

LÍMITES ANUALES DE HORAS DE INDISPONIBILIDAD Y NÚMERO DE DESCONEXIONES

TIPO DE INSTALACIÓN DISPONIBILIDAD

(%)

HORAS INDISPONIBILIDAD

(LHI)

NÚMERO DESCONEXIONES

(NDP)

CA

MP

O D

E

CO

NE

XIÓ

N (

1)

AGENTE 5

TRANSMISOR 99,920 7 3

CA

MP

O D

E

CO

NE

XIÓ

N (

2)

AGENTE 5


CIRCUITO TRANSMISIÓN 230 KV 99,658 30 7


CAPACITOR Y REACTOR 99,772 20 4

TRANSFORMADOR 99,658 30 4

(1) Campo de Conexión pertenece al Agente

(2) Campo de Conexión pertenece al Transmisor

Tabla N° 3.14. Número máximo de desconexiones permitidas por el CONELEC.

3.4.5.1. Definiciones.

Desconexión.- Interrupción del paso de la corriente eléctrica a través de

una instalación o equipo.

Tiempo de indisponibilidad obligada.- De una instalación fallada, es el

período de tiempo entre la desconexión y su energización, el momento en

que la causa de la falla ha sido superada y el CENACE determina que la

92

sincronización no implicará riesgos para la seguridad y confiabilidad

operativa del sistema.

Tiempo de indisponibilidad programada.- De un equipo o instalación, es

el tiempo que media entre su desconexión autorizada por el CENACE y el

momento en que su propietario lo declara disponible para su uso

inmediato.

LHI: Máximo de horas de indisponibilidad.

NDP: Número de desconexiones.

De acuerdo a ésta tabla podemos afirmar que nuestras subestaciones se

encuentran dentro de los rangos permitidos ya que no superan el número máximo

de desconexiones, puesto que no se ha tenido desconexiones de transformadores

en nuestros sistemas de estudio.

Ver ANEXO 4 “regulación Nº CONELEC 002/06”

93

CAPITULO 4

PROGRAMACIÓN ACTUAL DE MANTENIMIENTOS

4.1. INTRODUCCIÓN.

Ahora se propone un cronograma de actividades para realizar los mantenimientos

necesarios en nuestras subestaciones de estudio, siguiendo la filosofía del

Mantenimiento Centrado en Confiabilidad (RCM), para mejorar los recursos

económicos humanos y operaciones en la Empresa Eléctrica Quito.

La Empresa Eléctrica Quito maneja el paquete computacional SGM, en el cual se

programa los ciclos de mantenimiento con la fecha, el tipo de mantenimiento que

se va a realizar, la frecuencia de los mismos, en donde se los va a realizar entre

otros datos; así como también, los materiales y el personal que son necesarios

para realizar las diferentes actividades.

En el paquete computacional se puede obtener además, un registro estadístico de

los trabajos realizados en las diferentes subestaciones, cualquiera que éste fuera.

También se utilizó el programa de fallas mencionado en el Capítulo 3 para

obtener algunos datos sobre fallas y sus respectivos tiempos para tomar

decisiones en lo que se refiere al tiempo de mantenimientos.

4.2. PLANIFICACIÓN Y ORGANIZACIÓN DEL

MANTENIMIENTO.

Una organización de mantenimiento puede ser de diversos tipos, pero en todos

ellos aparecen los tres componentes siguientes, necesarios e interrelacionados:

1. Recursos: comprende personal, repuestos y herramientas, con un tamaño,

composición, localización y movimiento determinados.

94

2. Administración: una estructura jerárquica con autoridad y responsabilidad

que decida qué trabajo se hará, y cuándo y cómo debe llevarse a cabo.

3. Planificación del trabajo y sistema de control: un mecanismo para

planificar, programar el trabajo y garantizar la recuperación de la

información necesaria, para que el esfuerzo de mantenimiento se dirija

correctamente hacia el objetivo definido.

La totalidad del sistema de mantenimiento es un organismo en continua

evolución, cuya organización necesitará una modificación continua como

respuesta a unos requisitos cambiantes.

4.3. LA CARGA DE TRABAJO.

La principal distinción es entre trabajos programados y no programados. Los

primeros se refieren principalmente a las tareas de mantenimiento preventivo y

condicional, mientras que los segundos están relacionados con las tareas de

mantenimiento correctivo.

4.3.1. TRABAJOS NO PROGRAMADOS.

Para el conjunto del sistema, los trabajos no programados se presentan de una

manera casi aleatoria; a menudo se encuentra que la distribución de los tiempos

necesarios para realizar esos trabajos se aproxima mucho a la distribución log-

normal. De no existir una vigilancia de la condición, no puede llevarse a cabo la

programación hasta que se ha producido la petición de trabajo.

Parte de la demanda de trabajos de mantenimiento no programados se presenta

sin previo aviso y exige una atención urgente. Es difícil planificar los trabajos de

emergencia, y otros de alta prioridad y ausencia de aviso previo. Como mucho,

sólo se puede prever el número medio de peticiones. Los trabajos individualizados

exigen atención en el turno durante el que se presentan. A veces este tipo de

trabajo se denomina trabajo no programado, a pesar de que su demanda debe

95

programarse en términos de personal, repuestos y equipo. En este caso, la

dificultad principal es la predicción del tiempo disponible para la programación y la

planificación de ese trabajo.

4.3.2. TRABAJOS PROGRAMADOS.

Se pueden planificar con detalle y programarse con antelación, con las tolerancias

de tiempo necesarias para el acoplamiento y la regularización del trabajo. Estos

trabajos se clasifican según la facilidad con que pueden programarse:

a) Trabajos de rutina: Trabajos de corta periodicidad realizados principalmente

durante el funcionamiento del sistema.

b) Trabajos menores, con el sistema parado: Reposiciones y otros trabajos

poco importantes que incluyen trabajos de corta y media periodicidad a

sistema parado. Se realizan a menudo en intervalos entre operaciones.

c) Trabajos mayores, con el sistema parado: Revisiones generales y otros

trabajos importantes a sistema parado, que incluyen trabajos de larga

periodicidad, trabajos múltiples, trabajos que precisan diversas

especialidades. En la mayoría de los casos es necesaria una parada

programada.

En general, las dos primeras categorías pueden programarse de forma

equilibrada a lo largo del año, planificando y programando la tercera de forma

específica.

La diferencia principal entre trabajo programado y no programado es que el nivel y

tipo del trabajo no programado se decide en el departamento de mantenimiento,

en vez de generarse desde el sistema. Varios departamentos están implicados en

el proceso de toma de decisiones y se necesitan diversas fuentes de información.

96

Como cada tipo de trabajo de mantenimiento tiene diferentes características, la

naturaleza de la organización del mantenimiento dependerá mucho de las

proporciones relativas de los trabajos no programados, programados y

condicionales. Se necesita una experiencia operativa considerable si se quiere

evaluar correctamente el nivel esperado de trabajo programado consecuente a

una entrada de trabajo no programado. La relación entre trabajo no programado y

programado siempre es confusa. Siempre hay un cierto retraso antes de que se

atienda una petición no planificada lo que debe tenerse en cuenta en la

organización de los recursos.

4.4. ANÁLISIS DE LOS RECURSOS DE MANTENIMIENTO.

Una adecuada planificación y organización de cualquier proceso de

mantenimiento depende principalmente de la disponibilidad de los recursos de

mantenimiento, siendo los más importantes:

1. Personal: Como recurso de mantenimiento, puede clasificarse según el

área técnica en la que se emplee: mecánica, eléctrica, de instrumentos, de

construcción. Una división más profunda puede hacerse según la

especialidad: ajustador, soldador, electricista, etc. La mayor parte de los

trabajos de mantenimiento suelen necesitar más de una especialidad, por

lo que la clasificación anterior se hará de acuerdo con la especialidad

dominante en cada trabajo.

2. Repuestos: El objetivo de la gestión de repuestos es alcanzar el equilibrio

óptimo entre el costo de posesión (depreciación, intereses, rentas, etc.) y el

costo de la ruptura de stock (indisponibilidad, etc.). La principal dificultad de

esta acción, tan simplemente expresada, surge de la variedad y

complejidad de los miles de artículos distintos (de costos y tasa de

utilización tan diversos) necesarios para llevar a cabo una operación

determinada. En cierto sentido, cada repuesto presenta un problema

individual de control. Para facilitar ese control así como la catalogación,

97

identificación y almacenamiento, se pueden clasificar los repuestos según

su tasa de uso y otras características asociadas.

3. Herramientas: El objetivo de la organización de herramientas es similar al

de la organización de los repuestos, pero el problema de control es aquí

diferente, porque las herramientas no son consumibles en el mismo

sentido. El problema principal con las herramientas retornables es el

desarrollo de un sistema para controlar su préstamo y para efectuar el

necesario mantenimiento (incluyendo su sustitución si es necesario)

cuando son devueltas.

4.5. PLANIFICACIÓN DEL TRABAJO DE MANTENIMIENTO.

La función principal del servicio de planificación de trabajos es la planificación y

programación, a medio y largo plazo, de la carga de trabajo de mantenimiento

para los encargados de las áreas. Por tanto, el horizonte de planificación puede

extenderse desde tan sólo 48 horas hasta un año y abarcará todos los trabajos,

aparte de los aplazados de alta prioridad y del mantenimiento de emergencia. El

servicio es responsable de suministrar a los encargados de mantenimiento la

carga de trabajo a medio plazo a realizar en el próximo período de producción,

por ejemplo, de una semana, y que debe distribuirse cierto tiempo antes de la

fecha de comienzo del período. En esta responsabilidad se incluyen la

coordinación inicial del trabajo multidisciplinario, el suministro de información de

mantenimiento, como planos o manuales, la comprobación de la disponibilidad de

los repuestos más importantes y la comprobación de la disponibilidad de los

sistemas críticos.

Es necesario recalcar que los términos programar y ordenar pueden prestarse a

confusiones. Sin embargo, corresponden a definiciones muy distintas. Así:

Programar: se refiere a la determinación de los tiempos de llegadas o salidas de

los elementos que necesitan mantenimiento. Por ejemplo, el plan de

98

mantenimiento es una programación de los tiempos en que deben llevarse a cabo

tareas específicas de mantenimiento.

Ordenar: se refiere a la determinación del orden en el cual deben realizarse las

tareas de mantenimiento necesarias. Por ejemplo, un elemento averiado, a su

llegada a una instalación de mantenimiento, puede tener que esperar en una cola

antes de que se realice la tarea de mantenimiento necesaria. A continuación,

según las prioridades ligadas con los diversos elementos en espera, se determina

la secuencia en que se recuperan o reparan.

4.6. MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES PROPUESTO

POR EL FABRICANTE.

El grado de mantenimiento e inspección necesarios para su operación depende

de su capacidad, de la importancia dentro del sistema eléctrico, del lugar de

instalación dentro del sistema, de las condiciones climatológicas, del ambiente y

en general, de las condiciones de operación.

4.6.1. PROGRAMA DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO.

Se debe anotar las lecturas de los medidores que están generalmente instalados,

ya que son de mucha utilidad. Cuando las lecturas sean muy diferentes de las

obtenidas en condiciones normales, es necesario realizar una cuidadosa

verificación.

Además de lo anterior, se debe prestar atención a los fenómenos anormales tales

como ruido, cambio de color o de olores, que pueden detectarse a través de los

sentidos.

a. Temperatura del transformador.

La temperatura del transformador está directamente relacionada con la duración

de los materiales de aislamiento, por lo que es necesario prestarle atención.

99

En el caso de transformadores construidos de acuerdo con normas ANSI, la

temperatura máxima permitida para el aceite es de 90°C y la temperatura máxima

del punto más caliente de 110°C.

b. Inspección del volumen de aceite.

El volumen del aceite tiene siempre que ser verificado desde el punto de vista del

aislamiento y de la refrigeración.

Cuando el nivel de aceite fluctúe notoriamente en relación con la temperatura, se

debe detectar la causa para un oportuno arreglo.

c. Ruido.

En algunos casos se puede percibir algún ruido anormal, cuando se está

familiarizado con el sonido que el transformador produce durante la operación

normal, lo cual puede ayudar a descubrir alguna falla. Las siguientes son las

causas posibles de ruido anormal:

Resonancia de la caja y de los radiadores debida a cambios anormales en

la frecuencia de la fuente de corriente.

Un defecto en el mecanismo de ajuste del núcleo.

Un defecto en la estructura central, (como desajuste en el núcleo) es

posible que se encuentren flojos los tornillos de sujeción de las bridas.

Aflojamiento de las piezas de anclaje.

Ruido anormal por descarga estática, debido a partes metálicas carentes

de tierra o a imperfección de la puesta a tierra.

Estos ruidos pueden detectarse desde fuera o acercándose a la caja, aún cuando

no sean muy fuertes.

d. Aflojamiento de las piezas de fijación y de las válvulas.

100

Cuando encuentre los terminales de tierra flojos, desenergice el transformador y

apriételos enseguida. Los tornillos de los cimientos que estén sujetos a grandes

cargas, deben ser apretados firmemente para evitar el desplazamiento del

transformador.

En algunos casos las válvulas se aflojan debido a vibraciones, se debe apretar

inmediatamente.

e. Fugas de aceite.

Las fugas de aceite pueden ser causadas por el deterioro de algún empaque o

por mal posicionamiento; algunas tardan en descubrirse, verifique

cuidadosamente las válvulas y los empaques. Si hay algún defecto que pudiera

causar una fuga, informe a ABB.

Todos estos pasos de mantenimiento preventivo se los debe realizar con una

frecuencia de: 1 año.

Caso de notar alguna anomalía se debe realizar un trabajo a condición es decir un

seguimiento a ese ítem para saber la posible causa de este percance.

4.6.2. PERIODICIDAD DE LAS INSPECCIONES.

La tabla que aparece enseguida, muestra la frecuencia con que debe revisarse el

transformador.

101

Tabla N° 4.1. Periodicidad de las inspecciones.

4.6.3. MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN DE LOS BUSHINGS.

4.6.3.1. Inspección de Rutina.

a) Excesivo calentamiento local:

Ponga atención a la parte sujetadora de los terminales. Es conveniente pintar

dicha parte con pintura indicadora de calor.

b) Contaminación.

102

Cuando haya mucho polvo y sal, se debe efectuar una limpieza para la cual debe

detenerse el funcionamiento del transformador y usar agua, amoníaco o

tetracloruro de carbono, y si están muy sucios, usar ácido hidroclórico

concentrado diluído 40 o más veces en agua.

La solución no debe tocar ninguna parte metálica; después de la limpieza las

partes de porcelana deben neutralizarse con agua que contenga bicarbonato de

sodio en una proporción de 30 gramos por litro. Siempre que use una solución

química, asegúrese de lavar después con agua fresca, para que no quede ningún

elemento extraño.

En sistemas en los que sea difícil detener el funcionamiento para la limpieza, o en

zonas donde haya muchos daños por el polvo o la sal, se está usando

recientemente un método de lavado denominado "de línea caliente". Es un

método para lavar los equipos sin parar su funcionamiento, y hay 2 ó 3 formas de

hacerlo. En cualquier caso debe verificarse el grado de polvo y sal, la calidad del

agua para lavar y el método de impermeabilización cuando se hace la limpieza.

c) Daños mecánicos.

Verifique si existen daños o fugas de aceite en los bushings.

4.6.3.2. Inspección Regular (una vez cada dos años).

a) Evaluación del deterioro del aislamiento.

Los métodos para detectar el deterioro del aislamiento son la medición de la

resistencia de aislamiento y de la tan δ.

La medición de la resistencia de aislamiento en los bushings no es sencilla, ya

que el bushing y los devanados del transformador deben independizarse; no

obstante, la medición debe tratar de hacerse lo mejor posible.

Cuando la resistencia de aislamiento es superior a 1000 MΩ a temperaturas

normales, puede considerarse como una buena condición, pero el valor de la tan

δ también debe tomarse al considerar la evaluación.

103

b) Inspección por excesivos calentamientos parciales.

El calentamiento excesivo de los terminales se debe en la mayoría de los casos a

aflojamientos; si llegara a observarse, elimine el polvo de las partes de contacto y

apriete firmemente.

c) Inspección de daños locales (fisuras) de los bushings.

La limpieza de los bushings debe hacerse según se mencionó. Si los daños son

muy serios cambiar por nuevos.

d) Inspección de fugas de aceite.

Revise las diversas piezas de los bushings para ver si hay fugas de aceite. Si el

aceite se sale por el empaque, ajústelo ó cámbielo. Si son del tipo inmerso en

aceite y el aceite se fuga por otra parte fuera del bushing, informe al fabricante.

4.6.3.3. Almacenamiento.

Guarde los bushings parados en un cuarto seco. Se recomienda guardarlos en la

caja de empaque en que venían.

Para que no sufran ningún tipo de filtración de líquidos, polvo o humedad, ya que

estos afectarían el correcto funcionamiento de nuestros elementos.

4.6.4. MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN DEL EQUIPO DE

REFRIGERACIÓN.

El equipo de refrigeración es la parte más importante en el funcionamiento diario

normal de un transformador. Es necesario un cuidado especial en su

mantenimiento e inspección, ya que cualquier anormalidad puede reducir la vida

útil del transformador o causar defectos serios.

104

a) Radiador del tipo de Auto-enfriamiento.

Verifique la fuga de aceite da las cabeceras del radiador y de las partes soldadas

del panel o del tubo. Si se acumulan sedimentos en las obleas o en el tubo, el

flujo del aceite se dificulta y la temperatura desciende. Por esta razón verifique

con la mano si estas partes tienen una temperatura adecuada. Si los radiadores

son del tipo desmontable verifique que las válvulas se abran correctamente.

b) Mantenimiento e inspección de los termómetros.

Es importante que se verifique la temperatura del transformador en servicio, ya

que ello indica las condiciones del funcionamiento. Las condiciones internas y la

normalidad del interior, por lo tanto, los indicadores que miden la temperatura

deben revisarse y mantenerse en buen estado, para que indiquen correctamente

la temperatura.

c) Termómetro tipo Reloj.

Este es un tipo de medidor de presión con un bulbo que contiene un líquido

especial o gas sellado, y que se conecta con un tubo muy fino para mover la

aguja por expansión y contracción del fluido; debe verificarse comparándolo con

un termómetro normal una vez al año o más seguido.

También debe verificarse cuidadosamente que no esté corroído en el interior, que

no penetre agua, que la aguja se mueva adecuadamente y que los contactos de

alarma funcionen correctamente.

Si el cristal está empañado por la humedad que penetra, quite la tapa del cristal y

cambie el empaque.

Después de muchos años de uso, el tubo de Bourdon se desgasta, al igual que el

piñón y el soporte, por lo que pueden dar indicaciones erróneas; también las

partes indicadoras móviles llegan a caerse por golpes o vibraciones. La tubería

guía generalmente es de tipo doble y la unión con el medidor se separa o se

105

rompe fácilmente. Por lo tanto es necesario un manejo cuidadoso del termómetro

tipo reloj, cuando se debe quitar durante la inspección del transformador.

Debe verificarse que los contactos de alarma estén colocados adecuadamente.

4.6.5. MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN DEL INDICADOR DE NIVEL DE

ACEITE.

El medidor está colocado fuera del conservador y es de construcción simple;

muestra el nivel del aceite directamente, viéndolo desde el exterior.

Ponga atención a una fuga de aceite por su parte visible. Cuando el cristal esté

manchado, límpielo con un trapo.

El medidor de aceite es resistente a daños y a fallas de indicación, comparado

con los modelos viejos de indicadores del nivel de aceite tipo L y tipo U.

a) Indicador del nivel de aceite tipo reloj.

En este indicador el eje giratorio tiene en un extremo un flotador que soporta un

brazo conectado al indicador y, en el otro extremo un magneto para hacer girar el

rotor y para permitir el movimiento hacia arriba y hacia abajo del flotador. Cuando

el nivel del aceite cambia, éste acciona el brazo de soporte que hace girar el

magneto en el otro extremo, y éste a su vez acciona el rotor a través de la pared

de división que está colocada fuera del indicador. La aguja señala el nivel del

aceite.

El indicador necesita el mismo cuidado de mantenimiento que cualquier

instrumento ordinario; además como indicador con flotador metálico, requiere

atención cuando hay una indicación incorrecta debida a la penetración del aceite

al flotador, por vibraciones, y sobre todo cuando ha funcionado por largo tiempo.

4.6.6. MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN DE LOS RELES DE

PROTECCIÓN.

106

Los relés de protección que se mencionan a continuación necesitan inspección

una vez al año:

a) Relé BUCHHOLZ.

Este relé está hecho para proteger al transformador inmerso en aceite contra

fallas internas. Está fijado al tubo de conexión entre el tanque del transformador y

el conservador.

El funcionamiento del relé se divide en una primera fase (por fallas leves) y una

segunda fase (para fallas severas); la primera se usa para la alarma y la segunda

para el disparo del relé.

Su estructura presenta dos flotadores; uno en la parte superior y otro en la parte

inferior de un caja de acero (cámara de aceite) y están fijados de tal manera que

cada flotador puede girar, siendo su centro de rotación el eje de soporte.

Cada flotador tiene un interruptor de mercurio y los contactos se cierran cuando el

flotador gira. Si los materiales estructurales orgánicos del transformador se

queman o producen gas causado por un arco pequeño, éste se queda en la parte

superior interna de la caja. Cuando el volumen del gas sobrepasa el volumen fijo

(aproximadamente 150 a 250 cc) el flotador de la primera fase baja y los

contactos se cierran, haciendo funcionar el dispositivo de alarma.

El flotador inferior, que es para la segunda fase, cierra los contactos y hace

funcionar el dispositivo de alarma, o dispara el interruptor del circuito cuando se

origina un arco en el interior del transformador y se produce súbitamente gas y

vapor de aceite, forzando el movimiento del aceite.

b) Relé de protección del cambiador de tomas bajo carga.

Este relé protege al transformador y al cambiador de tomas bajo carga contra

averías. Es por tanto parte integrante de nuestro suministro. Debe estar

conectado de tal forma que su funcionamiento provoque la desconexión inmediata

del transformador.

La caja moldeada en material ligero resistente a la corrosión, está provista de dos

bridas para el acoplamiento de las tuberías de unión, por una parte con la cabeza

107

del cambiador y por la otra con el conservador de aceite. Se puede controlar la

posición de la palanca gracias a la mirilla situada sobre la cara delantera de la

caja. En la bornera se encuentran los terminales de conexionado del interruptor.

El aceite contenido en el relé de protección no debe penetrar en ella.

Se ha previsto una abertura para evitar la formación de agua condensada en la

bornera.

4.6.7. MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN DE LA VÁLVULA DE

SOBREPRESIÓN.

La válvula de alivio de sobrepresión con contactos de alarma, acciona la alarma

cuando funciona la aguja del interruptor. Está colocada haciendo contacto con la

placa de expansión; el resorte de ajuste y los contactos del microinterruptor están

en relación con el elevador que se relaciona a su vez con la aguja del interruptor.

Cuando hay un accidente, la presión interna aumenta y empuja la válvula hacia

afuera, haciendo funcionar a la aguja del interruptor, la cual empuja y dobla la

placa de expansión.

Verifique si no hay alguna fuga de aceite o de aire del dispositivo.

4.6.8. COMO DETECTAR UNA FUGA.

Cuando la fuga sea abajo del nivel del aceite, lave primero con thiñer o alcohol la

parte afectada, y al eliminarse el polvo o el cemento, el lugar de la fuga se verá

claramente como una mancha (negra).

Cuando la fuga sea arriba del nivel del aceite. Cargue el gas de nitrógeno a una

presión apropiada (aproximadamente 0.3 a 0.4 Kg/cm²), ponga una solución de

jabón líquida en la parte sospechosa del empaque; si hay alguna fuga se

formarán burbujas. Tenga cuidado en no permitir el funcionamiento del tubo de

escape de la presión durante esta operación.

a) Tratamiento de las fugas del tanque.

108

Si la parte de la fuga en el tanque que contiene aceite, debe repararse por

soldadura, tenga cuidado de verificar si el calor de la soldadura no va a producir

una mezcla explosiva de gases. (No se necesita precaución alguna en el caso de

aceite no inflamable).

Si la parte de la fuga está a unos 70 mm o más por encima del nivel del aceite, y

si el espesor de la pared del tanque es mayor de 6 mm., no habrá peligro de

combustión, ya que el aceite enfriará el calor de la soldadura.

Si la parte de la fuga está por encima del nivel del aceite, ponga gas de nitrógeno

en el interior del tanque para prevenir un incendio.

Si el espesor de la pared del tanque es menor de 4.5 mm, ponga una pieza de

metal encima de la parte de la fuga y suéldela. Es mejor si no hay aceite en el

lugar de la reparación.

La manera más simple de reparar un pequeño orificio de fuga es calafatearlo

cuidadosamente con un cincel.

No debe taparse el pequeño orificio de la fuga con masilla o con pintura, ya que

no dura mucho tiempo.

Un orificio de fuga en la caja de acero no puede repararse con soldadura o

calafateándolo. La parte de la caja de acero deberá remplazarse. Cuando no sea

posible perforar un agujero en el sitio de la fuga, golpee e introduzca un tapón

impregnado en goma laca u otro componente.

Si se encuentra una fuga en una pieza importante del equipo, consulte con el

fabricante el método adecuado de tratamiento.

4.7. MANTENIMIENTO DE DISYUNTORES PROPUESTO POR

EL FABRICANTE.

El interruptor de potencia de uso al aire libre solo funcionará en condiciones si el

mantenimiento ha sido correcto. Cada inspección y medida de mantenimiento

tiene el fin de:

§ Constatar hasta que grado están desgastados ciertos componentes y

juzgar su estado.

109

§ Asegurar que se mantengan en buen estado las piezas que todavía se

encuentran en buenas condiciones.

§ Sustituir preventivamente algunas piezas por otras.

Los interruptores de potencia a la intemperie que maniobran con frecuencia se

desgastan lógicamente antes que los que actúan en pocas ocasiones. Hay que

distinguir entre:

§ Desgaste mecánico por fricción según la cantidad de ciclos de maniobras

(ciclos de maniobra mecánicos).

§ Desgaste como resultado de maniobras de corrientes de servicio y de

cortocircuito.

4.7.1. PLAN DE INSPECCIONES Y MANTENIMIENTO.

Servicio de A realizar A realizar

Observaciones inspección y tiempo según

Mantenimiento desgaste

Controles (A)

Después de Después de El interruptor de potencia ha de

12 años 3000 ciclos de quedar fuera de

maniobra servicio y

I≤Inom desconectado.

No se abrirán

los recintos

de gas.

Mantenimiento (B)

Después de Después de El interruptor de potencia ha de

25 años 6000 operaciones quedar fuera de

mecánicas servicio y

de maniobra desconectado.

I≤Inom Se abrirán

los recintos

de gas.

Número El interruptor de potencia ha de permitido de quedar fuera de

Control del conexiones de servicio y sistema de potencia desconectado. contactos alcanzado. Se abrirán

los recintos de gas.

Tabla N° 4.2. Servicios de Mantenimiento.

110

Ver ANEXO 5 “Mantenimiento de transformadores”

El plan de inspecciones y mantenimiento ofrece una vista general sobre los

trabajos a efectuar en los diferentes servicios de inspección y mantenimiento.

A B Medida de Mantenimiento

x x Control general

x Aspiración del gas SF6

x Abrir todas las unidades ruptoras y extraer el zócalo de paso superior

x Control visual del sistema de contactos

x Renovación de los filtros

x Ensamblaje de la unidad ruptora

x Evaluar el interruptor y cargarlo con gas

x Comprobación del manómetro de gas

x x Comprobar el funcionamiento del monitor de densidad de gas

x Comprobar los valores de reacción del monitor de densidad de gas

x Detección de fugas en el interruptor listo para el servicio

x x Controles en el mecanismo de accionamiento

x Conexiones eléctricas

x x Protección anticondensación

x x Control de funcionamiento de los circuitos de disparadores

x x Controles de funcionamiento bloqueo de cierre

x x Controles de funcionamiento bloqueo de SF6

x x Control de funcionamiento del dispositivo antibombeo

x x Control del mando del mecanismo de accionamiento

x Controlar el contenido de humedad del gas SF6

x Medición del contenido de aire en el SF6

x x Protección anticorrosivo

Tabla N° 4.3. Plan Inspección y Mantenimiento.

4.8. MANTENIMIENTO PROPUESTO POR LA E.E.Q.S.A.

La Empresa Eléctrica Quito cuenta con un plan de mantenimiento preventivo el

cual lo realiza una vez al año visitando cada una de sus instalaciones; es decir

tiene un cronograma de visitas para cada mes. Si existiere alguna eventualidad

fuera de lo normal como es común en sistemas de distribución ya sea por

111

operación errónea, condiciones atmosféricas o simplemente eventualidades

operacionales propias de los elementos, el personal de mantenimiento tiene que

ponerse en acción en ese instante movilizándose hacia la subestación que

presente éste contingente para dar solución a ese modo de falla existente y así

poder solucionarlo de la manera más rápida para disminuir el tiempo de

desconexión, que generan este tipo de eventos a través del Mantenimiento

Correctivo.

a) Cronograma del Mantenimiento Preventivo de la E.E.Q.S.A.

ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO

17 - ANDALUCIA

58 - EL QUINCHE

28 - IÑAQUITO

21 - EPICLACHIMA

29 CUMBAYA NUEVA

41 - SELVA ALEGRE

27 - SAN RAFAEL

2 - LULUNCOTO

3 - BARRIO NUEVO

59 - EUGENIO ESPEJO

7 - SAN ROQUE

10 - DIEZ VIEJA

12 - LA FLORESTA

4 CHIMBACALLE

37 - SANTA ROSA

EL TABLON 8 - LA MARIN

32 - DIEZ NUEVA

23 - CONOCOTO 20 - SUR

63 - NUEVO AEROPUERTO

31 TABABELA

9 - MIRAFLORES

39 - VICENTINA

Tabla N° 4.4.1. Cronograma Enero – Junio.

JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE 13 - GRANDA CENTENO

19 - COTOCOLLAO

24 - CAROLINA

53 - PEREZ GUERRERO

36 - TUMBACO

54 - PAPALLACTA

15 - EL BOSQUE

57 - POMASQUI

16 - RIO COCA

34 - MACHACHI

82 - GUALBERTO HERNANDEZ

38 - NORTE 6 - ESCUELA SUCRE

18 - CRISTIANIA

55 - SANGOLQUI

80 - CUMBAYA

1 - OLIMPICO

56 - EQUINOCCIAL

11 - BELISARIO QUEVEDO

49 - LOS BANCOS

Tabla N° 4.4.2. Cronograma Julio – Diciembre.

112

El cronograma de la E.E.Q. se encuentra definido de la manera anterior es decir

como ejemplo se puede decir que el mes de Julio el personal de mantenimiento

de la empresa va a visitar las subestaciones Granda Centeno, El Bosque, Norte y

Olímpico y así para cada uno de los meses para todas las subestaciones del

dominio de la E.E.Q. En lo que se refiere a las actividades que realiza en sus

recorridos el personal de mantenimiento, tienen bien detallado las actividades que

ejercerán en cada una de sus intervenciones; es así como tienen clasificado su

procedimiento de acuerdo al ítem que van a manipular. Así tenemos:

b) Actividades del Mantenimiento Preventivo para Transformadores de

Potencia.

1. Verificación de aceite en la cuba y limpieza de la mirilla 2. Verificación de aceite en el LTC y limpieza de la mirilla. 3. Verificación de aceite en el tanque conservador y limpieza de la mirilla. 4. Verificación de operación de ventiladores, individual y por etapas 5. Mantenimiento de motores de ventiladores 6. Pruebas de rigidez dieléctrica de aceites en la cuba y LTC 7. Pruebas de operación manual y automática del LTC 8. Verificación de funcionamiento de relevadores térmicos 9. Contrastación y calibración de aparatos de medición. 10. Revisión de presión de nitrógeno. 11. Revisión y corrección de fugas de aceite. 12. Limpieza y pintura del transformador. 13. Limpieza y pintura de la base del transformador. 14. Reajuste de regletas en tableros de control del transformador. 15. Limpieza de tableros de control y verificación de hermeticidad. 16. Verificación de calibración y operación de calefactores. 17. Revisión de iluminación de tableros de control. 18. Cambio de silica gel y aceite de secadores de humedad de la cuba y del LTC. 19. Reajuste y revisión de contadores de descargas. 20. Verificación del estado de aisladores, porcelanas de bushings y pararrayos. 21. Reajuste de contactos eléctricos en bushings, terminales y pararrayos ( MPP). 22. Toma de temperaturas en puntos de contacto eléctrico 23. Prueba de relación de transformación ( MPP). 24. Prueba de resistencia de bobinados ( MPP). 25. Prueba de resistencia de aislamiento ( MPP). 26. Pruebas de pararrayos (ÑPP) 27.-Verificación de operación del contador de operaciones. 28.-Verificación de la operación y calibraciones del relé de regulación de voltaje 29.- limpieza y lubricación de LTC

Tabla N° 4.5. Mantenimiento Preventivo de Transformadores de Potencia.

113

c) Actividades del Mantenimiento Preventivo para Disyuntores.

1. Verificación de aceite en la cuba o polos y limpieza de mirillas. 2. Revisión presión de hexafluoruro de azufre SF6. 3. Revisión de presión de aceite 4. Verificación de funcionamiento de compresores. 5. Revisión y corrección de fugas de aceite hidráulico. 6. Pruebas de rigidez dieléctricas del aceite 7.-Mantenimiento de motores de tensado de resorte 8.-Mantenimiento de motores de compresores 9. Revisión y corrección de fugas de aceite. 10. Limpieza y pintura del disyuntor. 11. Limpieza y pintura de la base del disyuntor. 12. Reajuste de regletas en tableros de control del disyuntor. 13. Limpieza de tableros de control y verificación de hermeticidad. 14. Verificación de calibración y operación de calefactores. 15. Revisión de iluminación de tableros de control. 16. Cambio de silica gel y aceite de secadores de humedad del disyuntor. 17. Verificación del estado de aisladores, porcelanas de bushings. 18. Toma de temperaturas en conectores y bushings de entrada y salida 19. Reajuste de contactos eléctricos en bushings, terminales y ( MPP). 20. Prueba de resistencia de aislamiento ( MPP). 21. Pruebas locales y remotas de apertura y cierre del disyuntos ( MPP)

Tabla N° 4.6. Mantenimiento Preventivo de Disyuntores.

Estas son las actividades que realiza el personal de mantenimiento para poder

mantener los equipos de la subestación en buen estado, así como también para

poder realizar las distintas pruebas y observación para con ello dar un diagnóstico

de como van desarrollándose nuestros ítems en su vida útil.

Es importante que el personal sea muy observador ya que de ésta manera

también puede contribuir para el diagnóstico; además de la experiencia que

también es de mucha importancia en el mantenimiento a subestaciones; hay que

recalcar que el personal debe estar debidamente capacitado para realizar cada

uno de estos trabajos ya que no podemos poner en riesgo vidas humanas que

son el recurso más valioso dentro de los sistemas.

Este personal también debe tener su respectiva indumentaria industrial apta para

las diferentes actividades que van a desarrollar, ya que puede ser muy peligroso

para su integridad física si no contarán con la misma.

114

Es de suma importancia también el uso de todo equipo de protección que se les

prevea para el cuidado de órganos sensibles o partes de su cuerpo que puedan

sufrir algún mal.

Ver ANEXO 6 “Mantenimiento Preventivo de la E.E.Q.S.A.”.

4.9. APLICACIÓN DEL RCM EN NUESTROS CASOS DE

ESTUDIO.

En esta parte del estudio vamos a aplicar la metodología del Mantenimiento

Centrado en Confiabilidad cuyas siglas en Inglés son (RCM), el mismo que asocia

a todos los elementos de un sistema haciéndolos partes de un todo y no los

analiza de forma independiente, como se indica en el Capítulo 1 de este trabajo;

ya que si uno de los elementos de un transformador falla, fallará posteriormente el

transformador, luego la subestación, después el sistema de la E.E.Q. y finalmente

el SNT.

4.9.1. ANÁLISIS DE MODOS Y EFECTOS DE FALLA (AMFE).

Para poder implementar el RCM se debe responder a las siete preguntas básicas

que se las mencionó en el Capítulo 1, para ellos es de gran ayuda realizar un

análisis de fallas así como también las causas que lo producen y sus efectos,

estos componentes los podemos agrupar en tablas llamadas Análisis de Modos

de Falla y Efectos (AMFE) en las cuales podemos observar los distintos modos de

falla que pueden ocurrir en los ítems como son los transformadores y disyuntores;

es decir el equipo primario de la subestación.

4.9.2. TABLAS DE AMFE.

Para realizar estas tablas se debe seguir el siguiente procedimiento:

115

ü Aclarar las prestaciones o funciones del producto o del proceso

analizado.

Es necesario un conocimiento completo de las funciones del objeto de

estudio para identificar los Modos de Falla Potenciales, o bien tener una

experiencia previa de productos o procesos semejantes.

Se expresa todas y cada una de las funciones de forma clara y concisa.

ü Determinar los Modos Potenciales de Falla.

Para cada función definida en el paso anterior, hay que identificar todos los

posibles Modos de Falla.

Esta identificación es un paso crítico y por ello se utiliza todos los datos

que puedan ayudar en la tarea:

- AMFE anteriormente realizados para productos/servicios o procesos

similares.

- Estudios de confiabilidad.

- Datos y análisis sobre reclamaciones de clientes tanto internos como

externos.

- Los conocimientos de los expertos mediante la realización de

Tormentas de ideas o procesos lógicos de deducción.

En cualquier caso, se tendrá en cuenta que el uso del producto o proceso,

a menudo, no es el especificado (uso previsto = uso real), y se identificarán

también los Modos de Falla consecuencia del uso indebido.

ü Determinar los Efectos Potenciales de Falla.

116

Para cada Modo Potencial de Falla se identifica todas las posibles

consecuencias que éstos pueden implicar para el cliente. Al decir cliente,

nos referimos tanto al cliente externo como al interno.

Cada Modo de falla puede tener varios Efectos Potenciales.

ü Determinar las Causas Potenciales de Falla.

Para cada Modo de Falla se identifica todas las posibles Causas ya sean

estas directas o indirectas.

Para el desarrollo de este paso se recomienda la utilización de los

diagramas Causa – Efecto, Diagramas de Relaciones o cualquier otra

herramienta de análisis de relaciones de causalidad

A continuación se observa como está constituida una tabla de AMFE, en la misma

consta el estándar de ejecución del ítem, la falla funcional, el numero asignado al

modo de falla, el modo de falla, si es evidente o no, el efecto de falla y la probable

causa que la origina.

117

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o.

1.

Aper

tura

no

com

leta

de la

vá

lvula

de a

lgún

radi

ado

r.

2. O

bst

rucc

ión

del f

lujo

por

la

tube

ría p

or

prese

nci

a d

e lo

dos

de

oxi

dac

ión

del

ace

ite.

3.

Fis

ura

en

el r

adi

ado

r.

1 A

2

Desp

erfe

cto d

e arr

anq

ue

de

los

gru

pos

de

enf

riam

ient

o.

No

1.

Fal

la e

n e

l mot

or

vent

ilado

r.

2.

Desp

erfe

cto e

n la

s se

ñal

es

del

moni

tore

o de

tem

per

atura

.

118

Nº

Est

ánd

ar d

e E

jecu

ció

n

Nº

Fal

la F

un

cio

nal

N

º M

od

o d

e fa

lla

Evi

den

te

Efe

cto

de

Fal

la

Pro

bab

le C

ausa

1

B

Perd

idas

m

ayo

res

a la

s de

ple

na c

arg

a.

1B

1

Acc

iona

mie

nto

no

req

uer

ido

o

exc

esi

vo d

el

gru

po d

e enf

riam

ient

o.

No

P

érd

ida

del

rend

imie

nto d

el

traf

o/a

utotr

afo,

de

la v

ida

útil

de

los

moto

res

y de

los

term

inal

es

por

arc

os d

e baj

a

inte

nsi

dad

pro

voca

ndo

aum

ent

o de

la t

emper

atur

a

en

el a

ceite

. E

n e

xtre

mo

des

cone

xión

de

las

junt

ura

s, d

esco

nexi

ón d

e

una

de la

s fa

ses

y ope

raci

ón

del

relé

dife

renc

ial d

ejand

o fu

era

al t

rafo

/ aut

otr

afo.

1.

Seña

l def

ect

uos

a d

e acc

iona

mie

nto

/ d

esco

nexi

ón

env

iada

desd

e el m

oni

tor

de

tem

per

atu

ra.

1B

2

Fug

as

a ti

err

a.

No

1.

Aflo

jam

ient

o d

e la

s ch

apa

s del

núc

leo.

2.

Punt

os

calie

ntes

por

alta

re

sist

enc

ia d

e co

ntact

os e

n lo

s co

nect

ore

s del

TA

P,

bus

hin

gs

por

alta

vib

raci

ón.

119

Nº

Est

ánd

ar

de Eje

cuci

ón

Nº

Fal

la F

un

cio

nal

N

º M

od

o d

e fa

lla

Evi

den

te

Efe

cto

de

Fal

la

Pro

bab

le C

ausa

1

C

Pote

nci

a d

e

ent

reg

a nul

a.

1C

1

Fal

la e

léct

rica

en

los

dev

ana

dos

por

fact

ores

elé

ctrico

s.

Sí

Oper

an

las

prote

ccio

nes

y dis

par

an

los

dis

yunt

ore

s aso

ciado

s tr

afo/

aut

otra

fo

afect

ando

la c

ont

inui

dad

del

se

rvic

io y

/o d

ispon

ibili

da

d d

el

eq

uip

o.

1.

Exp

osic

ión

a v

olta

jes

de

falla

por

mani

obr

a o

rayo

s.

2.

Pre

senc

ia d

e hum

eda

d e

n e

l pap

el o

ace

ite.

3.

Desc

arg

as

está

ticas

entr

e el

ace

ite y

par

tes

met

álic

as.

4.

Desc

arg

as

par

ciale

s po

r fa

llas

en

el d

iseño

de

ais

lam

iento

de

fábr

ica y

/o p

or c

ont

amin

aci

ón.

1C

2

Fal

la e

léct

rica

en

los

dev

ana

dos

por

fact

ores

mecá

nic

os.

Sí

Defo

rmac

ión

de

los

cond

ucto

res

próxi

mos

al

núc

leo

enc

imánd

ose

uno

so

bre o

tro,

resq

ueb

raja

ndo

el p

apel

ais

lant

e c

on

pos

ible

s co

rto -

circ

uito

s.

1. I

nst

ala

ción

def

ect

uos

a.

2.

Mate

riale

s y/

o d

iseño

def

ect

uoso

.

120

Nº

Est

ánd

ar d

e E

jecu

ció

n

Nº

Fal

la

Fu

nci

on

al

Nº

Mo

do

de

falla

E

vid

ente

E

fect

o d

e F

alla

P

rob

able

Cau

sa

1C

3

Fal

la e

léct

rica

en

los

dev

ana

dos

por

fact

ores

térm

icos

Sí

Se d

ete

cta u

na

sobr

e te

mper

atu

ra e

n el a

ceite

y/o

bob

inad

os.

Si n

o es

corr

egid

o a ti

em

po;

se

deg

rada

el a

isla

mie

nto

, se

act

ivan

las

ala

rmas

corr

esp

ond

ient

es

y se

dis

par

an

los

dis

yunt

ore

s aso

ciado

s por

medi

o del

eq

uip

o de

pro

tecc

ión.

A

fect

a al s

erv

icio

y

ope

raci

one

s del S

NT

.

1.

Exc

esi

vo t

raba

jo d

el

trans

form

ado

r por

enc

ima d

e s

u ca

paci

dad

nom

inal

. 2.F

alla

en e

l sis

tem

a de

refr

iger

aci

ón

por

: In

corr

ect

o m

oni

tore

o de

tem

per

atu

ra.

3. O

bst

rucc

ión

de lo

s co

ndu

ctos

de

ace

ite.

4. O

per

ar e

l tra

fo/a

utot

rafo

en

cond

icio

nes

de s

obr

e-e

xcita

ción

(sobr

e vo

ltaje

o b

aja

frecu

enci

a)

caus

and

o un

sobr

eca

lent

am

iento

por

ais

lam

iento

del

flu

jo

mag

nét

ico

en

el n

úcle

o o

est

ruct

ura

s ce

rcana

s.

5. O

per

aci

ón

del

tra

fo/a

utotr

afo

en

cond

icio

nes

de t

emper

atu

ras

ext

rem

as.

1C

4 F

alla

s en lo

s bush

ings

N

o O

pera

n la

s pro

tecc

iones

y dis

para

n lo

s di

syunto

res

aso

ciado

s, a

fect

and

o a

las

opera

cion

es.

1. H

umed

ad o

conta

min

ació

n e

n la

su

perf

icie

y/o

term

inac

ione

s de lo

s ca

ble

s.

2. E

mpaqu

es

y/o p

orc

elana

en m

al

est

ado p

or

def

ect

os

de f

ábrica

o p

or

sobre

esf

uerz

os

elé

ctrico

s y/

o

mec

áni

cos.

121

Nº

Est

ánd

ar d

e E

jecu

ció

n

Nº

Fal

la

Fu

nci

on

al

Nº

Mo

do

de

falla

E

vid

ente

Efe

cto

de

Fal

la

Pro

bab

le C

ausa

1C

5 F

uga

del a

ceite

a tr

avé

s de la

cu

ba,

radia

dore

s,

tanqu

e d

e

exp

ansi

ón o

in

stru

men

tos.

Sí

Impac

to e

n e

l am

biente

. S

i no e

s co

ntr

olad

a a

tiem

po

pu

ede

daña

r la

part

e a

ctiv

a

pro

duci

endo u

na a

rco a

tierr

a

opera

ndo la

s pro

tecc

iones

, dis

yunto

res

y dese

nerg

izando

el t

rafo

/auto

trafo

1. A

floja

mie

nto

o c

orr

osi

ón d

e

torn

illos.

1C

6 D

esp

erf

ect

o o

in

corr

ect

a opera

ción

de

dis

posi

tivos

de

pro

tecc

ión

Sí

Un d

ispo

sitiv

o d

e p

rote

cció

n

mec

áni

ca o

elé

ctrica

se a

ctiv

a

err

óneam

ente

, ope

ran u

no o

am

bos

disy

unto

res

ais

land

o a

la

vez

una o

am

bas

bahía

s del

l tra

fo/a

uto

trafo

.

1. E

léct

ricos:

circu

ito d

e b

aja

abie

rto o

flo

jo e

n T

Cs

y/o

desc

alib

raci

ón d

e r

elé

s.

2. M

ecá

nico

s: c

onta

ctos

sulfa

tado

s por

empaq

ues

en m

al e

stado.

3. D

esc

alib

raci

ón o

mala

si

ncr

oniz

aci

ón d

el e

qui

po d

e

pro

tecc

ión.

4. m

ani

obra

inco

rrect

a.

1C

7 A

pert

ura

del

dis

yunto

r prin

cipa

l

Sí

Se d

esene

rgiz

a e

l tr

afo

/auto

traf

o o

blig

ando a

que la

s bah

ías

se e

nerg

icen

a

la b

arr

a 2

(si

hubi

era

).

1. M

anio

bra

inco

rrect

a.

2. B

aja

pre

sión d

el S

F6

. 3. C

one

xiones

de c

ontr

ol

sulfa

tadas.

122

Nº

Est

ánd

ar d

e E

jecu

ció

n

Nº

Fal

la

Fu

nci

on

al

Nº

Mo

do

de

falla

E

vid

ente

E

fect

o d

e F

alla

P

rob

able

Cau

sa

2

Tra

nsf

orm

aci

ón

del v

olta

je

bala

nce

ad

o d

e alta

/baj

a o

vi

ceve

rsa, a

60

H

z. D

entr

o d

e lo

s ra

ngos

ace

pta

ble

s por

el r

egul

ador;

si

n d

esfa

saje

entr

e e

l prim

ario

y

secu

ndario

y

de

30º

resp

ecto

al

terc

iario

en

sentid

o a

nti

hora

rio.

A

Te

nsi

ones

secu

ndaria

s desb

ala

nce

adas

y/

o s

obre

te

nsi

ones

transi

toria

s.

2A

1 F

alla

de

conexi

ón d

el

neutr

o a

tierr

a

Sí

Exi

ste u

n p

unto

neutr

o

flota

nte

con

alta

imped

anci

a

exp

onie

ndo a

l sis

tem

a a

desb

ala

nce

s y

sobre

te

nsi

ones,

dej

ando

inop

era

nte

s la

s pro

tecc

ione

s de f

alla

a ti

err

a,

dis

min

uye

ndo la

calid

ad d

e

serv

icio

, seg

urid

ad h

uman

a y

dañan

do e

l sis

tem

a d

e

ais

lam

iento

.

1. A

floja

mie

nto

de la

con

exió

n d

el

neutr

o d

ebid

o a

corr

osi

ón.

2. P

rese

ncia

de p

equeñ

os

arc

os

o

cort

os

circ

uito

s en

los

dis

tinto

s paso

s del c

ambi

o d

e to

mas

bajo

ca

rga o

sin

carg

a.

TA

BL

A N

° 4

.7.

AM

EF

de

l sis

tem

a d

e tra

nsfo

rma

ció

n d

e p

ote

ncia

.

123

Nº

Est

ánd

ar d

e E

jecu

ció

n

Nº

Fal

la

Fu

nci

on

al

Nº

Mo

do

de

falla

E

vid

ente

E

fect

o d

e F

alla

P

rob

able

Cau

sa

1

Perm

itir

cerr

ar

o a

bri

r ci

rcuito

s elé

ctric

os,

con

o s

in c

arg

a, o

co

rrie

nte

de

falla

. Su

apert

ura

deb

e

ser

inst

antá

nea

por

act

uaci

ón

del s

iste

ma d

e

pro

tecc

ione

s ante

una fa

lla,

o p

ara

m

anio

bra

s po

r opera

ción

o p

or

trabajo

s de

man

teni

mie

nto

.

A

No

resp

ond

er

a m

anio

bra

de a

pert

ura

/ ci

err

e.

1A

1 F

alla

en e

l ci

rcui

to d

e

man

do a

dis

tanc

ia.

Sí

No a

ccio

nam

iento

de

apert

ura

/cie

rre d

el in

terr

upto

r desd

e la

cas

a d

e c

ontr

ol,

por

lo

que s

e h

ace

nece

sario

abr

ir e

l dis

yunto

r lo

calm

ente

o tr

ansf

erir

la b

ahía

hast

a h

abili

tar

el

man

do d

e c

ierr

e/a

pert

ura

a

dis

tanc

ia.

Afe

cta a

Opera

ciones.

1. D

ese

nerg

izaci

ón d

el ta

ble

ro d

e

contr

ol.

2. E

lem

ento

s de

l circu

ito d

e

contr

ol d

efe

ctuos

os.

1A

2 F

alla

en la

opera

ción

de

uno o

más

conta

ctos

auxi

liare

s de

l dis

yunto

r por

falla

mecá

nic

a,

ele

ctro

mecá

nic

a

o

desc

alib

raci

ón.

No

No

ha

y paso

de la

corr

iente

por

alta

resi

stenci

a e

léct

rica o

por

desc

alib

raci

ón d

el e

qui

po.

Afe

ctand

o a

las

opera

cione

s.

1. P

rese

ncia

de c

orr

osió

n,

sulfa

taci

ón e

n c

onta

ctos

mec

áni

cos.

2. D

esc

alib

raci

ón o

fuera

de

sincr

oniz

aci

ón d

el e

qui

po

ele

ctro

mecá

nic

o.

1A

3 F

alla

en u

no o

m

ás r

elé

s de

pro

tecc

ión.

No

No o

pera

la p

rote

cció

n p

rimaria

-

secu

nda

ria

del c

ircu

ito,

act

uand

o e

l relé

(50)

quie

n a

su

vez,

habili

ta a

l rel

é (

86)

de la

bahía

dis

para

ndo

y b

loque

ando

to

dos

los

dis

yunto

res

que

est

án

conect

ados

a la

barr

a d

e la

que

est

á d

el d

isyu

nto

r que

no o

peró

afe

ctando

al s

erv

icio

y

op

er a

cion

es

del S

NT

.

Desc

alib

raci

ón d

el e

quip

o prim

ario

y s

ecu

nda

rio

de

pro

tecc

ión e

lect

rom

ecá

nic

os

y dig

itale

s.

124

Nº

Est

ánd

ar d

e E

jecu

ció

n

Nº

Fal

la

Fu

nci

on

al

Nº

Mo

do

de

falla

E

vid

ente

E

fect

o d

e F

alla

P

rob

able

Cau

sa

B

Apert

ura

o

Cie

rre

inesp

era

dos.

1B

1 A

pert

ura

del

dis

yunto

r por

falla

en e

l ci

rcui

to d

e

fuerz

a d

e la

bahía

.

Sí

Act

úa la

pro

tecc

ión d

el r

elé

dife

renc

ial (

87)

o d

e s

obre

co

rrie

nte

(50/5

1)

del

trafo

y

dis

para

al d

isyu

nto

r. A

fect

a a

l se

rvic

io a

l SN

T y

Opera

ciones.

(D

isparo

del d

isyu

nto

r por

falla

en la

línea).

E

sta fu

era

de lo

s lím

ites

del

RC

M p

ara

el d

isyu

nto

r).

1B

2 A

pert

ura

del

dis

yunto

r por

opera

ción

err

ónea

.

Sí

Por

una

mani

obra

err

ónea,

se

dis

para

el d

isyu

nto

r, s

e

dese

nerg

iza e

l circu

ito y

sale

de

serv

icio

. Afe

cta a

las

opera

cion

es

y en o

casi

ones

al

serv

icio

.

Fa

lta d

e c

ono

cim

iento

y

entr

enam

iento

del p

ers

onal.

1B

3 D

iscr

epa

nci

a d

e

opera

ción

de

los

pol

os.

Sí

Uno o

más

pol

os

no o

pera

n a

l m

ando d

el d

isyu

nto

r. A

ctúa

la

pro

tecc

ión in

tern

a a

travé

s del

relé

(47),

el m

ism

o q

ue d

an u

na

nueva

ord

en d

e d

isparo

del

dis

yunto

r. S

i est

o n

o s

uced

e,

opera

el r

elé

(50),

que p

or

med

io d

el r

elé

(62

) y

a tr

avé

s del r

elé (

86)

enví

a e

l man

do d

e

apert

ura

a to

dos

los

inte

rrupto

res

de la

barr

a

prin

cipa

l. A

fect

a a

l serv

icio

, al S

NT

y

Opera

cione

s.

1. M

eca

nism

o d

e a

ccio

nam

iento

irre

gul

ar.

2

.Des

calib

raci

ón

del

eq

uip

o

125

Nº

Est

ánd

ar d

e E

jecu

ció

n

Nº

Fal

la

Fu

nci

on

al

Nº

Mo

do

de

falla

E

vid

ente

E

fect

o d

e F

alla

P

rob

able

Cau

sa

1B

4

Aper

tura

del

dis

yunt

or

por

pre

sión

inad

ecuad

a del

die

léct

rico

.

Sí

Act

úa

las

prote

ccio

nes

inte

rnas

por

baj

a pre

sión;

se

abr

e e

l inte

rrupt

or,

afe

ctand

o al s

erv

icio

, al S

NT

y

Oper

aci

one

s.

Fug

as

del

die

léct

rico

1B

5

Fal

la e

n e

l m

odo

de

ope

raci

ón

de

ape

rtur

a d

el

dis

yunt

or

(com

preso

r o

bar

ra tra

ctor

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126

4.9.3. ANÁLISIS DE SEVERIDAD PARA EL RECURSO HUMANO Y

AMBIENTAL.

Este análisis se lo realiza en base a la frecuencia con que se hayan suscitado

cada uno de los modos de falla indicados en la tabla de Análisis de Modos y

Efectos de Falla en nuestras subestaciones de estudio.

Se recopiló los datos estadísticos manejados por la E.E.Q. durante los 6 últimos

años (2007-2012) para obtener una muestra con mayor número de elementos ya

que de ésta manera se aproximan más los procedimientos probabilísticos a la

realidad.

Para esto se utiliza las siguientes tablas:

NIVEL DE DESCRIPCIÓN VALOR

PROBABILIDAD

Muy baja El siniestro no ha ocurrido en los ultimos 6 años. 1

Baja El siniestro ha ocurrido al menos una vez en los últimos 6 años. 2

Media El siniestro ha ocurrido al menos una vez en los últimos 6 años. 3

Alta El siniestro ha ocurrido más de una vez en el último año. 4

Tabla N° 4.9. Nivel de Probabilidad.

Se debe tomar en cuenta que el ecosistema es muy frágil y ha sufrido muchos

daños a lo largo de la historia por parte del hombre y a través de la industria,

razón por la cual en las tareas de mantenimiento se debe tener mucho cuidado y

aplicar procesos prolijos para no perjudicar el hábitat natural para una convivencia

mejor y sin riesgos de aumentar aún más el nivel de contaminación.

A continuación, tabla del nivel de severidad para el recurso ambiental:

127

NIVEL DE DESCRIPCION VALOR

PROBABILIDAD

No aplica No hay afectación del recurso ambiental. 0

Leve

El siniestro no afecta ecosistemas ambientales frágiles como bosques,

1 fauna, flora. Puede áreas no cultivds que no estén usufructuadas por la

Comunidad.

Moderado

Podrían afecctarse, la disponibilidad de recursos naturales comunintarios,

2 infraestructura, cultivos o ecosistemas altamnete intervenidos.

No compromete el hábitat de especies en vías de extinción.

Ni la sustentabilidad básica de tipo económicoo cultural de comunidades.

Crítico

Puede producir afectación alta y progresiva de la disponibilidad de

3 recursos naturales comunitarios. Se compromete el hábitat de especies en

vías de extinción y ecosistemas poco intervenidos.

Muy Crítico

Puede implicar la indisponibilidad total de recursos naturales

4 comunitarios. Pueden afectarse especies en vías de extinción y

ecosistemas que no han sido intervenidos por el hombre.

Tabla N° 4.10. Nivel de Severidad para el Recurso Ambiental.

Como se mencionó anteriormente en éste capítulo el recurso más valioso para los

sistemas es el recurso humano, por lo tanto el personal debe seguir un minucioso

procedimiento para sus intervenciones en las respectivas instalaciones y no sufrir

lesiones de ningún tipo y mucho menos llegar a la muerte.

NIVEL DE DESCRIPCIÓN VALOR

PROBABILIDAD

No aplica No hay afectación al recurso humano. 0

Leve Se afecta temporalmente la integridad física, mental o social de la persona, sin 1

necesidad de intervención reparadora.

Se afecta temporalmente la integridad física, mental o social de la persona, sin 2

Moderado necesidad de intervención reparadora. Se requiere intervención reparadora

pero no quedan secuelas ni consecuencias permanentes.

Se afecta temporalmente la integridad física, mental o social de la persona. Se 3

Crítico requiere intervención reparadora y quedan secuelas o consecuencias

Permanentes.

Muy crítico Pérdida de la vida. 4

Tabla N° 4.11. Nivel de Severidad para el Recurso Humano.

128

4.9.4. ANÁLISIS DE RIESGOS.

Para el presente trabajo se valoró los riesgos que provocan estos modos de falla

dentro del sistema. Para esto se evaluó el impacto de dichos modos de falla en lo

que se refiere al recurso humano, ambiental y operacional para obtener una idea

más clara de que equipos sufren un riesgo mayor para aplicar medidas urgentes

en cuanto se decida las tareas de mantenimiento a aplicar.

De este modo se puede observar cada una de las categorías de acuerdo al

número de repeticiones del modo de falla en el tiempo de muestra.

Una vez obtenidos los datos de fallas y registros históricos de la Empresa se

procede a realizar un análisis de la vulnerabilidad del ítem valiéndonos de la

siguiente tabla:

MODOS DE FALLA VALORIZACIÓN

Código Descripción

Consecuencia al

Consecuencia al Frecuencia o

Recurso Recurso Probabilidad

Humano Ambiental de Ocurrencia

1A1 Falla en el circuito de mando a distancia.

1A2

Falla en la operación de uno o más contactos auxiliares del disyuntor por

falla mecánica, electromecánica o descalibración.

1A3 Falla en uno o más relés de protección.

1B1 Apertura del disyuntor por falla en el circuito de fuerza de la bahía.

1B2 Apertura del disyuntor por operación errónea.

1B3 Discrepancia de operación de los polos.

1B4 Apertura del disyuntor por presión inadecuada del dieléctrico.

1B5

Falla en el modo de operación de apertura del disyuntor (compresor o barra tractora)

Tabla N° 4.12. Valorización de las consecuencias.

Esta tabla se llena de acuerdo al número de repeticiones que sucedió el modo de

falla en la casilla de Frecuencia de acuerdo a la tabla N° 4.9., para las demás

casillas como Consecuencia al Recurso Humano se las llena de acuerdo a las

129

tablas N° 4.11. y la casilla Consecuencia al Recurso Ambiental de acuerdo a la

Tabla N°4.10.,éste procedimiento se realiza para cada ítem que se va a analizar.

Continuando con el procedimiento se debe definir la criticidad del riesgo mediante

la matriz de riesgo presentada a continuación:

Severidad

Leve

Mo

der

ado

Crí

tico

Mu

y cr

ític

o

Probabilidad

Alta A A A A

Media M A A A

Baja B M A A

Muy Baja B M M A

Tabla N° 4.13. Matriz de Riesgos.

Esta matriz está basada en la Frecuencia y en la severidad de la consecuencia al

Recurso Humano, de aquí sacamos como conclusión que el riesgo puede ser:

Bajo, Medio o Alto. (PASO 1)

Además del análisis de riesgos que se hace, es necesario ayudarse del criterio de

vulnerabilidad para tomar las decisiones sobre las tareas de mantenimiento que

se va a realizar así como de sus respectivos períodos.

La vulnerabilidad se la puede obtener multiplicando la frecuencia por la severidad

del evento que se está estudiando en los sistemas de estudio.

Vul = F x S (4.1)

Donde:

Vul = Vulnerabilidad

F = Frecuencia

S = Severidad

130

El valor de vulnerabilidad máximo está dado por : Vmáx = 4 x 4 = 16 que equivale a

un grado de vulnerabilidad del 100%.

Si se quiere hablar de porcentajes (en este estudio utilizaremos el porcentaje de

vulnerabilidad) se calcula el grado de vulnerabilidad de la siguiente manera:

G de Vul = %100

máxV

FxSx (4.2)

De acuerdo a la calificación del riesgo que se obtiene, se puede fijar que

vulnerabilidad se va a tener en el ítem de estudio, haciendo coincidir la Matriz de

Riesgos con la siguiente Tabla y obtenemos un valor de Vulnerabilidad. (PASO 2)

SEVERIDAD

Leve

Mo

der

ado

Crí

tico

Mu

y cr

ític

o

FRECUENCIA

% 25 50 75 100

Alta

Valor 4 8 12 16

% 18,75 37,5 56,25 75

Media

Valor 3 6 9 12

% 12,5 25 37,5 50

Baja

Valor 2 4 6 8

% 6,25 12,5 18,75 25

Muy baja Valor 1 2 3 4

Tabla N° 4.14. Matriz de Vulnerabilidad.

Una vez calificados los riesgos se procede a calificar la actividad para corregir el

contingente de a cuerdo a la siguiente tabla de valores:

Siguiendo con éste procedimiento se deduce en que nivel de vulnerabilidad se

encuentra el modo de falla; el mismo puede estar dentro de uno de los tres

niveles de aceptabilidad: Aceptable, Tolerable e Inaceptable. (PASO 3)

131

Severidad

Leve

Mo

der

ado

Crí

tico

Mu

y cr

ític

o

Frecuencia

Alta I I I I

Media I I I I

Baja T I I I

Muy Baja A T I I

Tabla N° 4.15. Matriz de Aceptabilidad.

La siguiente tabla se aplica de acuerdo a las actividades programadas por el

personal de mantenimiento de la E.E.Q para analizar que tan efectivas son frente

a algún modo de falla que se presente. (PASO 4)

NIVEL DESRIPCIÓN VALOR

Inexistente No hay medidas existentes 1

Muy bajo Es una medida muy poco efectiva 0,85

Bajo Es una medida poco efectiva 0,7

Medio bajo Es una medida algo más efectiva que baja 0,55

Medio Es una medida medianamente efectiva 0,4

Medio Alto Es una medida mas que medianamente efectiva 0,3

Alto Es una medida de buena efectividad 0,2

Bastante Alto Es una medida de bastante efectividad 0,1

Muy alto Es una medida altamente efectiva 0,05

Tabla N° 4.16. Nivel de efectividad de las medidas existentes.

Para realizar el PASO 5, se multiplica los valores del PASO 2 por los valores del

PASO 4; una vez obtenido este valor se lo califica de acuerdo a:

- 0 ≤ ACEPTABLE ≤ 6,25

- 6,25 ≤ TOLERABLE ≤ 12,5 (PASO 6)

- 12,5 ≤ INACEPTABLE

Con estos datos se procede a llenar las siguientes Tablas Nº 4.17 y 4.18; ya que

se sigue el mismo procedimiento tanto para analizar disyuntores como

transformadores.

132

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133

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134

Este es el procedimiento que se realizó en el análisis de riesgos para todas las

subestaciones, por otra parte se agruparon los disyuntores por subestación, por

nivel de voltaje y finalmente por modo de falla ya que de ésta manera se obtuvo

una muestra aproximada a la realidad y que cumple la condición para todos los

disyuntores.

Posteriormente se presenta los resultados del análisis de riesgos y disponibilidad

para las subestaciones de estudio.

4.9.5. ANALISIS DE RIESGOS, VULNERABILIDA Y ACEPTABILIDAD DE

LAS SUBESTACIONES DE ESTUDIO.

4.9.5.1. Transformadores y disyuntores.

Se presenta los resultados para la Subestación Pomasqui, en lo que se refiere a

las otras subestaciones de estudio las deducciones se presenta en el los

ANEXOS.

Ver ANEXO 7. ”Análisis de riesgos de las subestaciones de estudio”

135

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137

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ECTI

VID

AD

DE

LAS

R

ESID

UA

L C

ON

BA

SE

CO

N B

ASE

(%)

MED

IDA

S (%

) A

LA

A

L R

IESG

O

EX

ISTE

NET

ES

V

ULN

ERA

BIL

IDA

D

RES

IDU

AL

1A

1

Falla

en

el c

ircu

ito

de

man

do

a d

ista

nci

a.

Baj

o

12

,5

1

12

,5

Tole

rab

le

Tole

rab

le

1A

2

Falla

en

la o

per

ació

n d

e u

no

o m

ás c

on

tact

os

auxi

liare

s d

el d

isyu

nto

r p

or

B

ajo

6

,25

0

,2

1,2

5

Ace

pta

ble

A

cep

tab

le

falla

mec

ánic

a, e

lect

rom

ecán

ica

o d

esca

libra

ció

n.

1A

3

Falla

en

un

o o

más

rel

és

de

pro

tecc

ión

. M

edio

1

8,7

5

0,4

7

,5

Tole

rab

le

Tole

rab

le

1B

1

Ap

ertu

ra d

el d

isyu

nto

r p

or

falla

en

el c

ircu

ito

de

fuer

za d

e la

bah

ía.

Med

io

18

,75

0

,4

7,5

In

acep

tab

le

Tole

rab

le

1B

2

Ap

ertu

ra d

el d

isyu

nto

r p

or

op

erac

ión

err

ón

ea.

Alt

o

50

0

,2

10

In

acep

tab

le

Tole

rab

le

1B

3

Dis

crep

anci

a d

e o

pe

raci

ón

de

los

po

los.

B

ajo

6

,25

0

,3

1,8

75

A

cep

tab

le

Ace

pta

ble

1B

4

Ap

ertu

ra d

el d

isyu

nto

r p

or

pre

sió

n in

adec

uad

a d

el d

ielé

ctri

co.

Baj

o

6,2

5

0,2

1

,25

A

cep

tab

le

Ace

pta

ble

1B

5

Falla

en

el m

od

o d

e o

per

ació

n d

e a

per

tura

del

dis

yun

tor

(co

mp

reso

r o

B

ajo

6

,25

0

,2

1,2

5

Ace

pta

ble

A

cep

tab

le

bar

ra t

ract

ora

)

Tab

la

N°

4.2

1.

Rie

sgo

s,

Vu

lne

rab

ilidad

y A

cep

tab

ilidad

de

Dis

yunto

res

de

13

8 k

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S/E

Pom

asq

ui.

138

RIE

SG

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, VU

LN

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AB

ILID

AD

Y A

CE

PT

AB

ILID

AD

DE

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NT

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23

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/E P

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MO

DO

S D

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LLA

V

ALO

RIZ

AC

IÓN

Có

dig

o

De

scri

pci

ón

R

IESG

O

N

IVEL

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R

IESG

O

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EPTA

BIL

IDA

D

AC

EPTA

BIL

IDA

D

VU

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AB

ILID

AD

EF

ECTI

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R

ESID

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L C

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BA

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A

L R

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V

ULN

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1A

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n e

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B

ajo

6

,25

1

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lera

ble

To

lera

ble

1A

2 Fa

lla e

n la

op

erac

ión

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un

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más

co

nta

cto

s au

xilia

res

del

dis

yun

tor

po

r

Baj

o

6,2

5 0

,2

1,2

5 A

cep

tab

le

Ace

pta

ble

falla

mec

ánic

a, e

lect

rom

ecán

ica

o d

esc

alib

raci

ón

.

1A

3 Fa

lla e

n u

no

o m

ás r

elés

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pro

tecc

ión

. B

ajo

1

2,5

0

,4

5

Tole

rab

le

Ace

pta

ble

1B

1

Ap

ertu

ra d

el d

isyu

nto

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or

falla

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el c

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Baj

o

12

,5

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5

In

acep

tab

le

Tole

rab

le

1B

2

Ap

ertu

ra d

el d

isyu

nto

r p

or

op

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ión

err

ón

ea.

Baj

o

6,2

5 0

,2

1,2

5 In

acep

tab

le

Tole

rab

le

1B

3

Dis

crep

anci

a d

e o

per

ació

n d

e lo

s p

olo

s.

Baj

o

6,2

5 0

,3

1,8

75

Ace

pta

ble

A

cep

tab

le

1B

4

Ap

ertu

ra d

el d

isyu

nto

r p

or

pre

sió

n in

adec

uad

a d

el d

ielé

ctri

co.

Baj

o

6,2

5 0

,2

1,2

5 A

cep

tab

le

Ace

pta

ble

1B

5

Falla

en

el m

odo

de o

pera

ción

de a

pert

ura

del d

isyu

ntor

(co

mpr

esor

o

Baj

o

6,2

5 0

,2

1,2

5 A

cep

tab

le

Ace

pta

ble

ba

rra

trac

tora

)

Tab

la

N°

4.2

2.

Rie

sgos,

Vu

lne

rab

ilidad

y A

cep

tab

ilidad

de

Dis

yunto

res

de

23

kV

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/E P

om

asq

ui.

139

VA

LO

RIZ

AC

IÓN

DE

LA

S C

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SE

CU

EN

CIA

S D

EL

TR

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SF

OR

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S (

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SQ

UI

MO

DO

S D

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LLA

V

ALO

RIZ

AC

IÓN

Có

dig

o

De

scri

pci

ón

Co

nse

cuen

cia

al

Co

nse

cuen

cia

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Fre

cuen

cia

o

Re

curs

o

Re

curs

o

Pro

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ad

Hu

man

o

Am

bie

nta

l d

e O

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enci

a

1A

1 D

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cto

de

los

pan

eles

rad

iad

ore

s.

No

ap

lica

No

ap

lica

Mu

y b

aja

1A

2 D

esp

erfe

cto

par

a ar

ran

car

los

gru

po

s d

e en

fria

mie

nto

so

bre

dem

and

a.

No

ap

lica

No

ap

lica

Mu

y b

aja

1B

1

Acc

ion

amie

nto

no

req

uer

ido

o e

xce

sivo

del

gru

po

de

enfr

iam

ien

to.

No

ap

lica

No

ap

lica

Mu

y b

aja

1B

2

Fuga

s a

tier

ra.

Mo

der

ado

N

o a

plic

a M

uy

baj

a

1C

1

Falla

elé

ctri

ca e

n lo

s d

evan

ado

s p

or

fact

ore

s el

éctr

ico

s.

Mu

y cr

ític

o

No

ap

lica

Mu

y b

aja

1C

2

Falla

elé

ctri

ca e

n lo

s d

evan

ado

s p

or

fact

ore

s m

ecán

ico

s.

Mu

y cr

ític

o

Leve

M

uy

baj

a

1C

3

Falla

elé

ctri

ca e

n lo

s d

evan

ado

s p

or

fact

ore

s té

rmic

os.

M

uy

crít

ico

Le

ve

Mu

y b

aja

1C

4

Falla

s en

los

bu

shin

gs.

No

ap

lica

No

ap

lica

Mu

y b

aja

1C

5

Fuga

del

ace

ite

a tr

avés

de

la c

ub

a, r

adia

do

res,

tan

qu

e d

e ex

pan

sió

n o

N

o a

plic

a Le

ve

Mu

y b

aja

inst

rum

ento

s.

1C

6

Des

per

fect

o o

inco

rrec

ta o

per

ació

n d

e d

isp

osi

tivo

s d

e p

rote

cció

n.

No

ap

lica

No

ap

lica

Med

ia

1C

7

Ap

ertu

ra d

el d

isyu

nto

r p

rin

cip

al.

Leve

Le

ve

Mu

y b

aja

2A

1 Fa

lla d

e co

nex

ión

del

neu

tro

a t

ierr

a N

o a

plic

a N

o a

plic

a M

uy

baj

a

Tab

la

N°

4.2

3.

Va

lori

za

ció

n d

e la

s c

on

se

cu

en

cia

s d

el T

ran

sfo

rma

do

r S

iem

en

s (

T1),

S/E

Po

ma

sq

ui.

140

RIE

SG

OS

, VU

LN

ER

AB

ILID

AD

Y A

CE

PT

AB

ILID

AD

DE

L T

RA

NS

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OR

SIE

ME

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OM

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QU

I

MO

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RIZ

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R

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R

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EPTA

BIL

IDA

D

AC

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ISTE

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V

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RES

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AL

1A

1

Des

per

fect

o d

e lo

s p

anel

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do

res.

B

ajo

6

,25

1

6

,25

A

cep

tab

le

Ace

pta

ble

1A

2

Des

per

fect

o p

ara

arra

nca

r lo

s gr

up

os

de

en

fria

mie

nto

so

bre

dem

and

a.

Baj

o

6,2

5

0,2

1

,25

A

cep

tab

le

Ace

pta

ble

1B

1

Acc

ion

amie

nto

no

req

uer

ido

o e

xces

ivo

del

gru

po

de

enfr

iam

ien

to.

Baj

o

6,2

5

0,2

1

,25

A

cep

tab

le

Ace

pta

ble

1B

2

Fuga

s a

tier

ra.

Med

io

12

,5

0,2

2

,5

Tole

rab

le

Ace

pta

ble

1C

1

Falla

elé

ctri

ca e

n lo

s d

evan

ado

s p

or

fact

ore

s el

éctr

ico

s.

Alt

o

25

0

,2

5

Inac

epta

ble

A

cep

tab

le

1C

2

Falla

elé

ctri

ca e

n lo

s d

evan

ado

s p

or

fact

ore

s m

ecán

ico

s.

Alt

o

25

0

,2

5

Inac

epta

ble

A

cep

tab

le

1C

3

Falla

elé

ctri

ca e

n lo

s d

evan

ado

s p

or

fact

ore

s té

rmic

os.

A

lto

2

5

0,2

5

In

acep

tab

le

Ace

pta

ble

1C

4

Falla

s e

n lo

s b

ush

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ajo

6

,25

0

,2

1,2

5

Ace

pta

ble

A

cep

tab

le

1C

5

Fuga

del

ace

ite

a tr

avés

de

la c

ub

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adia

do

res,

tan

qu

e d

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xpan

sió

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B

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6

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In

acep

tab

le

Ace

pta

ble

in

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1C

6

Des

per

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inco

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ta o

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rote

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Med

io

18

,75

0

,2

3,7

5

Inac

epta

ble

A

cep

tab

le

1C

7

Ap

ertu

ra d

el d

isyu

nto

r p

rin

cip

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Baj

o

6,2

5

0,2

1

,25

A

cep

tab

le

Ace

pta

ble

2A

1

Falla

de

con

exi

ón

del

neu

tro

a t

ierr

a.

Baj

o

6,2

5

1

6,2

5

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pta

ble

A

cep

tab

le

Tab

la

N°

4.2

4.

. R

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s,

Vu

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pta

bili

da

d d

el T

ran

sfo

rma

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r S

iem

en

s (

T1),

S/E

Po

ma

sq

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141

VA

LO

RIZ

AC

IÓN

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LA

S C

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TR

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. S/E

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ALO

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dig

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De

scri

pci

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Co

nse

cuen

cia

al

Co

nse

cuen

cia

al

Fre

cuen

cia

o

Re

curs

o

Re

curs

o

Pro

bab

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1A

1 D

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los

pan

eles

rad

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ore

s.

No

ap

lica

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ap

lica

Mu

y b

aja

1A

2 D

esp

erfe

cto

par

a ar

ran

car

los

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po

s d

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mie

nto

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bre

dem

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a.

No

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lica

No

ap

lica

Mu

y b

aja

1B

1

Acc

ion

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Mu

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1B

2

Fuga

s a

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Mo

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plic

a M

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baj

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1C

1

Falla

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1C

2

Falla

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or

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s m

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ico

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Mu

y cr

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Leve

M

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baj

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1C

3

Falla

elé

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evan

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M

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Le

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Mu

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1C

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Falla

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ap

lica

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Fuga

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inst

rum

ento

s.

1C

6

Des

per

fect

o o

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rrec

ta o

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tivo

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No

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ia

1C

7

Ap

ertu

ra d

el d

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nto

r p

rin

cip

al.

Leve

Le

ve

Mu

y b

aja

2A

1 Fa

lla d

e co

nex

ión

del

neu

tro

a t

ierr

a N

o a

plic

a N

o a

plic

a M

uy

baj

a

Tab

la

N°

4.2

5.

Va

lori

za

ció

n d

e la

s c

on

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cu

en

cia

s d

el T

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sfo

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do

r P

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(T

2),

S/E

Pom

asq

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142

RIE

SG

OS

, VU

LN

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AB

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PT

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DE

L T

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V

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O

N

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NET

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V

ULN

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D

RES

IDU

AL

1A

1

Des

per

fect

o d

e lo

s p

anel

es r

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do

res.

B

ajo

6

,25

1

6

,25

A

cep

tab

le

Ace

pta

ble

1A

2

Des

per

fect

o p

ara

arra

nca

r lo

s gr

up

os

de

en

fria

mie

nto

so

bre

dem

and

a.

Baj

o

6,2

5

0,2

1

,25

A

cep

tab

le

Ace

pta

ble

1B

1

Acc

ion

amie

nto

no

req

uer

ido

o e

xces

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del

gru

po

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enfr

iam

ien

to.

Baj

o

6,2

5

0,2

1

,25

A

cep

tab

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143

4.9.6. REGISTRO DEL AMEF, TAREAS, ACCIONES Y FRECUENCIAS DE

MANTENIMIENTO PARA LOS SISTEMAS DE LOS CASOS DE

ESTUDIO.

El Mantenimiento Centrado en Confiabilidad ofrece un procedimiento que permite

identificar las necesidades reales de mantenimiento de los activos en su contexto

operacional, a partir del AMFE (Análisis de Modos y Efectos de Fallas) .

El AMFE es una técnica de prevención, utilizada para detectar por anticipado los

posibles modos de falla, con el fin de establecer los controles adecuados que

eviten la ocurrencia de fallas.

Para empezar se va a tabular las características de los equipos de

transformación, así como los de corte y seccionamiento de las subestaciones en

estudio, una vez identificadas estas características, se procede a elaborar las

respectivas hojas de registro para el AMFE y el plan de mantenimiento para los

equipos de transformación, corte y seccionamiento.

Todos estos resultados se generan luego de un análisis probabilístico acertado de

acuerdo a los datos de fallas antes mencionado y mostrado en el ANEXO 3.

En lo que se refiere a frecuencias de mantenimiento en el RCM, se estudia el

tiempo promedio entre fallas (MTBF) que se obtiene de los registros históricos de

operación de los equipos y frecuencia de fallas en los mismos,

De no existir estos datos se basa en la frecuencia de mantenimiento propuesta

por el fabricante de los equipos así como también del procedimiento que tenga

establecido la Empresa Eléctrica Quito S.A.

Para las tareas a condición se utiliza la curva P-F bajo un criterio probabilístico

acertado para la estimación de falla en los períodos de operación para éste

estudio.

Además el MTBF nos sirve para calcular la confiabilidad del sistema el cual se

encuentra en un índice del 99.2 %.

Ver ANEXO 8 “Cálculo del MTBF y confiabilidad del sistema”.

144

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N°

4.2

9.

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148

4.10. ORDENES DE TRABAJO PARA EL MODELO DE

MANTENIMIENTO GENERAL EN EL EQUIPO PRIMARIO

DE LAS SUBESTACIONES DE ESTUDIO.

Una vez tabuladas las características de los disyuntores y de los transformadores

que se encuentran en las subestaciones de estudio del presente trabajo; ahora se

entregarán las respectivas hojas de trabajo para los distintos equipos analizados.

En las siguientes órdenes de trabajo constan las actividades a realizarse y los

períodos de mantenimiento.

Los períodos de mantenimiento se determinan a partir del MTBF, las

recomendaciones de los fabricantes y la experiencia del personal implicado.

149

4.10

.1. M

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) R

uti

nar

iam

ente

insp

ecci

on

ar y

reg

istr

ar e

l nú

mer

o d

e o

per

acio

nes

y la

pre

sió

n d

el g

as

1)

Dia

rio

d

ielé

ctri

co.

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) R

ealiz

ar p

rueb

as d

e ap

ertu

ra y

cie

rre,

de

sim

ult

anei

dad

y t

iem

po

sde

op

erac

ión

del

2

) ca

da

6 a

ño

s

con

dic

ión

d

isyu

nto

r.

3)

Co

nd

ició

n

3)

Pru

ebas

elé

ctri

cas

a la

s b

ob

inas

de

man

do

. 2

) ca

da

6 a

ño

s

1B

4

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) D

ar m

ante

nim

ien

to a

la t

ub

ería

del

gas

y a

pri

ete

a la

s b

rid

as.

1)

An

ual

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) R

ealiz

ar la

pru

eba

de

pre

sió

n d

el g

as.

2)

cad

a 6

añ

os

con

dic

ión

1B

5

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) Lu

bri

car

la c

aja

de

engr

anaj

es, e

jes

y b

loq

uea

do

res.

1

) C

ada

6 a

ño

s

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) M

edir

la c

orr

ien

te y

tie

mp

o d

e te

nsa

do

del

mo

tor.

2

) ca

da

6 a

ño

s

con

dic

ión

150

Sist

em

a d

e C

ort

e y

Sec

cio

nam

ien

to: D

isyu

nto

r (

46)

kV

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cuen

cia

de

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1A

1 N

o h

a o

curr

ido

1

) P

reve

nti

vo

1)

Ru

tin

aria

men

te in

spec

cio

nar

el e

stad

o f

ísic

o y

co

nex

ion

es d

el c

ircu

ito

aso

ciad

o..

1

) D

iari

o

2)

Co

nd

ició

n

2)

Rea

lizar

pru

ebas

de

calib

raci

ón

a lo

s re

lés

y d

e ai

slam

ien

to d

el c

able

ado

. 2

) A

nu

al

1A

2 4

en

6 a

ño

s 1

) y

2)

Pre

ven

tivo

1

) In

spec

cio

nar

y li

mp

iar

los

con

tact

os

auxi

liare

s y

lub

rica

r el

sis

tem

a d

e ac

cio

nam

ien

to.

1)

An

ual

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) R

ealiz

ar p

rueb

as f

un

cio

nal

es a

l dis

yun

tor.

2

) A

nu

al

con

dic

ión

3

) R

ealiz

ar p

rueb

a d

e te

rmo

graf

ía.

3)

An

ual

1A

3 N

o h

a o

curr

ido

Es

tá f

uer

a d

el a

laca

nce

del

RC

M p

ara

el d

isyu

nto

r.

1B

1

1 e

n 6

añ

os

Está

fu

era

del

ala

can

ce d

el R

CM

par

a el

dis

yun

tor.

1B

2

1 e

n 6

añ

os

1)

Pre

ven

tivo

1

) C

apac

itac

ión

del

per

son

al d

e o

per

acio

nes

. 2

) B

imen

sual

1B

3

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

uti

nar

iam

ente

insp

ecci

on

ar y

reg

istr

ar e

l nú

mer

o d

e o

per

acio

nes

y la

pre

sió

n d

el g

as

1)

Dia

rio

d

ielé

ctri

co.

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) R

ealiz

ar p

rueb

as d

e ap

ertu

ra y

cie

rre,

de

sim

ult

anei

dad

y t

iem

po

sde

op

erac

ión

del

2

) ca

da

6 a

ño

s

con

dic

ión

d

isyu

nto

r.

3)

Co

nd

ició

n

3)

Pru

ebas

elé

ctri

cas

a la

s b

ob

inas

de

man

do

. 2

) ca

da

6 a

ño

s

1B

4

1 e

n 6

añ

os

1)

Pre

ven

tivo

1

) D

ar m

ante

nim

ien

to a

la t

ub

ería

del

gas

y a

pri

ete

a la

s b

rid

as.

1)

An

ual

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) R

ealiz

ar la

pru

eba

de

pre

sió

n d

el g

as.

2)

cad

a 3

añ

os

con

dic

ión

1B

5

2 e

n 6

añ

os

1)

Pre

ven

tivo

1

) Lu

bri

car

la c

aja

de

engr

anaj

es, e

jes

y b

loq

uea

do

res.

1

) C

ada

6 a

ño

s

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) M

edir

la c

orr

ien

te y

tie

mp

o d

e te

nsa

do

del

mo

tor.

2

) ca

da

6 a

ño

s

con

dic

ión

151

Sist

em

a d

e Tr

ansf

orm

ació

n d

e P

ote

nci

a: T

1 (

138/

23)

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cue

nci

a d

e

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1A

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

y 3

) P

reve

nti

vo

1)

Insp

ecci

on

ar q

ue

las

válv

ula

s d

e lo

s ra

dia

do

res

est

én e

n p

osi

ció

n a

bie

rto

. 1

) y

3)

Dia

rio

2)

Co

nd

ició

n

2)

Rea

lizar

las

pru

ebas

de

term

ogr

afía

a lo

s ra

dia

do

res.

Ver

ific

ar q

ue

no

exi

stan

dif

eren

cias

2

) A

nu

al

d

e te

mp

erat

ura

may

ore

s a

los

10

gra

do

s C

entí

grad

os

entr

e ca

da

rad

iad

or.

3

) In

spec

ció

n d

etal

lad

a d

e la

su

per

fici

e d

e lo

s ra

dia

do

res.

1A

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ealiz

ar la

s p

rueb

as d

e re

sist

enci

a d

e ai

slam

ien

to d

e lo

s m

oto

res.

1

) y

2)

An

ual

2)

Pre

ven

tivo

2

) R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e, s

on

das

de

te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a.

1B

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e, s

on

das

de

1

) A

nu

al

te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a. M

edir

vo

ltaj

e y

corr

ien

te d

e lo

s gr

up

os

de

enfr

iam

ien

to.

1B

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ealiz

ar p

rueb

as t

erm

ogr

áfic

as a

: co

nex

ion

es, j

un

tura

s y

grap

as.

1)

An

ual

2)

Co

nd

ició

n

2)

Rea

lizar

pru

ebas

de

term

ogr

afía

del

gab

inet

e, c

on

exio

nes

, ju

ntu

ras,

gra

pas

del

2

) A

nu

al y

/o

co

nex

ion

ado

de

alta

del

tra

nsf

orm

ado

r. V

erif

icar

qu

e n

o e

xist

an d

ifer

enci

as d

e te

mp

erat

ura

co

nd

ició

n

m

ayo

res

a lo

s 1

0 g

rad

os

Cen

tígr

ado

s en

tre

com

po

nen

tes

con

fu

nci

on

es id

énti

cas.

1C

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Co

nd

ició

n

1)

Insp

ecci

on

ar v

isu

alm

ente

los

com

po

nen

tes

acce

sib

les

de

los

par

arra

yos,

así

co

mo

1

) A

nu

al y

/o

re

gist

rar

el n

úm

ero

de

de

scar

gas

y n

oti

fica

r cu

alq

uie

r an

om

alía

. co

nd

ició

n

R

ealiz

ar p

rueb

as d

e fa

cto

r d

e p

ote

nci

a , r

esis

ten

cia

de

aisl

amie

nto

, co

rrie

nte

de

fuga

y

ca

pac

itan

cia

en lo

s p

arar

rayo

s.

2)

Pre

ven

tivo

2

) R

em

pla

zar

silic

a ge

l del

de

shid

rata

do

r d

e ai

re d

el t

anq

ue

con

serv

ado

r d

el a

ceit

e,

2)

An

ual

cu

and

o m

ues

tren

sig

no

s d

e d

eco

lora

ció

n.

3)

Pre

ven

tivo

3

) R

eaju

star

y li

mp

iar

tod

as la

s co

nex

ion

es

a ti

erra

s d

el t

ran

sfo

rmad

or.

3

) Se

me

stra

l

4)

Co

nd

ició

n

4)

Rea

lizar

pru

ebas

fís

ico

-qu

ímic

as a

l ace

ite

die

léct

rico

el c

ual

co

nte

nga

índ

ices

de:

4

) A

nu

al y

/o

co

lor,

rig

idez

die

léct

rica

, ten

sió

n in

terr

acia

l, ín

dic

e d

e n

eutr

aliz

ació

n, d

esca

rgas

co

nd

ició

n

p

arci

ales

, fac

tor

de

po

ten

cia,

co

nte

nid

o d

e h

um

edad

, pu

nto

de

infl

amac

ión

.

1C

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Co

nd

ició

n

1)

Rea

lizar

pru

eba

de

anál

isis

de

resp

ue

sta

de

frec

uen

cia.

1

) C

ada

10

añ

os

152

Sist

em

a d

e Tr

ansf

orm

ació

n d

e P

ote

nci

a: T

1 (

138/

23)

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cue

nci

a d

e

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1C

3

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e,

1)

An

ual

so

nd

as d

e te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a.

2)

Pre

ven

tivo

-

2)

Insp

ecci

nar

qu

e la

s vá

lvu

las

de

los

rad

iad

ore

s e

stén

en

po

sici

ón

ab

iert

o.

2)

Dia

rio

, An

ual

Co

nd

ició

n

Rea

lizar

las

pru

ebas

de

term

ogr

afía

a lo

s ra

dia

do

res.

Ver

ific

ar q

ue

no

exi

stan

y/

o C

on

dic

ión

d

ifer

enci

as d

e te

mp

erat

ura

may

ore

s a

los

10

gra

do

s C

entí

grad

os

entr

e ca

da

rad

iad

or.

In

spec

ció

n d

etal

lad

a d

e la

su

per

fici

e d

e lo

s ra

dia

do

res.

in

spec

cio

nar

las

alar

mas

de

baj

o v

olt

aje

del

sis

tem

a d

e re

frig

erac

ión

.

in

spec

cio

nar

y li

mp

iar

gab

inet

e d

el t

ran

sfo

rmad

or

y re

aliz

ar p

rueb

as f

un

cio

nal

es d

e lo

s

gr

up

os

de

enfr

iam

ien

to.

R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e, s

on

das

de

te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a. R

ealiz

ar la

s p

rueb

as d

e re

sist

enci

a d

e lo

s m

oto

res.

3)

Co

nd

ició

n

3)

Rea

lizar

pru

ebas

cro

mat

ogr

áfic

as d

el a

ceit

e.

3)

An

ual

/

R

ealiz

ar p

rueb

as d

e ai

slam

ien

to s

ólid

o c

om

o:

Gra

do

de

po

limer

izac

ión

, an

ális

is d

e

co

nd

ició

n

fu

ran

os,

em

isio

ne

s ac

úst

icas

. Rea

lizar

tra

tam

ien

to d

e d

esh

idra

taci

ón

del

ais

lam

ien

to in

tern

o.

R

ealiz

ar t

rata

mie

nto

de

rem

oci

ón

de

ácid

o y

lod

os.

In

spec

cio

nar

mem

bra

na

de

nit

rilo

den

tro

del

tan

qu

e co

nse

rvad

or.

4)

Co

nd

ició

n

4)

Reg

istr

ar t

em

per

atu

ra d

e lo

s d

evan

ado

s, a

ceit

e y

la t

emp

erat

ura

am

bie

nta

l.

4)

An

ual

V

erif

icar

qu

e la

tem

per

atu

ra o

bse

rvad

a co

rres

po

nd

e a

la c

orr

ien

te o

po

ten

cia

regi

stra

da.

1C

4

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) Li

mp

ieza

de

la p

orc

elan

a.

1)

An

ual

2)

Co

nd

ició

n

2)

Insp

ecci

on

ar d

etal

lad

amen

te la

po

rcel

ana

y el

niv

el d

e ac

eite

de

los

bu

shin

gs.

2)

Bia

nu

al

R

ealiz

ar p

rueb

as d

e fa

cto

r d

e p

ote

nci

a, c

apac

itan

cia,

res

iste

nci

a d

e ai

slam

ien

to,

co

rrie

nte

de

fuga

. Rea

lizar

pru

ebas

de

term

ogr

afía

a lo

s b

ush

ings

.

1C

5

2 e

n 6

añ

os

1)

Pre

ven

tivo

-

1)

Ru

tin

aria

men

te in

spec

cio

nar

e in

form

ar d

e cu

alq

uie

r fu

ga.

1),

2)

y 3

)

Co

nd

ició

n

2)

Aju

star

los

torn

illo

s d

e b

ush

ings

y m

anh

ole

s h

asta

40

lb-f

(IE

EE)

Sem

estr

al

2)

y 3

) P

reve

nti

vo

3)

Al d

etec

tar

fuga

s, c

amb

iar

emp

aqu

es, r

emo

ver

oxi

do

y p

inta

r

153

Sist

em

a d

e Tr

ansf

orm

ació

n d

e P

ote

nci

a: T

1 (

138/

23)

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cue

nci

a d

e

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1C

6

2 e

n 6

añ

os

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

uti

nar

iam

ente

insp

ecci

on

ar lo

s d

isp

osi

tivo

s d

e p

rote

cció

n, b

orn

eras

, co

nta

cto

s y

con

exio

nes

1

) A

nu

al

d

e ca

ble

s d

e co

ntr

ol;

her

met

icid

ady

cale

facc

ión

de

los

gab

inet

es.

2)

Pre

ven

tivo

-

2)

Rec

alib

rar

(si e

s n

eces

ario

) y

real

izar

pru

ebas

fu

nci

on

ales

a lo

s re

lés

y d

e re

com

isio

nam

ien

to a

1

) A

nu

al y

/o

Co

nd

ició

n

los

circ

uit

os

de

pro

tecc

ión

. co

nd

ició

n

1C

7

No

ha

ocu

rrid

o

Cap

acit

ació

n

1)

Au

dit

orí

a d

e p

roce

sos

y re

visi

ón

de

pro

ced

imie

nto

s p

ara

el p

erso

nal

. 1

) Tr

ime

stra

l

2)

y 3

) P

reve

nti

vo-

2)

Insp

ecci

on

ar e

l niv

el d

e SF

6 e

n lo

s d

isyu

nto

res

aso

ciad

os.

2

) y

3)

An

ual

Co

nd

ició

n

3)

Pru

eba

de

resi

sten

cia

de

con

tact

os,

tie

mp

os

de

cier

re y

ap

ertu

ra, t

erm

ogr

afía

de

los

gab

inet

es

y

con

exio

nad

o d

e A

T, p

rueb

as f

un

cio

nal

es d

e lo

s se

ccio

nad

ore

s.

C

orr

ecci

ón

de

galv

aniz

ado

y p

intu

ra.

2A

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Co

nd

ició

n

1)

Rea

lizar

la p

rueb

a d

e re

acta

nci

a d

e d

isp

ersi

ón

par

a to

do

s lo

s p

aso

s d

e TA

P.

1)

Sem

est

ral

2)

Pre

ven

tivo

2

) C

heq

ueo

del

blo

qu

eo m

ecán

ico

del

cam

bia

do

r d

e TA

P c

uan

do

el t

ran

sfo

rmad

or

est

e co

n c

arga

. 2

) A

nu

al

154

Sist

em

a d

e Tr

ansf

orm

ació

n d

e P

ote

nci

a: T

2 (

138/

23)

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cue

nci

a d

e

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1A

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

y 3

) P

reve

nti

vo

1)

Insp

ecci

on

ar q

ue

las

válv

ula

s d

e lo

s ra

dia

do

res

est

én e

n p

osi

ció

n a

bie

rto

. 1

) y

3)

Dia

rio

2)

Co

nd

ició

n

2)

Rea

lizar

las

pru

ebas

de

term

ogr

afía

a lo

s ra

dia

do

res.

Ver

ific

ar q

ue

no

exi

stan

dif

eren

cias

2

) A

nu

al

d

e te

mp

erat

ura

may

ore

s a

los

10

gra

do

s C

entí

grad

os

entr

e ca

da

rad

iad

or.

3

) In

spec

ció

n d

etal

lad

a d

e la

su

per

fici

e d

e lo

s ra

dia

do

res.

1A

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ealiz

ar la

s p

rueb

as d

e re

sist

enci

a d

e ai

slam

ien

to d

e lo

s m

oto

res.

1

) y

2)

An

ual

2)

Pre

ven

tivo

2

) R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e, s

on

das

de

te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a.

1B

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e, s

on

das

de

1

) A

nu

al

te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a. M

edir

vo

ltaj

e y

corr

ien

te d

e lo

s gr

up

os

de

en

fria

mie

nto

.

1B

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ealiz

ar p

rueb

as t

erm

ogr

áfic

as a

: co

nex

ion

es, j

un

tura

s y

grap

as.

1)

An

ual

2)

Co

nd

ició

n

2)

Rea

lizar

pru

ebas

de

term

ogr

afía

del

gab

inet

e, c

on

exio

nes

, ju

ntu

ras,

gra

pas

del

2

) A

nu

al y

/o

co

nex

ion

ado

de

alta

del

tra

nsf

orm

ado

r. V

erif

icar

qu

e n

o e

xist

an d

ifer

enci

as d

e te

mp

erat

ura

co

nd

ició

n

m

ayo

res

a lo

s 1

0 g

rad

os

Cen

tígr

ado

s en

tre

com

po

nen

tes

con

fu

nci

on

es id

énti

cas.

1C

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Co

nd

ició

n

1)

Insp

ecci

on

ar v

isu

alm

ente

los

com

po

nen

tes

acce

sib

les

de

los

par

arra

yos,

así

co

mo

1

) A

nu

al y

/o

re

gist

rar

el n

úm

ero

de

de

scar

gas

y n

oti

fica

r cu

alq

uie

r an

om

alía

. co

nd

ició

n

R

ealiz

ar p

rueb

as d

e fa

cto

r d

e p

ote

nci

a , r

esis

iten

cia

de

aisl

amie

nto

, co

rrie

nte

de

fuga

y

ca

pac

itan

cia

en lo

s p

arar

rayo

s.

2)

Pre

ven

tivo

2

) R

eem

pla

zar

silic

agel

del

de

shid

rata

do

r d

e ai

re d

el t

anq

ue

con

serv

ado

r d

el a

cite

,

2)

An

ual

cu

and

o m

ues

tren

sig

no

s d

e d

eco

lora

ció

n.

3)

Pre

ven

tivo

3

) R

eaju

star

y li

mp

iar

tod

as la

s co

nex

ion

es

a ti

erra

s d

el t

ran

sfo

rmad

or.

3

) Se

me

stra

l

4)

Co

nd

ició

n

4)

Rea

lizar

pru

ebas

fís

ico

-qu

ímic

as a

l ace

ite

die

léct

rico

el c

ual

co

nte

nga

índ

ices

de:

4

) A

nu

al y

/o

co

lor,

rig

idez

die

léct

rica

, ten

sió

n in

terf

acia

l, ín

dic

e d

e n

eutr

aliz

ació

n, d

esca

rgas

co

nd

ició

n

p

arci

ales

, fac

tor

de

po

ten

cia,

co

nte

nid

o d

e h

um

edad

, pu

nto

de

infl

amac

ión

.

1C

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Co

nd

ició

n

1)

Rea

lizar

pru

eba

de

anál

isis

de

resp

ue

sta

de

frec

uen

cia.

1

) C

ada

10

añ

os

155

Sist

em

a d

e Tr

ansf

orm

ació

n d

e P

ote

nci

a: T

2 (

138/

23)

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cue

nci

a d

e

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1C

3

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e,

1)

An

ual

so

nd

as d

e te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a.

2)

Pre

ven

tivo

-

2)

Inse

ccin

ar q

ue

las

válv

ula

s d

e lo

s ra

dia

do

res

esté

n e

n p

osi

ció

n a

bie

rto

. 2

) D

iari

o, A

nu

al

Co

nd

ició

n

Rea

lizar

las

pru

ebas

de

term

ogr

afía

a lo

s ra

dia

do

res.

Ver

ific

ar q

ue

no

exi

stan

y/

o C

on

dic

ión

d

ifer

enci

as d

e te

mp

erat

ura

may

ore

s a

los

10

gra

do

s C

entí

grad

os

entr

e ca

da

rad

iad

or.

In

spec

ció

n d

etal

lad

a d

e la

su

per

fici

e d

e lo

s ra

dia

do

res.

in

spec

cio

nar

las

alar

mas

de

baj

o v

olt

aje

del

sis

tem

a d

e re

frig

erac

ión

.

in

spec

cio

nar

y li

mp

iar

gab

inet

e d

el t

ran

sfo

rmad

or

y re

aliz

ar p

rueb

as f

un

cio

nal

es d

e lo

s

gr

up

os

de

enfr

iam

ien

to.

R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e, s

on

das

de

te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a. R

ealiz

ar la

s p

rueb

as d

e re

sist

enci

a d

e lo

s m

oto

res.

3)

Co

nd

ició

n

3)

Rea

lizar

pru

ebas

cro

mat

ogr

áfic

as d

el a

ceit

e.

3)

An

ual

/

R

ealiz

ar p

rueb

as d

e ai

slam

ien

to s

ólid

o c

om

o:

Gra

do

de

po

limer

izac

ión

, an

ális

is d

e

co

nd

ició

n

fu

ran

os,

em

isio

ne

s ac

úst

icas

. Rea

lizar

tra

tam

ien

to d

e d

esh

idra

taci

ón

del

ais

lam

ien

to in

tern

o.

R

ealiz

ar t

rata

mie

nto

de

rem

oci

ón

de

ácid

o y

lod

os.

In

spec

cio

nar

mem

bra

na

de

nit

rilo

den

tro

del

tan

qu

e co

nse

rvad

or.

4)

Co

nd

ició

n

4)

Reg

istr

ar t

em

per

atu

ra d

e lo

s d

evan

ado

s, a

ceit

e y

la t

emp

erat

ura

am

bie

nta

l.

4)

An

ual

V

erif

icar

qu

e la

tem

per

atu

ra o

bse

rvad

a co

rres

po

nd

e a

la c

orr

ien

te o

po

ten

cia

regi

stra

da.

1C

4

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) Li

mp

ieza

de

la p

orc

elan

a.

1)

An

ual

2)

Co

nd

ició

n

2)

Insp

ecci

on

ar d

etal

lad

amen

te la

po

rcel

ana

y el

niv

el d

e ac

eite

de

los

bu

shin

gs.

2)

Bia

nu

al

R

ealiz

ar p

rueb

as d

e fa

cto

r d

e p

ote

nci

a, c

apac

itan

cia,

res

iste

nci

a d

e ai

slam

ien

to,

co

rrie

nte

de

fuga

. Rea

lizar

pru

ebas

de

term

ogr

afía

a lo

s b

ush

ings

.

1C

5

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

-

1)

Ru

tin

aria

men

te in

spec

cio

nar

e in

form

ar d

e cu

alq

uie

r fu

ga.

1),

2)

y 3

)

Co

nd

ició

n

2)

Aju

star

los

torn

illo

s d

e b

ush

ings

y m

anh

ole

s h

asta

40

lb-f

(IE

EE)

Sem

estr

al

2)

y 3

) P

reve

nti

vo

3)

Al d

etec

tar

fuga

s, c

amb

iar

emp

aqu

es, r

emo

ver

oxi

do

y p

inta

r

156

Sist

em

a d

e Tr

ansf

orm

ació

n d

e P

ote

nci

a: T

2 (

138/

23)

Mo

do

d

e

Fre

cuen

cia

Tare

a d

e

Acc

ión

de

Man

ten

imie

nto

Fr

ecu

en

cia

de

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1C

6

2 e

n 6

añ

os

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

uti

nar

iam

ente

insp

ecci

on

ar lo

s d

isp

osi

tivo

s d

e p

rote

cció

n, b

orn

eras

, co

nta

cto

s y

con

exio

nes

1

) A

nu

al

d

e ca

ble

s d

e co

ntr

o; h

erm

etic

idad

y ca

lefa

cció

n d

e lo

s ga

bin

etes

.

2)

Pre

ven

tivo

-

2)

Rec

alib

rar

(si e

s n

eces

ario

) y

real

izar

pru

ebas

fu

nci

on

ales

a lo

s re

lés

y d

e re

com

isio

nam

ien

to a

1

) A

nu

al y

/o

Co

nd

ició

n

los

circ

uit

os

de

pro

tecc

ión

. co

nd

ició

n

1C

7

No

ha

ocu

rrid

o

Cap

acit

ació

n

1)

Au

dit

orí

a d

e p

roce

sos

y re

visi

ón

de

pro

ced

imie

nto

s p

ara

el p

erso

nal

. 1

) Tr

ime

stra

l

2)

y 3

) P

reve

nti

vo-

2)

Insp

ecci

on

ar e

l niv

el d

e SF

6 e

n lo

s d

isyu

nto

res

aso

ciad

os.

2

) y

3)

An

ual

Co

nd

ició

n

3)

Pru

eba

de

resi

sten

cia

de

con

tact

os,

tie

mp

os

de

cier

re y

ap

ertu

ra, t

erm

ogr

afía

de

los

gab

inet

es

y

con

exio

nad

o d

e A

T, p

rueb

as f

un

cio

nal

es d

e lo

s se

ccio

nad

ore

s.

C

orr

ecci

ón

de

galv

aniz

ado

y p

intu

ra.

2A

1 N

o h

a o

curr

ido

1

) C

on

dic

ión

1

) R

ealiz

ar la

pru

eba

de

reac

tan

cia

de

dis

per

sió

n p

ara

tod

os

los

pas

os

de

TAP

. 1

) Se

me

stra

l

2)

Pre

ven

tivo

2

) C

heq

ueo

del

blo

qu

eo m

ecán

ico

del

cam

bia

do

r d

e TA

P c

uan

do

el t

ran

sfo

rmad

or

est

e co

n c

arga

. 2

) A

nu

al

Tab

la

N°

4.2

9.

Mod

elo

de M

an

ten

imie

nto

S/E

Po

ma

sq

ui.

157

4.10

.2.

MO

DE

LO

DE

MA

NT

EN

IMIE

NT

O G

EN

ER

AL

EN

EL

EQ

UIP

O P

RIM

AR

IO D

E L

A S

/E V

ICE

NT

INA

.

Sist

em

a d

e C

ort

e y

Sec

cio

nam

ien

to: D

isyu

nto

r (4

6)

kV

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cuen

cia

de

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1A

1 N

o h

a o

curr

ido

1

) P

reve

nti

vo

1)

Ru

tin

aria

men

te in

spec

cio

nar

el e

stad

o f

ísic

o y

co

nex

ion

es d

el c

ircu

ito

aso

ciad

o..

1

) D

iari

o

2)

Co

nd

ició

n

2)

Rea

lizar

pru

ebas

de

calib

raci

ón

a lo

s re

lés

y d

e ai

slam

ien

to d

el c

able

ado

. 2

) A

nu

al

1A

2 1

en

6 a

ño

s 1

) y

2)

Pre

ven

tivo

1

) In

spec

cio

nar

y li

mp

iar

los

con

tact

os

auxi

liare

s y

lub

rica

r el

sis

tem

a d

e ac

cio

nam

ien

to.

1)

An

ual

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) R

ealiz

ar p

rueb

as f

un

cio

nal

es a

l dis

yun

tor.

2

) A

nu

al

con

dic

ión

3

) R

ealiz

ar p

rueb

a d

e te

rmo

graf

ía.

3)

An

ual

1A

3 1

en

6 a

ño

s Es

tá f

uer

a d

el a

laca

nce

del

RC

M p

ara

el d

isyu

nto

r.

1B

1

2 e

n 6

añ

os

Está

fu

era

del

ala

can

ce d

el R

CM

par

a el

dis

yun

tor.

1B

2

1 e

n 6

añ

os

1)

Pre

ven

tivo

1

) C

apac

itac

ión

del

per

son

al d

e o

per

acio

nes

. 2

) B

imen

sual

1B

3

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

uti

nar

iam

ente

insp

ecci

on

ar y

reg

istr

ar e

l nú

mer

o d

e o

per

acio

nes

y la

pre

sió

n d

el g

as

1)

Dia

rio

d

ielé

ctri

co.

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) R

ealiz

ar p

rueb

as d

e ap

ertu

ra y

cie

rre,

de

sim

ult

anei

dad

y t

iem

po

sde

op

erac

ión

del

2

) ca

da

6 a

ño

s

con

dic

ión

d

isyu

nto

r.

3)

Co

nd

ició

n

3)

Pru

ebas

elé

ctri

cas

a la

s b

ob

inas

de

man

do

. 2

) ca

da

6 a

ño

s

1B

4

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) D

ar m

ante

nim

ien

to a

la t

ub

ería

del

gas

y a

pri

ete

a la

s b

rid

as.

1)

An

ual

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) R

ealiz

ar la

pru

eba

de

pre

sió

n d

el g

as.

2)

cad

a 6

añ

os

con

dic

ión

1B

5

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) Lu

bri

car

la c

aja

de

engr

anaj

es, e

jes

y b

loq

uea

do

res.

1

) C

ada

6 a

ño

s

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) M

edir

la c

orr

ien

te y

tie

mp

o d

e te

nsa

do

del

mo

tor.

2

) ca

da

6 a

ño

s

con

dic

ión

Tab

la

N°

4.3

0.

Mod

elo

de M

an

ten

imie

nto

S/E

Vic

entin

a.

158

4.10

.3.

MO

DE

LO

DE

MA

NT

EN

IMIE

NT

O G

EN

ER

AL

EN

EL

EQ

UIP

O P

RIM

AR

IO D

E L

A S

/E S

TA

. RO

SA

.

Sist

em

a d

e C

ort

e y

Sec

cio

nam

ien

to: D

isyu

nto

r (4

6)

kV

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cuen

cia

de

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1A

1 N

o h

a o

curr

ido

1

) P

reve

nti

vo

1)

Ru

tin

aria

men

te in

spec

cio

nar

el e

stad

o f

ísic

o y

co

nex

ion

es d

el c

ircu

ito

aso

ciad

o..

1

) D

iari

o

2)

Co

nd

ició

n

2)

Rea

lizar

pru

ebas

de

calib

raci

ón

a lo

s re

lés

y d

e ai

slam

ien

to d

el c

able

ado

. 2

) A

nu

al

1A

2 4

en

6 a

ño

s 1

) y

2)

Pre

ven

tivo

1

) In

spec

cio

nar

y li

mp

iar

los

con

tact

os

auxi

liare

s y

lub

rica

r el

sis

tem

a d

e ac

cio

nam

ien

to.

1)

Sem

estr

al

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) R

ealiz

ar p

rueb

as f

un

cio

nal

es a

l dis

yun

tor.

2

) A

nu

al

con

dic

ión

3

) R

ealiz

ar p

rueb

a d

e te

rmo

graf

ía.

3)

An

ual

1A

3 1

en

6 a

ño

s Es

tá f

uer

a d

el a

laca

nce

del

RC

M p

ara

el d

isyu

nto

r.

1B

1

12

en

6 a

ño

s Es

tá f

uer

a d

el a

laca

nce

del

RC

M p

ara

el d

isyu

nto

r.

1B

2

2 e

n 6

añ

os

1)

Pre

ven

tivo

1

) C

apac

itac

ión

del

per

son

al d

e o

per

acio

nes

. 2

) B

imen

sual

1B

3

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

uti

nar

iam

ente

insp

ecci

on

ar y

reg

istr

ar e

l nú

mer

o d

e o

per

acio

nes

y la

pre

sió

n d

el g

as

1)

Dia

rio

d

ielé

ctri

co.

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) R

ealiz

ar p

rueb

as d

e ap

ertu

ra y

cie

rre,

de

sim

ult

anei

dad

y t

iem

po

sde

op

erac

ión

del

2

) ca

da

6 a

ño

s

con

dic

ión

d

isyu

nto

r.

3)

Co

nd

ició

n

3)

Pru

ebas

elé

ctri

cas

a la

s b

ob

inas

de

man

do

. 2

) ca

da

6 a

ño

s

1B

4

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) D

ar m

ante

nim

ien

to a

la t

ub

ería

del

gas

y a

pri

ete

a la

s b

rid

as.

1)

An

ual

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) R

ealiz

ar la

pru

eba

de

pre

sió

n d

el g

as.

2)

cad

a 6

añ

os

con

dic

ión

1B

5

3 e

n 6

añ

os

1)

Pre

ven

tivo

1

) Lu

bri

car

la c

aja

de

engr

anaj

es, e

jes

y b

loq

uea

do

res.

1

) C

ada

3 a

ño

s

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) M

edir

la c

orr

ien

te y

tie

mp

o d

e te

nsa

do

del

mo

tor.

2

) ca

da

6 a

ño

s

con

dic

ión

159

Sist

em

a d

e C

ort

e y

Sec

cio

nam

ien

to: D

isyu

nto

r (2

3)

kV

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cuen

cia

de

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1A

1 N

o h

a o

curr

ido

1

) P

reve

nti

vo

1)

Ru

tin

aria

men

te in

spec

cio

nar

el e

stad

o f

ísic

o y

co

nex

ion

es d

el c

ircu

ito

aso

ciad

o..

1

) D

iari

o

2)

Co

nd

ició

n

2)

Rea

lizar

pru

ebas

de

calib

raci

ón

a lo

s re

lés

y d

e ai

slam

ien

to d

el c

able

ado

. 2

) A

nu

al

1A

2 N

o h

a o

curr

ido

1

) y

2)

Pre

ven

tivo

1

) In

spec

cio

nar

y li

mp

iar

los

con

tact

os

auxi

liare

s y

lub

rica

r el

sis

tem

a d

e ac

cio

nam

ien

to.

1)

An

ual

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) R

ealiz

ar p

rueb

as f

un

cio

nal

es a

l dis

yun

tor.

2

) A

nu

al

con

dic

ión

3

) R

ealiz

ar p

rueb

a d

e te

rmo

graf

ía.

3)

An

ual

1A

3 N

o h

a o

curr

ido

Es

tá f

uer

a d

el a

laca

nce

del

RC

M p

ara

el d

isyu

nto

r.

1B

1

No

ha

ocu

rrid

o

Está

fu

era

del

ala

can

ce d

el R

CM

par

a el

dis

yun

tor.

1B

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) C

apac

itac

ión

del

per

son

al d

e o

per

acio

nes

. 2

) B

imen

sual

1B

3

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

uti

nar

iam

ente

insp

ecci

on

ar y

reg

istr

ar e

l nú

mer

o d

e o

per

acio

nes

y la

pre

sió

n d

el g

as

1)

Dia

rio

d

ielé

ctri

co.

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) R

ealiz

ar p

rueb

as d

e ap

ertu

ra y

cie

rre,

de

sim

ult

anei

dad

y t

iem

po

sde

op

erac

ión

del

2

) ca

da

6 a

ño

s

con

dic

ión

d

isyu

nto

r.

3)

Co

nd

ició

n

3)

Pru

ebas

elé

ctri

cas

a la

s b

ob

inas

de

man

do

. 2

) ca

da

6 a

ño

s

1B

4

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) D

ar m

ante

nim

ien

to a

la t

ub

ería

del

gas

y a

pri

ete

a la

s b

rid

as.

1)

An

ual

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) R

ealiz

ar la

pru

eba

de

pre

sió

n d

el g

as.

2)

cad

a 6

añ

os

con

dic

ión

1B

5

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) Lu

bri

car

la c

aja

de

engr

anaj

es, e

jes

y b

loq

uea

do

res.

1

) C

ada

6 a

ño

s

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) M

edir

la c

orr

ien

te y

tie

mp

o d

e te

nsa

do

del

mo

tor.

2

) ca

da

6 a

ño

s

con

dic

ión

160

Sist

em

a d

e Tr

ansf

orm

ació

n d

e P

ote

nci

a: T

1 (

46/2

3) k

V

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cuen

cia

de

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cuen

cia

de

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1A

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

y 3

) P

reve

nti

vo

1)

Insp

ecci

on

ar q

ue

las

válv

ula

s d

e lo

s ra

dia

do

res

est

én e

n p

osi

ció

n a

bie

rto

. 1

) y

3)

Dia

rio

2)

Co

nd

ició

n

2)

Rea

lizar

las

pru

ebas

de

term

ogr

afía

a lo

s ra

dia

do

res.

Ver

ific

ar q

ue

no

exi

stan

dif

eren

cias

2

) A

nu

al

d

e te

mp

erat

ura

may

ore

s a

los

10

gra

do

s C

entí

grad

os

entr

e ca

da

rad

iad

or.

3

) In

spec

ció

n d

etal

lad

a d

e la

su

per

fici

e d

e lo

s ra

dia

do

res.

1A

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ealiz

ar la

s p

rueb

as d

e re

sist

enci

a d

e ai

slam

ien

to d

e lo

s m

oto

res.

1

) y

2)

An

ual

2)

Pre

ven

tivo

2

) R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e, s

on

das

de

te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

age

n t

érm

ica.

1B

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e, s

on

das

de

1

) A

nu

al

te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a. M

edir

vo

ltaj

e y

corr

ien

te d

e lo

s gr

up

os

de

enfr

iam

ien

to.

1B

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ealiz

ar p

rueb

as t

erm

ogr

áfic

as a

: co

nex

ion

es, j

un

tura

s y

grap

as.

1)

An

ual

2)

Co

nd

ició

n

2)

Rea

lizar

pru

ebas

de

term

ogr

afía

del

gab

inet

e, c

on

exio

nes

, ju

ntu

ras,

gra

pas

del

2

) A

nu

al y

/o

co

nex

ion

ado

de

alta

del

tra

nsf

orm

ado

r. V

erif

icar

qu

e n

o e

xist

an d

ifer

enci

as d

e te

mp

erat

ura

co

nd

ició

n

m

ayo

res

a lo

s 1

0 g

rad

os

Cen

tígr

ado

s en

tre

com

po

nen

tes

con

fu

nci

on

es id

énti

cas.

1C

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Co

nd

ició

n

1)

Insp

ecci

on

ar v

isu

alm

ente

los

com

po

nen

tes

acce

sib

les

de

los

par

arra

yos,

así

co

mo

1

) A

nu

al y

/o

re

gist

rar

el n

úm

ero

de

de

scar

gas

y n

oti

fica

r cu

alq

uie

r an

om

alía

. co

nd

ició

n

R

ealiz

ar p

rueb

as d

e fa

cto

r d

e p

ote

nci

a , r

esis

iten

cia

de

aisl

amie

nto

, co

rrie

nte

de

fuga

y

ca

pac

itan

cia

en lo

s p

arar

rayo

s.

2)

Pre

ven

tivo

2

) R

eem

pla

zar

silic

agel

del

de

shid

rata

do

r d

e ai

re d

el t

anq

ue

con

serv

ado

r d

el a

cite

,

2)

An

ual

cu

and

o m

ues

tren

sig

no

s d

e d

eco

lora

ció

n.

3)

Pre

ven

tivo

3

) R

eaju

star

y li

mp

iar

tod

as la

s co

nex

ion

es

a ti

erra

s d

el t

ran

sfo

rmad

or.

3

) Se

me

stra

l

4)

Co

nd

ició

n

4)

Rea

lizar

pru

ebas

fís

ico

-qu

ímic

as a

l ace

ite

die

léct

rico

el c

ual

co

nte

nga

índ

ices

de:

4

) A

nu

al y

/o

co

lor,

rig

idez

die

léct

rica

, ten

sió

n in

terf

acia

l, ín

dic

e d

e n

eutr

aliz

ació

n, d

esca

rgas

co

nd

ició

n

p

arci

ales

, fac

tor

de

po

ten

cia,

co

nte

nid

o d

e h

um

edad

, pu

nto

de

infl

amac

ión

.

161

Sist

em

a d

e Tr

ansf

orm

ació

n d

e P

ote

nci

a: T

1 (

46/2

3) k

V

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cuen

cia

de

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1C

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Co

nd

ició

n

1)

Rea

lizar

pru

eba

de

anál

isis

de

resp

ue

sta

de

frec

uen

cia.

1

) C

ada

10

añ

os

1C

3

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e,

1)

An

ual

so

nd

as d

e te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a.

2)

Pre

ven

tivo

-

2)

Inse

ccin

ar q

ue

las

válv

ula

s d

e lo

s ra

dia

do

res

esté

n e

n p

osi

ció

n a

bie

rto

. 2

) D

iari

o, A

nu

al

Co

nd

ició

n

Rea

lizar

las

pru

ebas

de

term

ogr

afía

a lo

s ra

dia

do

res.

Ver

ific

ar q

ue

no

exi

stan

y/

o C

on

dic

ión

d

ifer

enci

as d

e te

mp

erat

ura

may

ore

s a

los

10

gra

do

s C

entí

grad

os

entr

e ca

da

rad

iad

or.

In

spec

ció

n d

etal

lad

a d

e la

su

per

fici

e d

e lo

s ra

dia

do

res.

in

spec

cio

nar

las

alar

mas

de

baj

o v

olt

aje

del

sis

tem

a d

e re

frig

erac

ión

.

in

spec

cio

nar

y li

mp

iar

gab

inet

e d

el t

ran

sfo

rmad

or

y re

aliz

ar p

rueb

as f

un

cio

nal

es d

e lo

s

gr

up

os

de

enfr

iam

ien

to.

R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e, s

on

das

de

te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a. R

ealiz

ar la

s p

rueb

as d

e re

sist

enci

a d

e lo

s m

oto

res.

3)

Co

nd

ició

n

3)

Rea

lizar

pru

ebas

cro

mat

ogr

áfic

as d

el a

ceit

e.

3)

An

ual

/

R

ealiz

ar p

rueb

as d

e ai

slam

ien

to s

ólid

o c

om

o:

Gra

do

de

po

limer

izac

ión

, an

ális

is d

e

co

nd

ició

n

fu

ran

os,

em

isio

ne

s ac

úst

icas

. Rea

lizar

tra

tam

ien

to d

e d

esh

idra

taci

ón

del

ais

lam

ien

to in

tern

o.

R

ealiz

ar t

rata

mie

nto

de

rem

oci

ón

de

ácid

o y

lod

os.

In

spec

cio

nar

mem

bra

na

de

nit

rilo

den

tro

del

tan

qu

e co

nse

rvad

or.

4)

Co

nd

ició

n

4)

Reg

istr

ar t

em

per

atu

ra d

e lo

s d

evan

ado

s, a

ceit

e y

la t

emp

erat

ura

am

bie

nta

l. 4

) A

nu

al

V

erif

icar

qu

e la

tem

per

atu

ra o

bse

rvad

a co

rres

po

nd

e a

la c

orr

ien

te o

po

ten

cia

regi

stra

da.

1C

4

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) Li

mp

ieza

de

la p

orc

elan

a.

1)

An

ual

2)

Co

nd

ició

n

2)

Insp

ecci

on

ar d

etal

lad

amen

te la

po

rcel

ana

y el

niv

el d

e ac

eite

de

los

bu

shin

gs.

2)

Bia

nu

al

R

ealiz

ar p

rueb

as d

e fa

cto

r d

e p

ote

nci

a, c

apac

itan

cia,

res

iste

nci

a d

e ai

slam

ien

to,

co

rrie

nte

de

fuga

. Rea

lizar

pru

ebas

de

term

ogr

afía

a lo

s b

ush

ings

.

1C

5

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

-

1)

Ru

tin

aria

men

te in

spec

cio

nar

e in

form

ar d

e cu

alq

uie

r fu

ga.

1),

2)

y 3

)

Co

nd

ició

n

2)

Aju

star

los

torn

illo

s d

e b

ush

ings

y m

anh

ole

s h

asta

40

lb-f

(IE

EE)

An

ual

2)

y 3

) P

reve

nti

vo

3)

Al d

etec

tar

fuga

s, c

amb

iar

emp

aqu

es, r

emo

ver

oxi

do

y p

inta

r

162

Sist

em

a d

e Tr

ansf

orm

ació

n d

e P

ote

nci

a: T

1 (

46/2

3) k

V

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cuen

cia

de

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1C

6

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

uti

nar

iam

ente

insp

ecci

on

ar lo

s d

isp

osi

tivo

s d

e p

rote

cció

n, b

orn

eras

, co

nta

cto

s y

con

exio

nes

1

) A

nu

al

d

e ca

ble

s d

e co

ntr

o; h

erm

etic

idad

y ca

lefa

cció

n d

e lo

s ga

bin

etes

.

2)

Pre

ven

tivo

-

2)

Rec

alib

rar

(si e

s n

eces

ario

) y

real

izar

pru

ebas

fu

nci

on

ales

a lo

s re

lés

y d

e re

com

isio

nam

ien

to a

1

) A

nu

al y

/o

Co

nd

ició

n

los

circ

uit

os

de

pro

tecc

ión

. co

nd

ició

n

1C

7

No

ha

ocu

rrid

o

Cap

acit

ació

n

1)

Au

dit

orí

a d

e p

roce

sos

y re

visi

ón

de

pro

ced

imie

nto

s p

ara

el p

erso

nal

. 1

) Tr

ime

stra

l

2)

y 3

) P

reve

nti

vo-

2)

Insp

ecci

on

ar e

l niv

el d

e SF

6 e

n lo

s d

isyu

nto

res

aso

ciad

os.

2

) y

3)

An

ual

Co

nd

ició

n

3)

Pru

eba

de

resi

sten

cia

de

con

tact

os,

tie

mp

os

de

cier

re y

ap

ertu

ra, t

erm

ogr

afía

de

los

gab

inet

es

y

con

exio

nad

o d

e A

T, p

rueb

as f

un

cio

nal

es d

e lo

s se

ccio

nad

ore

s.

C

orr

ecci

ón

de

galv

aniz

ado

y p

intu

ra.

2A

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Co

nd

ició

n

1)

Rea

lizar

la p

rueb

a d

e re

acta

nci

a d

e d

isp

ersi

ón

par

a to

do

s lo

s p

aso

s d

e TA

P.

1)

Sem

est

ral

2)

Pre

ven

tivo

2

) C

heq

ueo

del

blo

qu

eo m

ecán

ico

del

cam

bia

do

r d

e TA

P c

uan

do

el t

ran

sfo

rmad

or

est

e co

n c

arga

. 2

) A

nu

al

163

Sist

em

a d

e Tr

ansf

orm

ació

n d

e P

ote

nci

a: T

2 (

46/2

3) k

V

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cuen

cia

de

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1A

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

y 3

) P

reve

nti

vo

1)

Insp

ecci

on

ar q

ue

las

válv

ula

s d

e lo

s ra

dia

do

res

est

én e

n p

osi

ció

n a

bie

rto

. 1

) y

3)

Dia

rio

2)

Co

nd

ició

n

2)

Rea

lizar

las

pru

ebas

de

term

ogr

afía

a lo

s ra

dia

do

res.

Ver

ific

ar q

ue

no

exi

stan

dif

eren

cias

2

) A

nu

al

d

e te

mp

erat

ura

may

ore

s a

los

10

gra

do

s C

entí

grad

os

entr

e ca

da

rad

iad

or.

3

) In

spec

ció

n d

etal

lad

a d

e la

su

per

fici

e d

e lo

s ra

dia

do

res.

1A

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ealiz

ar la

s p

rueb

as d

e re

sist

enci

a d

e ai

slam

ien

to d

e lo

s m

oto

res.

1

) y

2)

An

ual

2)

Pre

ven

tivo

2

) R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e, s

on

das

de

te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a.

1B

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e, s

on

das

de

1

) A

nu

al

te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

age

n t

érm

ica.

Med

ir v

olt

aje

y co

rrie

nte

de

los

gru

po

s d

e en

fria

mie

nto

.

1B

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ealiz

ar p

rueb

as t

erm

ogr

áfic

as a

: co

nex

ion

es, j

un

tura

s y

grap

as.

1)

An

ual

2)

Co

nd

ició

n

2)

Rea

lizar

pru

ebas

de

term

ogr

afía

del

gab

inet

e, c

on

exio

nes

, ju

ntu

ras,

gra

pas

del

2

) A

nu

al y

/o

co

nex

ion

ado

de

alta

del

tra

nsf

orm

ado

r. V

erif

icar

qu

e n

o e

xist

an d

ifer

enci

as d

e te

mp

erat

ura

co

nd

ició

n

m

ayo

res

a lo

s 1

0 g

rad

os

Cen

tígr

ado

s en

tre

com

po

nen

tes

con

fu

nci

on

es id

énti

cas.

1C

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Co

nd

ició

n

1)

Insp

ecci

on

ar v

isu

alm

ente

los

com

po

nen

tes

acce

sib

les

de

los

par

arra

yos,

así

co

mo

1

) A

nu

al y

/o

re

gist

rar

el n

úm

ero

de

de

scar

gas

y n

oti

fica

r cu

alq

uie

r an

om

alía

. co

nd

ició

n

R

ealiz

ar p

rueb

as d

e fa

cto

r d

e p

ote

nci

a , r

esis

iten

cia

de

ais

lam

ien

to, c

orr

ien

te d

e fu

ga y

ca

pac

itan

cia

en lo

s p

arar

rayo

s.

2)

Pre

ven

tivo

2

) R

eem

pla

zar

silic

agel

del

de

shid

rata

do

r d

e ai

re d

el t

anq

ue

con

serv

ado

r d

el a

cite

,

2)

An

ual

cu

and

o m

ues

tren

sig

no

s d

e d

eco

lora

ció

n.

3)

Pre

ven

tivo

3

) R

eaju

star

y li

mp

iar

tod

as la

s co

nex

ion

es

a ti

erra

s d

el t

ran

sfo

rmad

or.

3

) Se

me

stra

l

4)

Co

nd

ició

n

4)

Rea

lizar

pru

ebas

fís

ico

-qu

ímic

as a

l ace

ite

die

léct

rico

el c

ual

co

nte

nga

índ

ices

de:

4

) A

nu

al y

/o

co

lor,

rig

idez

die

léct

rica

, ten

sió

n in

terf

acia

l, ín

dic

e d

e n

eutr

aliz

ació

n, d

esca

rgas

co

nd

ició

n

p

arci

ales

, fac

tor

de

po

ten

cia,

co

nte

nid

o d

e h

um

edad

, pu

nto

de

infl

amac

ión

.

1C

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Co

nd

ició

n

1)

Rea

lizar

pru

eba

de

anál

isis

de

resp

ue

sta

de

frec

uen

cia.

1

) C

ada

10

añ

os

164

Sist

em

a d

e Tr

ansf

orm

ació

n d

e P

ote

nci

a: T

2 (

46/2

3) k

V

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cuen

cia

de

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1C

3

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e,

1)

An

ual

so

nd

as d

e te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a.

2)

Pre

ven

tivo

-

2)

Inse

ccin

ar q

ue

las

válv

ula

s d

e lo

s ra

dia

do

res

esté

n e

n p

osi

ció

n a

bie

rto

. 2

) D

iari

o, A

nu

al

Co

nd

ició

n

Rea

lizar

las

pru

ebas

de

term

ogr

afía

a lo

s ra

dia

do

res.

Ver

ific

ar q

ue

no

exi

stan

y/

o C

on

dic

ión

d

ifer

enci

as d

e te

mp

erat

ura

may

ore

s a

los

10

gra

do

s C

entí

grad

os

entr

e ca

da

rad

iad

or.

In

spec

ció

n d

etal

lad

a d

e la

su

per

fici

e d

e lo

s ra

dia

do

res.

in

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cio

nar

las

alar

mas

de

baj

o v

olt

aje

del

sis

tem

a d

e re

frig

erac

ión

.

in

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cio

nar

y li

mp

iar

gab

inet

e d

el t

ran

sfo

rmad

or

y re

aliz

ar p

rueb

as f

un

cio

nal

es d

e lo

s

gr

up

os

de

enfr

iam

ien

to.

R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

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war

e, s

on

da

s d

e

te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a. R

ealiz

ar la

s p

rueb

as d

e re

sist

enci

a d

e lo

s m

oto

res.

3)

Co

nd

ició

n

3)

Rea

lizar

pru

ebas

cro

mat

ogr

áfic

as d

el a

ceit

e.

3)

An

ual

/

R

ealiz

ar p

rueb

as d

e ai

slam

ien

to s

ólid

o c

om

o:

Gra

do

de

po

limer

izac

ión

, an

ális

is d

e

co

nd

ició

n

fu

ran

os,

em

isio

ne

s ac

úst

icas

. Rea

lizar

tra

tam

ien

to d

e d

esh

idra

taci

ón

del

ais

lam

ien

to in

tern

o.

R

ealiz

ar t

rata

mie

nto

de

rem

oci

ón

de

ácid

o y

lod

os.

In

spec

cio

nar

mem

bra

na

de

nit

rilo

den

tro

del

tan

qu

e co

nse

rvad

or.

4)

Co

nd

ició

n

4)

Reg

istr

ar t

em

per

atu

ra d

e lo

s d

evan

ado

s, a

ceit

e y

la t

emp

erat

ura

am

bie

nta

l.

4)

An

ual

V

erif

icar

qu

e la

tem

per

atu

ra o

bse

rvad

a co

rres

po

nd

e a

la c

orr

ien

te o

po

ten

cia

regi

stra

da.

1C

4

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) Li

mp

ieza

de

la p

orc

elan

a.

1)

An

ual

2)

Co

nd

ició

n

2)

Insp

ecci

on

ar d

etal

lad

amen

te la

po

rcel

ana

y el

niv

el d

e ac

eite

de

los

bu

shin

gs.

2)

Bia

nu

al

R

ealiz

ar p

rueb

as d

e fa

cto

r d

e p

ote

nci

a, c

apac

itan

cia,

res

iste

nci

a d

e ai

slam

ien

to,

co

rrie

nte

de

fuga

. Rea

lizar

pru

ebas

de

term

ogr

afía

a lo

s b

ush

ings

.

1C

5

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

-

1)

Ru

tin

aria

men

te in

spec

cio

nar

e in

form

ar d

e cu

alq

uie

r fu

ga.

1),

2)

y 3

)

Co

nd

ició

n

2)

Aju

star

los

torn

illo

s d

e b

ush

ings

y m

anh

ole

s h

asta

40

lb-f

(IE

EE)

An

ual

2)

y 3

) P

reve

nti

vo

3)

Al d

etec

tar

fuga

s, c

amb

iar

emp

aqu

es, r

emo

ver

oxi

do

y p

inta

r

165

Sist

em

a d

e Tr

ansf

orm

ació

n d

e P

ote

nci

a: T

2 (

46/2

3) k

V

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cuen

cia

de

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1C

6

1 e

n 6

añ

os

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

uti

nar

iam

ente

insp

ecci

on

ar lo

s d

isp

osi

tivo

s d

e p

rote

cció

n, b

orn

eras

, co

nta

cto

s y

con

exio

nes

1

) A

nu

al

d

e ca

ble

s d

e co

ntr

o; h

erm

etic

idad

y ca

lefa

cció

n d

e lo

s ga

bin

etes

.

2)

Pre

ven

tivo

-

2)

Rec

alib

rar

(si e

s n

eces

ario

) y

real

izar

pru

ebas

fu

nci

on

ales

a lo

s re

lés

y d

e re

com

isio

nam

ien

to a

1

) A

nu

al y

/o

Co

nd

ició

n

los

circ

uit

os

de

pro

tecc

ión

. co

nd

ició

n

1C

7

No

ha

ocu

rrid

o

Cap

acit

ació

n

1)

Au

dit

orí

a d

e p

roce

sos

y re

visi

ón

de

pro

ced

imie

nto

s p

ara

el p

erso

nal

. 1

) Tr

ime

stra

l

2)

y 3

) P

reve

nti

vo-

2)

Insp

ecci

on

ar e

l niv

el d

e SF

6 e

n lo

s d

isyu

nto

res

aso

ciad

os.

2

) y

3)

An

ual

Co

nd

ició

n

3)

Pru

eba

de

resi

sten

cia

de

con

tact

os,

tie

mp

os

de

cier

re y

ap

ertu

ra, t

erm

ogr

afía

de

los

gab

inet

es

y

con

exio

nad

o d

e A

T, p

rueb

as f

un

cio

nal

es d

e lo

s se

ccio

nad

ore

s.

C

orr

ecci

ón

de

galv

aniz

ado

y p

intu

ra.

2A

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Co

nd

ició

n

1)

Rea

lizar

la p

rueb

a d

e re

acta

nci

a d

e d

isp

ersi

ón

par

a to

do

s lo

s p

aso

s d

e TA

P.

1)

Sem

est

ral

2)

Pre

ven

tivo

2

) C

heq

ueo

del

blo

qu

eo m

ecán

ico

del

cam

bia

do

r d

e TA

P c

uan

do

el t

ran

sfo

rmad

or

est

e co

n c

arga

. 2

) A

nu

al

166

Sist

em

a d

e Tr

ansf

orm

ació

n d

e P

ote

nci

a: T

RP

(13

8/46

) kV

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cuen

cia

de

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1A

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

y 3

) P

reve

nti

vo

1)

Insp

ecci

on

ar q

ue

las

válv

ula

s d

e lo

s ra

dia

do

res

est

én e

n p

osi

ció

n a

bie

rto

. 1

) y

3)

Dia

rio

2)

Co

nd

ició

n

2)

Rea

lizar

las

pru

ebas

de

term

ogr

afía

a lo

s ra

dia

do

res.

Ver

ific

ar q

ue

no

exi

stan

dif

eren

cias

2

) A

nu

al

d

e te

mp

erat

ura

may

ore

s a

los

10

gra

do

s C

entí

grad

os

entr

e ca

da

rad

iad

or.

3

) In

spec

ció

n d

etal

lad

a d

e la

su

per

fici

e d

e lo

s ra

dia

do

res.

1A

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ealiz

ar la

s p

rueb

as d

e re

sist

enci

a d

e ai

slam

ien

to d

e lo

s m

oto

res.

1

) y

2)

An

ual

2)

Pre

ven

tivo

2

) R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e, s

on

das

de

te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a.

1B

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e, s

on

das

de

1

) A

nu

al

te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a. M

edir

vo

ltaj

e y

corr

ien

te d

e lo

s gr

up

os

de

enfr

iam

ien

to.

1B

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ealiz

ar p

rueb

as t

erm

ogr

áfic

as a

: co

nex

ion

es, j

un

tura

s y

grap

as.

1)

An

ual

2)

Co

nd

ició

n

2)

Rea

lizar

pru

ebas

de

term

ogr

afía

del

gab

inet

e, c

on

exio

nes

, ju

ntu

ras,

gra

pas

del

2

) A

nu

al y

/o

co

nex

ion

ado

de

alta

del

tra

nsf

orm

ado

r. V

erif

icar

qu

e n

o e

xist

an d

ifer

enci

as d

e te

mp

erat

ura

co

nd

ició

n

m

ayo

res

a lo

s 1

0 g

rad

os

Cen

tígr

ado

s en

tre

com

po

nen

tes

con

fu

nci

on

es id

énti

cas.

1C

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Co

nd

ició

n

1)

Insp

ecci

on

ar v

isu

alm

ente

los

com

po

nen

tes

acce

sib

les

de

los

par

arra

yos,

así

co

mo

1

) A

nu

al y

/o

re

gist

rar

el n

úm

ero

de

de

scar

gas

y n

oti

fica

r cu

alq

uie

r an

om

alía

. co

nd

ició

n

R

ealiz

ar p

rueb

as d

e fa

cto

r d

e p

ote

nci

a , r

esis

iten

cia

de

aisl

amie

nto

, co

rrie

nte

de

fuga

y

ca

pac

itan

cia

en lo

s p

arar

rayo

s.

2)

Pre

ven

tivo

2

) R

eem

pla

zar

silic

agel

del

de

shid

rata

do

r d

e ai

re d

el t

anq

ue

con

serv

ado

r d

el a

cite

,

2)

An

ual

cu

and

o m

ues

tren

sig

no

s d

e d

eco

lora

ció

n.

3)

Pre

ven

tivo

3

) R

eaju

star

y li

mp

iar

tod

as la

s co

nex

ion

es

a ti

erra

s d

el t

ran

sfo

rmad

or.

3

) Se

me

stra

l

4)

Co

nd

ició

n

4)

Rea

lizar

pru

ebas

fís

ico

-qu

ímic

as a

l ace

ite

die

léct

rico

el c

ual

co

nte

nga

índ

ices

de:

4

) A

nu

al y

/o

co

lor,

rig

idez

die

léct

rica

, ten

sió

n in

terf

acia

l, ín

dic

e d

e n

eutr

aliz

ació

n, d

esca

rgas

co

nd

ició

n

p

arci

ales

, fac

tor

de

po

ten

cia,

co

nte

nid

o d

e h

um

edad

, pu

nto

de

infl

amac

ión

.

1C

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Co

nd

ició

n

1)

Rea

lizar

pru

eba

de

anál

isis

de

resp

ue

sta

de

frec

uen

cia.

1

) C

ada

10

añ

os

167

Sist

em

a d

e Tr

ansf

orm

ació

n d

e P

ote

nci

a: T

RP

(13

8/46

) kV

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cuen

cia

de

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1C

3

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e,

1)

An

ual

so

nd

as d

e te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a.

2)

Pre

ven

tivo

-

2)

Inse

ccin

ar q

ue

las

válv

ula

s d

e lo

s ra

dia

do

res

esté

n e

n p

osi

ció

n a

bie

rto

. 2

) D

iari

o, A

nu

al

Co

nd

ició

n

Rea

lizar

las

pru

ebas

de

term

ogr

afía

a lo

s ra

dia

do

res.

Ver

ific

ar q

ue

no

exi

stan

y/

o C

on

dic

ión

d

ifer

enci

as d

e te

mp

erat

ura

may

ore

s a

los

10

gra

do

s C

entí

grad

os

entr

e ca

da

rad

iad

or.

In

spec

ció

n d

etal

lad

a d

e la

su

per

fici

e d

e lo

s ra

dia

do

res.

in

spec

cio

nar

las

alar

mas

de

baj

o v

olt

aje

del

sis

tem

a d

e re

frig

erac

ión

.

in

spec

cio

nar

y li

mp

iar

gab

inet

e d

el t

ran

sfo

rmad

or

y re

aliz

ar p

rueb

as f

un

cio

nal

es d

e lo

s

gr

up

os

de

enfr

iam

ien

to.

R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e, s

on

das

de

te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a. R

ealiz

ar la

s p

rueb

as d

e re

sist

enci

a d

e lo

s m

oto

res.

3)

Co

nd

ició

n

3)

Rea

lizar

pru

ebas

cro

mat

ogr

áfic

as d

el a

ceit

e.

3)

An

ual

/

R

ealiz

ar p

rueb

as d

e ai

slam

ien

to s

ólid

o c

om

o:

Gra

do

de

po

limer

izac

ión

, an

ális

is d

e

co

nd

ició

n

fu

ran

os,

em

isio

ne

s ac

úst

icas

. Rea

lizar

tra

tam

ien

to d

e d

esh

idra

taci

ón

del

ais

lam

ien

to in

tern

o.

R

ealiz

ar t

rata

mie

nto

de

rem

oci

ón

de

ácid

o y

lod

os.

In

spec

cio

nar

mem

bra

na

de

nit

rilo

den

tro

del

tan

qu

e co

nse

rvad

or.

4)

Co

nd

ició

n

4)

Reg

istr

ar t

em

per

atu

ra d

e lo

s d

evan

ado

s, a

ceit

e y

la t

emp

erat

ura

am

bie

nta

l.

4)

An

ual

V

erif

icar

qu

e la

tem

per

atu

ra o

bse

rvad

a co

rres

po

nd

e a

la c

orr

ien

te o

po

ten

cia

regi

stra

da.

1C

4

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) Li

mp

ieza

de

la p

orc

elan

a.

1)

An

ual

2)

Co

nd

ició

n

2)

Insp

ecci

on

ar d

etal

lad

amen

te la

po

rcel

ana

y el

niv

el d

e ac

eite

de

los

bu

shin

gs.

2)

Bia

nu

al

R

ealiz

ar p

rueb

as d

e fa

cto

r d

e p

ote

nci

a, c

apac

itan

cia,

res

iste

nci

a d

e ai

slam

ien

to,

co

rrie

nte

de

fuga

. Rea

lizar

pru

ebas

de

term

ogr

afía

a lo

s b

ush

ings

.

1C

5

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

-

1)

Ru

tin

aria

men

te in

spec

cio

nar

e in

form

ar d

e cu

alq

uie

r fu

ga.

1),

2)

y 3

)

Co

nd

ició

n

2)

Aju

star

los

torn

illo

s d

e b

ush

ings

y m

anh

ole

s h

asta

40

lb-f

(IE

EE)

An

ual

2)

y 3

) P

reve

nti

vo

3)

Al d

etec

tar

fuga

s, c

amb

iar

emp

aqu

es, r

emo

ver

oxi

do

y p

inta

r

168

Sist

em

a d

e Tr

ansf

orm

ació

n d

e P

ote

nci

a: T

RP

(13

8/46

) kV

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cuen

cia

de

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1C

6

3 e

n 6

añ

os

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

uti

nar

iam

ente

insp

ecci

on

ar lo

s d

isp

osi

tivo

s d

e p

rote

cció

n, b

orn

eras

, co

nta

cto

s y

con

exio

nes

1

) A

nu

al

d

e ca

ble

s d

e co

ntr

o; h

erm

etic

idad

y ca

lefa

cció

n d

e lo

s ga

bin

etes

.

2)

Pre

ven

tivo

-

2)

Rec

alib

rar

(si e

s n

eces

ario

) y

real

izar

pru

ebas

fu

nci

on

ales

a lo

s re

lés

y d

e re

com

isio

nam

ien

to a

1

) A

nu

al y

/o

Co

nd

ició

n

los

circ

uit

os

de

pro

tecc

ión

. co

nd

ició

n

1C

7

No

ha

ocu

rrid

o

Cap

acit

ació

n

1)

Au

dit

orí

a d

e p

roce

sos

y re

visi

ón

de

pro

ced

imie

nto

s p

ara

el p

erso

nal

. 1

) Tr

ime

stra

l

2)

y 3

) P

reve

nti

vo-

2)

Insp

ecci

on

ar e

l niv

el d

e SF

6 e

n lo

s d

isyu

nto

res

aso

ciad

os.

2

) y

3)

An

ual

Co

nd

ició

n

3)

Pru

eba

de

resi

sten

cia

de

con

tact

os,

tie

mp

os

de

cier

re y

ap

ertu

ra, t

erm

ogr

afía

de

los

gab

inet

es

y

con

exio

nad

o d

e A

T, p

rueb

as f

un

cio

nal

es d

e lo

s se

ccio

nad

ore

s.

C

orr

ecci

ón

de

galv

aniz

ado

y p

intu

ra.

2A

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Co

nd

ició

n

1)

Rea

lizar

la p

rueb

a d

e re

acta

nci

a d

e d

isp

ersi

ón

par

a to

do

s lo

s p

aso

s d

e TA

P.

1)

Sem

est

ral

2)

Pre

ven

tivo

2

) C

heq

ueo

del

blo

qu

eo m

ecán

ico

del

cam

bia

do

r d

e TA

P c

uan

do

el t

ran

sfo

rmad

or

est

e co

n c

arga

. 2

) A

nu

al

Tab

la

N°

4.3

1.

Mod

elo

de M

an

ten

imie

nto

S/E

San

ta R

osa

.

169

4.10

.4.

MO

DE

LO

DE

MA

NT

EN

IMIE

NT

O G

EN

ER

AL

EN

EL

EQ

UIP

O P

RIM

AR

IO D

E L

A S

/E S

UR

.

Sist

em

a d

e C

ort

e y

Sec

cio

nam

ien

to: D

isyu

nto

r (4

6)

kV

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cuen

cia

de

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1A

1 N

o h

a o

curr

ido

1

) P

reve

nti

vo

1)

Ru

tin

aria

men

te in

spec

cio

nar

el e

stad

o f

ísic

o y

co

nex

ion

es d

el c

ircu

ito

aso

ciad

o..

1

) D

iari

o

2)

Co

nd

ició

n

2)

Rea

lizar

pru

ebas

de

calib

raci

ón

a lo

s re

lés

y d

e ai

slam

ien

to d

el c

able

ado

. 2

) A

nu

al

1A

2 1

en

5 a

ño

s 1

) y

2)

Pre

ven

tivo

1

) In

spec

cio

nar

y li

mp

iar

los

con

tact

os

auxi

liare

s y

lub

rica

r el

sis

tem

a d

e ac

cio

nam

ien

to.

1)

An

ual

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) R

ealiz

ar p

rueb

as f

un

cio

nal

es a

l dis

yun

tor.

2

) A

nu

al

con

dic

ión

3

) R

ealiz

ar p

rueb

a d

e te

rmo

graf

ía.

3)

An

ual

1A

3 N

o h

a o

curr

ido

Es

tá f

uer

a d

el a

laca

nce

del

RC

M p

ara

el d

isyu

nto

r.

1B

1

1 e

n 6

añ

os

Está

fu

era

del

ala

can

ce d

el R

CM

par

a el

dis

yun

tor.

1B

2

2 e

n 6

añ

os

1)

Pre

ven

tivo

1

) C

apac

itac

ión

del

per

son

al d

e o

per

acio

nes

. 2

) B

imen

sual

1B

3

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

uti

nar

iam

ente

insp

ecci

on

ar y

reg

istr

ar e

l nú

mer

o d

e o

per

acio

nes

y la

pre

sió

n d

el g

as

1)

Dia

rio

d

ielé

ctri

co.

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) R

ealiz

ar p

rueb

as d

e ap

ertu

ra y

cie

rre,

de

sim

ult

anei

dad

y t

iem

po

sde

op

erac

ión

del

2

) ca

da

6 a

ño

s

con

dic

ión

d

isyu

nto

r.

3)

Co

nd

ició

n

3)

Pru

ebas

elé

ctri

cas

a la

s b

ob

inas

de

man

do

. 2

) ca

da

6 a

ño

s

1B

4

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) D

ar m

ante

nim

ien

to a

la t

ub

ería

del

gas

y a

pri

ete

a la

s b

rid

as.

1)

An

ual

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) R

ealiz

ar la

pru

eba

de

pre

sió

n d

el g

as.

2)

cad

a 6

añ

os

con

dic

ión

1B

5 2

en

6 a

ño

s 1

) P

reve

nti

vo

1)

Lub

rica

r la

caj

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e en

gran

ajes

, eje

s y

blo

qu

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s.

1)

Cad

a 6

añ

os

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) M

edir

la c

orr

ien

te y

tie

mp

o d

e te

nsa

do

del

mo

tor.

2

) ca

da

6 a

ño

s

con

dic

ión

Tab

la

N°

4.3

2.

Mod

elo

de M

an

ten

imie

nto

S/E

Su

r.

170

4.10

.5.

MO

DE

LO

DE

MA

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EN

IMIE

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O G

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AL

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EL

EQ

UIP

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RIM

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TE

.

Sist

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a d

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ort

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Sec

cio

nam

ien

to: D

isyu

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46)

kV

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cuen

cia

de

Falla

d

el E

ven

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Man

ten

imie

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M

ante

nim

ien

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1A

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

uti

nar

iam

ente

insp

ecci

on

ar e

l est

ado

fís

ico

y c

on

exio

ne

s d

el c

ircu

ito

aso

ciad

o..

1

) D

iari

o

2)

Co

nd

ició

n

2)

Rea

lizar

pru

ebas

de

calib

raci

ón

a lo

s re

lés

y d

e ai

slam

ien

to d

el c

able

ado

. 2

) A

nu

al

1A

2

1 e

n 6

añ

os

1)

y 2

) P

reve

nti

vo

1)

Insp

ecci

on

ar y

lim

pia

r lo

s co

nta

cto

s au

xilia

res

y lu

bri

car

el s

iste

ma

de

acci

on

amie

nto

. 1

) A

nu

al

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) R

ealiz

ar p

rueb

as f

un

cio

nal

es

al d

isyu

nto

r.

2)

An

ual

con

dic

ión

3

) R

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ía.

3)

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1A

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ha

ocu

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Está

fu

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can

ce d

el R

CM

par

a el

dis

yun

tor.

1B

1

1 e

n 6

añ

os

Está

fu

era

del

ala

can

ce d

el R

CM

par

a el

dis

yun

tor.

1B

2

1 e

n 6

añ

os

1)

Pre

ven

tivo

1

) C

apac

itac

ión

del

per

son

al d

e o

per

acio

ne

s.

2)

Bim

ensu

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1B

3

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

uti

nar

iam

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insp

ecci

on

ar y

reg

istr

ar e

l nú

mer

o d

e o

per

acio

ne

sy la

pre

sió

n d

el g

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1)

Dia

rio

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ctri

co.

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) R

ealiz

ar p

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as d

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y c

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ltan

eid

ad y

tie

mp

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e o

per

ació

n d

el

2)

cad

a 6

añ

os

con

dic

ión

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nto

r.

3)

Co

nd

ició

n

3)

Pru

ebas

elé

ctri

cas

a la

s b

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inas

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man

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. 2

) ca

da

6 a

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1B

4

No

ha

ocu

rrid

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1)

Pre

ven

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1

) D

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nim

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ub

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gas

y a

pri

ete

a la

s b

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1)

An

ual

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) R

ealiz

ar la

pru

eba

de

pre

sió

n d

el g

as.

2)

cad

a 6

añ

os

con

dic

ión

1B

5

1 e

n 6

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os

1)

Pre

ven

tivo

1

) Lu

bri

car

la c

aja

de

engr

anaj

es, e

jes

y b

loq

uea

do

res.

1

) C

ada

6 a

ño

s

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) M

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la c

orr

ien

te y

tie

mp

o d

e te

nsa

do

del

mo

tor.

2

) ca

da

6 a

ño

s

con

dic

ión

Tab

la

N°

4.3

3.

Mod

elo

de M

an

ten

imie

nto

S/E

No

rte.

171

4.10

.6.

MO

DE

LO

DE

MA

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e M

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Pri

mar

io d

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Su

bes

taci

ón

: CO

TOC

OLL

AO

Sist

em

a d

e C

ort

e y

Sec

cio

nam

ien

to: D

isyu

nto

r (1

38)

kV

Mo

do

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Fr

ecu

enci

a Ta

rea

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A

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e M

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Man

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M

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nim

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1A

1 N

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a o

curr

ido

1

) P

reve

nti

vo

1)

Ru

tin

aria

men

te in

spec

cio

nar

el e

stad

o f

ísic

o y

co

nex

ion

es d

el c

ircu

ito

aso

ciad

o..

1

) D

iari

o

2)

Co

nd

ició

n

2)

Rea

lizar

pru

ebas

de

calib

raci

ón

a lo

s re

lés

y d

e ai

slam

ien

to d

el c

able

ado

. 2

) A

nu

al

1A

2 2

en

6 a

ño

s 1

) y

2)

Pre

ven

tivo

1

) In

spec

cio

nar

y li

mp

iar

los

con

tact

os

auxi

liare

s y

lub

rica

r el

sis

tem

a d

e ac

cio

nam

ien

to.

1)

An

ual

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) R

ealiz

ar p

rueb

as f

un

cio

nal

es a

l dis

yun

tor.

2

) A

nu

al

con

dic

ión

3

) R

ealiz

ar p

rueb

a d

e te

rmo

graf

ía.

3)

An

ual

1A

3 3

en

6 a

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s Es

tá f

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nce

del

RC

M p

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el d

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nto

r.

1B

1

4 e

n 6

añ

os

Está

fu

era

del

ala

can

ce d

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CM

par

a el

dis

yun

tor.

1B

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) C

apac

itac

ión

del

per

son

al d

e o

per

acio

nes

. 2

) B

imen

sual

1B

3

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

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1

) R

uti

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iam

ente

insp

ecci

on

ar y

reg

istr

ar e

l nú

mer

o d

e o

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acio

nes

y la

pre

sió

n d

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1)

Dia

rio

d

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ctri

co.

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) R

ealiz

ar p

rueb

as d

e ap

ertu

ra y

cie

rre,

de

sim

ult

anei

dad

y t

iem

po

sde

op

erac

ión

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2

) ca

da

6 a

ño

s

con

dic

ión

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r.

3)

Co

nd

ició

n

3)

Pru

ebas

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ctri

cas

a la

s b

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man

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da

6 a

ño

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1B

4

No

ha

ocu

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o

1)

Pre

ven

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1

) D

ar m

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nim

ien

to a

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gas

y a

pri

ete

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1)

An

ual

2)

Pre

ven

tivo

y/o

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) R

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eba

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2)

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1B

5

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1)

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) Lu

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) C

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2)

Pre

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) M

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con

dic

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172

Sist

em

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ort

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Sec

cio

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6)k

V

Mo

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A

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M

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1A

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en

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) P

reve

nti

vo

1)

Ru

tin

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te in

spec

cio

nar

el e

stad

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ísic

o y

co

nex

ion

es d

el c

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aso

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1

) D

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2)

Co

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ició

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2)

Rea

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raci

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) A

nu

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1A

2 4

en

6 a

ño

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) y

2)

Pre

ven

tivo

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) In

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mp

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tact

os

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lub

rica

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1)

An

ual

2)

Pre

ven

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y/o

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) R

ealiz

ar p

rueb

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un

cio

nal

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l dis

yun

tor.

2

) A

nu

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3

) R

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rmo

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3)

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1A

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r.

1B

1

6 e

n 6

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CM

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1B

2

3 e

n 6

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os

1)

Pre

ven

tivo

1

) C

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itac

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del

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son

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per

acio

nes

. 2

) B

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sual

1B

3

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

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1

) R

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ecci

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l nú

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e o

per

acio

nes

y la

pre

sió

n d

el g

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1)

Dia

rio

d

ielé

ctri

co.

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) R

ealiz

ar p

rueb

as d

e ap

ertu

ra y

cie

rre,

de

sim

ult

anei

dad

y t

iem

po

sde

op

erac

ión

del

2

) ca

da

6 a

ño

s

con

dic

ión

d

isyu

nto

r.

3)

Co

nd

ició

n

3)

Pru

ebas

elé

ctri

cas

a la

s b

ob

inas

de

man

do

. 2

) ca

da

6 a

ño

s

1B

4

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

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1

) D

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nim

ien

to a

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ub

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del

gas

y a

pri

ete

a la

s b

rid

as.

1)

An

ual

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) R

ealiz

ar la

pru

eba

de

pre

sió

n d

el g

as.

2)

cad

a 6

añ

os

con

dic

ión

1B

5

No

ha

ocu

rrid

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1)

Pre

ven

tivo

1

) Lu

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car

la c

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engr

anaj

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y b

loq

uea

do

res.

1

) C

ada

6 a

ño

s

2)

Pre

ven

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y/o

2

) M

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la c

orr

ien

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mp

o d

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nsa

do

del

mo

tor.

2

) ca

da

6 a

ño

s

con

dic

ión

173

Sist

em

a d

e C

ort

e y

Sec

cio

nam

ien

to: D

isyu

nto

r (2

3)

kV

Mo

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Fr

ecu

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A

cció

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e M

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nim

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Fre

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cia

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Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1A

1 2

en

6 a

ño

s 1

) P

reve

nti

vo

1)

Ru

tin

aria

men

te in

spec

cio

nar

el e

stad

o f

ísic

o y

co

nex

ion

es d

el c

ircu

ito

aso

ciad

o..

1

) D

iari

o

2)

Co

nd

ició

n

2)

Rea

lizar

pru

ebas

de

calib

raci

ón

a lo

s re

lés

y d

e ai

slam

ien

to d

el c

able

ado

. 2

) A

nu

al

1A

2 1

en

6 a

ño

s 1

) y

2)

Pre

ven

tivo

1

) In

spec

cio

nar

y li

mp

iar

los

con

tact

os

auxi

liare

s y

lub

rica

r el

sis

tem

a d

e ac

cio

nam

ien

to.

1)

An

ual

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) R

ealiz

ar p

rueb

as f

un

cio

nal

es a

l dis

yun

tor.

2

) A

nu

al

con

dic

ión

3

) R

ealiz

ar p

rueb

a d

e te

rmo

graf

ía.

3)

An

ual

1A

3 1

en

6 a

ño

s Es

tá f

uer

a d

el a

laca

nce

del

RC

M p

ara

el d

isyu

nto

r.

1B

1

4 e

n 6

añ

os

Está

fu

era

del

ala

can

ce d

el R

CM

par

a el

dis

yun

tor.

1B

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) C

apac

itac

ión

del

per

son

al d

e o

per

acio

nes

. 2

) B

imen

sual

1B

3

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

uti

nar

iam

ente

insp

ecci

on

ar y

reg

istr

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l nú

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e o

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acio

nes

y la

pre

sió

n d

el g

as

1)

Dia

rio

d

ielé

ctri

co.

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) R

ealiz

ar p

rueb

as d

e ap

ertu

ra y

cie

rre,

de

sim

ult

anei

dad

y t

iem

po

sde

op

erac

ión

del

2

) ca

da

6 a

ño

s

con

dic

ión

d

isyu

nto

r.

3)

Co

nd

ició

n

3)

Pru

ebas

elé

ctri

cas

a la

s b

ob

inas

de

man

do

. 2

) ca

da

6 a

ño

s

1B

4

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) D

ar m

ante

nim

ien

to a

la t

ub

ería

del

gas

y a

pri

ete

a la

s b

rid

as.

1)

An

ual

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) R

ealiz

ar la

pru

eba

de

pre

sió

n d

el g

as.

2)

cad

a 6

añ

os

con

dic

ión

1B

5

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) Lu

bri

car

la c

aja

de

engr

anaj

es, e

jes

y b

loq

uea

do

res.

1

) C

ada

6 a

ño

s

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) M

edir

la c

orr

ien

te y

tie

mp

o d

e te

nsa

do

del

mo

tor.

2

) ca

da

6 a

ño

s

con

dic

ión

174

Sist

em

a d

e T

ran

sfo

rmac

ión

de

Po

ten

cia:

T1

(13

8/46

/23)

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cuen

cia

de

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1A

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

y 3

) P

reve

nti

vo

1)

Insp

ecci

on

ar q

ue

las

válv

ula

s d

e lo

s ra

dia

do

res

est

én e

n p

osi

ció

n a

bie

rto

. 1

) y

3)

Dia

rio

2)

Co

nd

ició

n

2)

Rea

lizar

las

pru

ebas

de

term

ogr

afía

a lo

s ra

dia

do

res.

Ver

ific

ar q

ue

no

exi

stan

dif

eren

cias

2

) A

nu

al

d

e te

mp

erat

ura

may

ore

s a

los

10

gra

do

s C

entí

grad

os

entr

e ca

da

rad

iad

or.

3

) In

spec

ció

n d

etal

lad

a d

e la

su

per

fici

e d

e lo

s ra

dia

do

res.

1A

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ealiz

ar la

s p

rueb

as d

e re

sist

enci

a d

e ai

slam

ien

to d

e lo

s m

oto

res.

1

) y

2)

An

ual

2)

Pre

ven

tivo

2

) R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e, s

on

das

de

te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a.

1B

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e, s

on

das

de

1

) A

nu

al

te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a. M

edir

vo

ltaj

e y

corr

ien

te d

e lo

s gr

up

os

de

enfr

iam

ien

to.

1B

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ealiz

ar p

rueb

as t

erm

ogr

áfic

as a

: co

nex

ion

es, j

un

tura

s y

grap

as.

1)

An

ual

2)

Co

nd

ició

n

2)

Rea

lizar

pru

ebas

de

term

ogr

afía

del

gab

inet

e, c

on

exio

nes

, ju

ntu

ras,

gra

pas

del

2

) A

nu

al y

/o

co

nex

ion

ado

de

alta

del

tra

nsf

orm

ado

r. V

erif

icar

qu

e n

o e

xist

an d

ifer

enci

as d

e te

mp

erat

ura

co

nd

ició

n

m

ayo

res

a lo

s 1

0 g

rad

os

Cen

tígr

ado

s en

tre

com

po

nen

tes

con

fu

nci

on

es id

énti

cas.

1C

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Co

nd

ició

n

1)

Insp

ecci

on

ar v

isu

alm

ente

los

com

po

nen

tes

acce

sib

les

de

los

par

arra

yos,

así

co

mo

1

) A

nu

al y

/o

re

gist

rar

el n

úm

ero

de

de

scar

gas

y n

oti

fica

r cu

alq

uie

r an

om

alía

. co

nd

ició

n

R

ealiz

ar p

rueb

as d

e fa

cto

r d

e p

ote

nci

a , r

esis

iten

cia

de

aisl

amie

nto

, co

rrie

nte

de

fuga

y

ca

pac

itan

cia

en lo

s p

arar

rayo

s.

2)

Pre

ven

tivo

2

) R

eem

pla

zar

silic

agel

del

de

shid

rata

do

r d

e ai

re d

el t

anq

ue

con

serv

ado

r d

el a

cite

,

2)

An

ual

cu

and

o m

ues

tren

sig

no

s d

e d

eco

lora

ció

n.

3)

Pre

ven

tivo

3

) R

eaju

star

y li

mp

iar

tod

as la

s co

nex

ion

es

a ti

erra

s d

el t

ran

sfo

rmad

or.

3

) Se

me

stra

l

4)

Co

nd

ició

n

4)

Rea

lizar

pru

ebas

fís

ico

-qu

ímic

as a

l ace

ite

die

léct

rico

el c

ual

co

nte

nga

índ

ices

de:

4

) A

nu

al y

/o

co

lor,

rig

idez

die

léct

rica

, ten

sió

n in

terf

acia

l, ín

dic

e d

e n

eutr

aliz

ació

n, d

esca

rgas

co

nd

ició

n

p

arci

ales

, fac

tor

de

po

ten

cia,

co

nte

nid

o d

e h

um

edad

, pu

nto

de

infl

amac

ión

.

1C

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Co

nd

ició

n

1)

Rea

lizar

pru

eba

de

anál

isis

de

resp

ue

sta

de

frec

uen

cia.

1

) C

ada

10

añ

os

175

Sist

em

a d

e Tr

ansf

orm

ació

n d

e P

ote

nci

a: T

1 (

138/

46/2

3)

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cuen

cia

de

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1C

3

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e,

1)

An

ual

so

nd

as d

e te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a.

2)

Pre

ven

tivo

-

2)

Inse

ccin

ar q

ue

las

válv

ula

s d

e lo

s ra

dia

do

res

esté

n e

n p

osi

ció

n a

bie

rto

. 2

) D

iari

o, A

nu

al

Co

nd

ició

n

Rea

lizar

las

pru

ebas

de

term

ogr

afía

a lo

s ra

dia

do

res.

Ver

ific

ar q

ue

no

exi

stan

y/

o C

on

dic

ión

d

ifer

enci

as d

e te

mp

erat

ura

may

ore

s a

los

10

gra

do

s C

entí

grad

os

entr

e ca

da

rad

iad

or.

In

spec

ció

n d

etal

lad

a d

e la

su

per

fici

e d

e lo

s ra

dia

do

res.

in

spec

cio

nar

las

alar

mas

de

baj

o v

olt

aje

del

sis

tem

a d

e re

frig

erac

ión

.

in

spec

cio

nar

y li

mp

iar

gab

inet

e d

el t

ran

sfo

rmad

or

y re

aliz

ar p

rueb

as f

un

cio

nal

es d

e lo

s

gr

up

os

de

enfr

iam

ien

to.

R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e, s

on

das

de

te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a. R

ealiz

ar la

s p

rueb

as d

e re

sist

enci

a d

e lo

s m

oto

res.

3)

Co

nd

ició

n

3)

Rea

lizar

pru

ebas

cro

mat

ogr

áfic

as d

el a

ceit

e.

3)

An

ual

/

R

ealiz

ar p

rueb

as d

e ai

slam

ien

to s

ólid

o c

om

o:

Gra

do

de

po

limer

izac

ión

, an

ális

is d

e

co

nd

ició

n

fu

ran

os,

em

isio

ne

s ac

úst

icas

. Rea

lizar

tra

tam

ien

to d

e d

esh

idra

taci

ón

del

ais

lam

ien

to in

tern

o.

R

ealiz

ar t

rata

mie

nto

de

rem

oci

ón

de

ácid

o y

lod

os.

In

spec

cio

nar

mem

bra

na

de

nit

rilo

den

tro

del

tan

qu

e co

nse

rvad

or.

4)

Co

nd

ició

n

4)

Reg

istr

ar t

em

per

atu

ra d

e lo

s d

evan

ado

s, a

ceit

e y

la t

emp

erat

ura

am

bie

nta

l.

4)

An

ual

V

erif

icar

qu

e la

tem

per

atu

ra o

bse

rvad

a co

rres

po

nd

e a

la c

orr

ien

te o

po

ten

cia

regi

stra

da.

1C

4

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) Li

mp

ieza

de

la p

orc

elan

a.

1)

An

ual

2)

Co

nd

ició

n

2)

Insp

ecci

on

ar d

etal

lad

amen

te la

po

rcel

ana

y el

niv

el d

e ac

eite

de

los

bu

shin

gs.

2)

Bia

nu

al

R

ealiz

ar p

rueb

as d

e fa

cto

r d

e p

ote

nci

a, c

apac

itan

cia,

res

iste

nci

a d

e ai

slam

ien

to,

co

rrie

nte

de

fuga

. Rea

lizar

pru

ebas

de

term

ogr

afía

a lo

s b

ush

ings

.

1C

5

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

-

1)

Ru

tin

aria

men

te in

spec

cio

nar

e in

form

ar d

e cu

alq

uie

r fu

ga.

1),

2)

y 3

)

Co

nd

ició

n

2)

Aju

star

los

torn

illo

s d

e b

ush

ings

y m

anh

ole

s h

asta

40

lb-f

(IE

EE)

An

ual

2)

y 3

) P

reve

nti

vo

3)

Al d

etec

tar

fuga

s, c

amb

iar

emp

aqu

es, r

emo

ver

oxi

do

y p

inta

r

176

Sist

em

a d

e T

ran

sfo

rmac

ión

de

Po

ten

cia:

T1

(1

38

/46

/23

)

Mo

do

de

Fre

cue

nci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cue

nci

a d

e

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1C

6

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

uti

nar

iam

ente

insp

ecci

on

ar lo

s d

isp

osi

tivo

s d

e p

rote

cció

n, b

orn

eras

, co

nta

cto

s y

con

exio

nes

1

) A

nu

al

d

e ca

ble

s d

e co

ntr

o; h

erm

etic

idad

y ca

lefa

cció

n d

e lo

s ga

bin

etes

.

2)

Pre

ven

tivo

-

2)

Rec

alib

rar

(si e

s n

eces

ario

) y

real

izar

pru

ebas

fu

nci

on

ales

a lo

s re

lés

y d

e re

com

isio

nam

ien

to a

1

) A

nu

al y

/o

Co

nd

ició

n

los

circ

uit

os

de

pro

tecc

ión

. co

nd

ició

n

1C

7

No

ha

ocu

rrid

o

Cap

acit

ació

n

1)

Au

dit

orí

a d

e p

roce

sos

y re

visi

ón

de

pro

ced

imie

nto

s p

ara

el p

erso

nal

. 1

) Tr

ime

stra

l

2)

y 3

) P

reve

nti

vo-

2)

Insp

ecci

on

ar e

l niv

el d

e SF

6 e

n lo

s d

isyu

nto

res

aso

ciad

os.

2

) y

3)

An

ual

Co

nd

ició

n

3)

Pru

eba

de

resi

sten

cia

de

con

tact

os,

tie

mp

os

de

cier

re y

ap

ertu

ra, t

erm

ogr

afía

de

los

gab

inet

es

y

con

exio

nad

o d

e A

T, p

rueb

as f

un

cio

nal

es d

e lo

s se

ccio

nad

ore

s.

C

orr

ecci

ón

de

galv

aniz

ado

y p

intu

ra.

2A

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Co

nd

ició

n

1)

Rea

lizar

la p

rueb

a d

e re

acta

nci

a d

e d

isp

ersi

ón

par

a to

do

s lo

s p

aso

s d

e TA

P.

1)

Sem

est

ral

2)

Pre

ven

tivo

2

) C

heq

ueo

del

blo

qu

eo m

ecán

ico

del

cam

bia

do

r d

e TA

P c

uan

do

el t

ran

sfo

rmad

or

est

e co

n c

arga

. 2

) A

nu

al

177

Sist

em

a d

e Tr

ansf

orm

ació

n d

e P

ote

nci

a: T

2 (

138/

23)

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cuen

cia

de

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1A

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

y 3

) P

reve

nti

vo

1)

Insp

ecci

on

ar q

ue

las

válv

ula

s d

e lo

s ra

dia

do

res

est

én e

n p

osi

ció

n a

bie

rto

. 1

) y

3)

Dia

rio

2)

Co

nd

ició

n

2)

Rea

lizar

las

pru

ebas

de

term

ogr

afía

a lo

s ra

dia

do

res.

Ver

ific

ar q

ue

no

exi

stan

dif

eren

cias

2

) A

nu

al

d

e te

mp

erat

ura

may

ore

s a

los

10

gra

do

s C

entí

grad

os

entr

e ca

da

rad

iad

or.

3

) In

spec

ció

n d

etal

lad

a d

e la

su

per

fici

e d

e lo

s ra

dia

do

res.

1A

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ealiz

ar la

s p

rueb

as d

e re

sist

enci

a d

e ai

slam

ien

to d

e lo

s m

oto

res.

1

) y

2)

An

ual

2)

Pre

ven

tivo

2

) R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e, s

on

das

de

te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a.

1B

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e, s

on

das

de

1

) A

nu

al

te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a. M

edir

vo

ltaj

e y

corr

ien

te d

e lo

s gr

up

os

de

enfr

iam

ien

to.

1B

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ealiz

ar p

rueb

as t

erm

ogr

áfic

as a

: co

nex

ion

es, j

un

tura

s y

grap

as.

1)

An

ual

2)

Co

nd

ició

n

2)

Rea

lizar

pru

ebas

de

term

ogr

afía

del

gab

inet

e, c

on

exio

nes

, ju

ntu

ras,

gra

pas

del

2

) A

nu

al y

/o

co

nex

ion

ado

de

alta

del

tra

nsf

orm

ado

r. V

erif

icar

qu

e n

o e

xist

an d

ifer

enci

as d

e te

mp

erat

ura

co

nd

ició

n

m

ayo

res

a lo

s 1

0 g

rad

os

Cen

tígr

ado

s en

tre

com

po

nen

tes

con

fu

nci

on

es id

énti

cas.

1C

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Co

nd

ició

n

1)

Insp

ecci

on

ar v

isu

alm

ente

los

com

po

nen

tes

acce

sib

les

de

los

par

arra

yos,

así

co

mo

1

) A

nu

al y

/o

re

gist

rar

el n

úm

ero

de

de

scar

gas

y n

oti

fica

r cu

alq

uie

r an

om

alía

. co

nd

ició

n

R

ealiz

ar p

rueb

as d

e fa

cto

r d

e p

ote

nci

a , r

esis

iten

cia

de

aisl

amie

nto

, co

rrie

nte

de

fuga

y

ca

pac

itan

cia

en lo

s p

arar

rayo

s.

2)

Pre

ven

tivo

2

) R

eem

pla

zar

silic

agel

del

de

shid

rata

do

r d

e ai

re d

el t

anq

ue

con

serv

ado

r d

el a

cite

,

2)

An

ual

cu

and

o m

ues

tren

sig

no

s d

e d

eco

lora

ció

n.

3)

Pre

ven

tivo

3

) R

eaju

star

y li

mp

iar

tod

as la

s co

nex

ion

es

a ti

erra

s d

el t

ran

sfo

rmad

or.

3

) Se

me

stra

l

4)

Co

nd

ició

n

4)

Rea

lizar

pru

ebas

fís

ico

-qu

ímic

as a

l ace

ite

die

léct

rico

el c

ual

co

nte

nga

índ

ices

de:

4

) A

nu

al y

/o

co

lor,

rig

idez

die

léct

rica

, ten

sió

n in

terf

acia

l, ín

dic

e d

e n

eutr

aliz

ació

n, d

esca

rgas

co

nd

ició

n

p

arci

ales

, fac

tor

de

po

ten

cia,

co

nte

nid

o d

e h

um

edad

, pu

nto

de

infl

amac

ión

.

1C

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Co

nd

ició

n

1)

Rea

lizar

pru

eba

de

anál

isis

de

resp

ue

sta

de

frec

uen

cia.

1

) C

ada

10

añ

os

178

Sist

em

a d

e Tr

ansf

orm

ació

n d

e P

ote

nci

a: T

2 (

138/

23)

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cuen

cia

de

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1C

3

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e,

1)

An

ual

so

nd

as d

e te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a.

2)

Pre

ven

tivo

-

2)

Inse

ccin

ar q

ue

las

válv

ula

s d

e lo

s ra

dia

do

res

esté

n e

n p

osi

ció

n a

bie

rto

. 2

) D

iari

o, A

nu

al

Co

nd

ició

n

Rea

lizar

las

pru

ebas

de

term

ogr

afía

a lo

s ra

dia

do

res.

Ver

ific

ar q

ue

no

exi

stan

y/

o C

on

dic

ión

d

ifer

enci

as d

e te

mp

erat

ura

may

ore

s a

los

10

gra

do

s C

entí

grad

os

entr

e ca

da

rad

iad

or.

In

spec

ció

n d

etal

lad

a d

e la

su

per

fici

e d

e lo

s ra

dia

do

res.

in

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cio

nar

las

alar

mas

de

baj

o v

olt

aje

del

sis

tem

a d

e re

frig

erac

ión

.

in

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cio

nar

y li

mp

iar

gab

inet

e d

el t

ran

sfo

rmad

or

y re

aliz

ar p

rueb

as f

un

cio

nal

es d

e lo

s

gr

up

os

de

enfr

iam

ien

to.

R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e, s

on

das

de

te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a. R

ealiz

ar la

s p

rueb

as d

e re

sist

enci

a d

e lo

s m

oto

res.

3)

Co

nd

ició

n

3)

Rea

lizar

pru

ebas

cro

mat

ogr

áfic

as d

el a

ceit

e.

3)

An

ual

/

R

ealiz

ar p

rueb

as d

e ai

slam

ien

to s

ólid

o c

om

o:

Gra

do

de

po

limer

izac

ión

, an

ális

is d

e

co

nd

ició

n

fu

ran

os,

em

isio

ne

s ac

úst

icas

. Rea

lizar

tra

tam

ien

to d

e d

esh

idra

taci

ón

del

ais

lam

ien

to in

tern

o.

R

ealiz

ar t

rata

mie

nto

de

rem

oci

ón

de

ácid

o y

lod

os.

In

spec

cio

nar

mem

bra

na

de

nit

rilo

den

tro

del

tan

qu

e co

nse

rvad

or.

4)

Co

nd

ició

n

4)

Reg

istr

ar t

em

per

atu

ra d

e lo

s d

evan

ado

s, a

ceit

e y

la t

emp

erat

ura

am

bie

nta

l.

4)

An

ual

V

erif

icar

qu

e la

tem

per

atu

ra o

bse

rvad

a co

rres

po

nd

e a

la c

orr

ien

te o

po

ten

cia

regi

stra

da.

1C

4

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) Li

mp

ieza

de

la p

orc

elan

a.

1)

An

ual

2)

Co

nd

ició

n

2)

Insp

ecci

on

ar d

etal

lad

amen

te la

po

rcel

ana

y el

niv

el d

e ac

eite

de

los

bu

shin

gs.

2)

Bia

nu

al

R

ealiz

ar p

rueb

as d

e fa

cto

r d

e p

ote

nci

a, c

apac

itan

cia,

res

iste

nci

a d

e ai

slam

ien

to,

co

rrie

nte

de

fuga

. Rea

lizar

pru

ebas

de

term

ogr

afía

a lo

s b

ush

ings

.

1C

5

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

-

1)

Ru

tin

aria

men

te in

spec

cio

nar

e in

form

ar d

e cu

alq

uie

r fu

ga.

1),

2)

y 3

)

Co

nd

ició

n

2)

Aju

star

los

torn

illo

s d

e b

ush

ings

y m

anh

ole

s h

asta

40

lb-f

(IE

EE)

An

ual

2)

y 3

) P

reve

nti

vo

3)

Al d

etec

tar

fuga

s, c

amb

iar

emp

aqu

es, r

emo

ver

oxi

do

y p

inta

r

179

Sist

em

a d

e Tr

ansf

orm

ació

n d

e P

ote

nci

a: T

2 (

138/

23)

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cuen

cia

de

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1C

6

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

uti

nar

iam

ente

insp

ecci

on

ar lo

s d

isp

osi

tivo

s d

e p

rote

cció

n, b

orn

eras

, co

nta

cto

s y

con

exio

nes

1

) A

nu

al

d

e ca

ble

s d

e co

ntr

o; h

erm

etic

idad

y ca

lefa

cció

n d

e lo

s ga

bin

etes

.

2)

Pre

ven

tivo

-

2)

Rec

alib

rar

(si e

s n

eces

ario

) y

real

izar

pru

ebas

fu

nci

on

ales

a lo

s re

lés

y d

e re

com

isio

nam

ien

to a

1

) A

nu

al y

/o

Co

nd

ició

n

los

circ

uit

os

de

pro

tecc

ión

. co

nd

ició

n

1C

7

No

ha

ocu

rrid

o

Cap

acit

ació

n

1)

Au

dit

orí

a d

e p

roce

sos

y re

visi

ón

de

pro

ced

imie

nto

s p

ara

el p

erso

nal

. 1

) Tr

ime

stra

l

2)

y 3

) P

reve

nti

vo-

2)

Insp

ecci

on

ar e

l niv

el d

e SF

6 e

n lo

s d

isyu

nto

res

aso

ciad

os.

2

) y

3)

An

ual

Co

nd

ició

n

3)

Pru

eba

de

resi

sten

cia

de

con

tact

os,

tie

mp

os

de

cier

re y

ap

ertu

ra, t

erm

ogr

afí

a d

e lo

s ga

bin

etes

y

con

exio

nad

o d

e A

T, p

rueb

as f

un

cio

nal

es d

e lo

s se

ccio

nad

ore

s.

C

orr

ecci

ón

de

galv

aniz

ado

y p

intu

ra.

2A

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Co

nd

ició

n

1)

Rea

lizar

la p

rueb

a d

e re

acta

nci

a d

e d

isp

ersi

ón

par

a to

do

s lo

s p

aso

s d

e TA

P.

1)

Sem

est

ral

2)

Pre

ven

tivo

2

) C

heq

ueo

del

blo

qu

eo m

ecán

ico

del

cam

bia

do

r d

e TA

P c

uan

do

el t

ran

sfo

rmad

or

est

e co

n c

arga

. 2

) A

nu

al

180

Sist

em

a d

e Tr

ansf

orm

ació

n d

e P

ote

nci

a: T

3 (

46/2

3)

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cuen

cia

de

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1A

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

y 3

) P

reve

nti

vo

1)

Insp

ecci

on

ar q

ue

las

válv

ula

s d

e lo

s ra

dia

do

res

est

én e

n p

osi

ció

n a

bie

rto

. 1

) y

3)

Dia

rio

2)

Co

nd

ició

n

2)

Rea

lizar

las

pru

ebas

de

term

ogr

afía

a lo

s ra

dia

do

res.

Ver

ific

ar q

ue

no

exi

stan

dif

eren

cias

2

) A

nu

al

d

e te

mp

erat

ura

may

ore

s a

los

10

gra

do

s C

entí

grad

os

entr

e ca

da

rad

iad

or.

3

) In

spec

ció

n d

etal

lad

a d

e la

su

per

fici

e d

e lo

s ra

dia

do

res.

1A

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ealiz

ar la

s p

rueb

as d

e re

sist

enci

a d

e ai

slam

ien

to d

e lo

s m

oto

res.

1

) y

2)

An

ual

2)

Pre

ven

tivo

2

) R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e, s

on

das

de

te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a.

1B

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e, s

on

das

de

1

) A

nu

al

te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a. M

edir

vo

ltaj

e y

corr

ien

te d

e lo

s gr

up

os

de

enfr

iam

ien

to.

1B

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ealiz

ar p

rueb

as t

erm

ogr

áfic

as a

: co

nex

ion

es, j

un

tura

s y

grap

as.

1)

An

ual

2)

Co

nd

ició

n

2)

Rea

lizar

pru

ebas

de

term

ogr

afía

del

gab

inet

e, c

on

exio

nes

, ju

ntu

ras,

gra

pas

del

2

) A

nu

al y

/o

co

nex

ion

ado

de

alta

del

tra

nsf

orm

ado

r. V

erif

icar

qu

e n

o e

xist

an d

ifer

enci

as d

e te

mp

erat

ura

co

nd

ició

n

m

ayo

res

a lo

s 1

0 g

rad

os

Cen

tígr

ado

s en

tre

com

po

nen

tes

con

fu

nci

on

es id

énti

cas.

1C

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Co

nd

ició

n

1)

Insp

ecci

on

ar v

isu

alm

ente

los

com

po

nen

tes

acce

sib

les

de

los

par

arra

yos,

así

co

mo

1

) A

nu

al y

/o

re

gist

rar

el n

úm

ero

de

de

scar

gas

y n

oti

fica

r cu

alq

uie

r an

om

alía

. co

nd

ició

n

R

ealiz

ar p

rueb

as d

e fa

cto

r d

e p

ote

nci

a , r

esis

iten

cia

de

aisl

amie

nto

, co

rrie

nte

de

fuga

y

ca

pac

itan

cia

en lo

s p

arar

rayo

s.

2)

Pre

ven

tivo

2

) R

eem

pla

zar

silic

agel

del

de

shid

rata

do

r d

e ai

re d

el t

anq

ue

con

serv

ado

r d

el a

cite

,

2)

An

ual

cu

and

o m

ues

tren

sig

no

s d

e d

eco

lora

ció

n.

3)

Pre

ven

tivo

3

) R

eaju

star

y li

mp

iar

tod

as la

s co

nex

ion

es

a ti

erra

s d

el t

ran

sfo

rmad

or.

3

) Se

me

stra

l

4)

Co

nd

ició

n

4)

Rea

lizar

pru

ebas

fís

ico

-qu

ímic

as a

l ace

ite

die

léct

rico

el c

ual

co

nte

nga

índ

ices

de:

4

) A

nu

al y

/o

co

lor,

rig

idez

die

léct

rica

, ten

sió

n in

terf

acia

l, ín

dic

e d

e n

eutr

aliz

ació

n, d

esca

rgas

co

nd

ició

n

p

arci

ales

, fac

tor

de

po

ten

cia,

co

nte

nid

o d

e h

um

edad

, pu

nto

de

infl

amac

ión

.

1C

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Co

nd

ició

n

1)

Rea

lizar

pru

eba

de

anál

isis

de

resp

ue

sta

de

frec

uen

cia.

1

) C

ada

10

añ

os

181

Sist

em

a d

e Tr

ansf

orm

ació

n d

e P

ote

nci

a: T

3 (

46/2

3)

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cuen

cia

de

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1C

3

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e,

1)

An

ual

so

nd

as d

e te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a.

2)

Pre

ven

tivo

-

2)

Inse

ccin

ar q

ue

las

válv

ula

s d

e lo

s ra

dia

do

res

esté

n e

n p

osi

ció

n a

bie

rto

. 2

) D

iari

o, A

nu

al

Co

nd

ició

n

Rea

lizar

las

pru

ebas

de

term

ogr

afía

a lo

s ra

dia

do

res.

Ver

ific

ar q

ue

no

exi

stan

y/

o C

on

dic

ión

d

ifer

enci

as d

e te

mp

erat

ura

may

ore

s a

los

10

gra

do

s C

entí

grad

os

entr

e ca

da

rad

iad

or.

In

spec

ció

n d

etal

lad

a d

e la

su

per

fici

e d

e lo

s ra

dia

do

res.

in

spec

cio

nar

las

alar

mas

de

baj

o v

olt

aje

del

sis

tem

a d

e re

frig

erac

ión

.

in

spec

cio

nar

y li

mp

iar

gab

inet

e d

el t

ran

sfo

rmad

or

y re

aliz

ar p

rueb

as f

un

cio

nal

es d

e lo

s

gr

up

os

de

enfr

iam

ien

to.

R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e, s

on

das

de

te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a. R

ealiz

ar la

s p

rueb

as d

e re

sist

enci

a d

e lo

s m

oto

res.

3)

Co

nd

ició

n

3)

Rea

lizar

pru

ebas

cro

mat

ogr

áfic

as d

el a

ceit

e.

3)

An

ual

/

R

ealiz

ar p

rueb

as d

e ai

slam

ien

to s

ólid

o c

om

o:

Gra

do

de

po

limer

izac

ión

, an

ális

is d

e

co

nd

ició

n

fu

ran

os,

em

isio

ne

s ac

úst

icas

. Rea

lizar

tra

tam

ien

to d

e d

esh

idra

taci

ón

del

ais

lam

ien

to in

tern

o.

R

ealiz

ar t

rata

mie

nto

de

rem

oci

ón

de

ácid

o y

lod

os.

In

spec

cio

nar

mem

bra

na

de

nit

rilo

den

tro

del

tan

qu

e co

nse

rvad

or.

4)

Co

nd

ició

n

4)

Reg

istr

ar t

em

per

atu

ra d

e lo

s d

evan

ado

s, a

ceit

e y

la t

emp

erat

ura

am

bie

nta

l.

4)

An

ual

V

erif

icar

qu

e la

tem

per

atu

ra o

bse

rvad

a co

rres

po

nd

e a

la c

orr

ien

te o

po

ten

cia

regi

stra

da.

1C

4

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) Li

mp

ieza

de

la p

orc

elan

a.

1)

An

ual

2)

Co

nd

ició

n

2)

Insp

ecci

on

ar d

etal

lad

amen

te la

po

rcel

ana

y el

niv

el d

e ac

eite

de

los

bu

shin

gs.

2)

Bia

nu

al

R

ealiz

ar p

rueb

as d

e fa

cto

r d

e p

ote

nci

a, c

apac

itan

cia,

res

iste

nci

a d

e ai

slam

ien

to,

co

rrie

nte

de

fuga

. Rea

lizar

pru

ebas

de

term

ogr

afía

a lo

s b

ush

ings

.

1C

5

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

-

1)

Ru

tin

aria

men

te in

spec

cio

nar

e in

form

ar d

e cu

alq

uie

r fu

ga.

1),

2)

y 3

)

Co

nd

ició

n

2)

Aju

star

los

torn

illo

s d

e b

ush

ings

y m

anh

ole

s h

asta

40

lb-f

(IE

EE)

An

ual

2)

y 3

) P

reve

nti

vo

3)

Al d

etec

tar

fuga

s, c

amb

iar

emp

aqu

es, r

emo

ver

oxi

do

y p

inta

r

182

Sist

em

a d

e Tr

ansf

orm

ació

n d

e P

ote

nci

a: T

3 (

46/2

3)

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cuen

cia

de

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1C

6

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

uti

nar

iam

ente

insp

ecci

on

ar lo

s d

isp

osi

tivo

s d

e p

rote

cció

n, b

orn

eras

, co

nta

cto

s y

con

exio

nes

1

) A

nu

al

d

e ca

ble

s d

e co

ntr

o; h

erm

etic

idad

y ca

lefa

cció

n d

e lo

s ga

bin

etes

.

2)

Pre

ven

tivo

-

2)

Rec

alib

rar

(si e

s n

eces

ario

) y

real

izar

pru

ebas

fu

nci

on

ales

a lo

s re

lés

y d

e re

com

isio

nam

ien

to a

1

) A

nu

al y

/o

Co

nd

ició

n

los

circ

uit

os

de

pro

tecc

ión

. co

nd

ició

n

1C

7

No

ha

ocu

rrid

o

Cap

acit

ació

n

1)

Au

dit

orí

a d

e p

roce

sos

y re

visi

ón

de

pro

ced

imie

nto

s p

ara

el p

erso

nal

. 1

) Tr

ime

stra

l

2)

y 3

) P

reve

nti

vo-

2)

Insp

ecci

on

ar e

l niv

el d

e SF

6 e

n lo

s d

isyu

nto

res

aso

ciad

os.

2

) y

3)

An

ual

Co

nd

ició

n

3)

Pru

eba

de

resi

sten

cia

de

con

tact

os,

tie

mp

os

de

cier

re y

ap

ertu

ra, t

erm

ogr

afía

de

los

gab

inet

es

y

con

exio

nad

o d

e A

T, p

rueb

as f

un

cio

nal

es d

e lo

s se

ccio

nad

ore

s.

C

orr

ecci

ón

de

galv

aniz

ado

y p

intu

ra.

2A

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Co

nd

ició

n

1)

Rea

lizar

la p

rueb

a d

e re

acta

nci

a d

e d

isp

ersi

ón

par

a to

do

s lo

s p

aso

s d

e TA

P.

1)

Sem

est

ral

2)

Pre

ven

tivo

2

) C

heq

ueo

del

blo

qu

eo m

ecán

ico

del

cam

bia

do

r d

e TA

P c

uan

do

el t

ran

sfo

rmad

or

est

e co

n c

arga

. 2

) A

nu

al

Tab

la

N°

4.3

4.

Mod

elo

de M

an

ten

imie

nto

S/E

Co

toco

llao

.

183

4.10

.7.

MO

DE

LO

DE

MA

NT

EN

IMIE

NT

O G

EN

ER

AL

EN

EL

EQ

UIP

O P

RIM

AR

IO D

E L

A S

/E S

EL

VA

AL

EG

RE

.

Sist

em

a d

e C

ort

e y

Sec

cio

nam

ien

to: D

isyu

nto

r (1

38)

kV

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cuen

cia

de

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1A

1 N

o h

a o

curr

ido

1

) P

reve

nti

vo

1)

Ru

tin

aria

men

te in

spec

cio

nar

el e

stad

o f

ísic

o y

co

nex

ion

es d

el c

ircu

ito

aso

ciad

o..

1

) D

iari

o

2)

Co

nd

ició

n

2)

Rea

lizar

pru

ebas

de

calib

raci

ón

a lo

s re

lés

y d

e ai

slam

ien

to d

el c

able

ado

. 2

) A

nu

al

1A

2 6

en

6 a

ño

s 1

) y

2) P

reve

nti

vo

1)

Insp

ecci

on

ar y

lim

pia

r lo

s co

nta

cto

s au

xilia

res

y lu

bri

car

el s

iste

ma

de

acci

on

amie

nto

. 1

) A

nu

al

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) R

ealiz

ar p

rueb

as f

un

cio

nal

es a

l dis

yun

tor.

2

) A

nu

al

con

dic

ión

3

) R

ealiz

ar p

rueb

a d

e te

rmo

graf

ía.

3)

An

ual

1A

3 N

o h

a o

curr

ido

Es

tá f

uer

a d

el a

laca

nce

del

RC

M p

ara

el d

isyu

nto

r.

1B

1

2 e

n 6

añ

os

Está

fu

era

del

ala

can

ce d

el R

CM

par

a el

dis

yun

tor.

1B

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) C

apac

itac

ión

del

per

son

al d

e o

per

acio

nes

. 2

) B

imen

sual

1B

3

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

uti

nar

iam

ente

insp

ecci

on

ar y

reg

istr

ar e

l nú

mer

o d

e o

per

acio

nes

y la

pre

sió

n d

el g

as

1)

Dia

rio

d

ielé

ctri

co.

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) R

ealiz

ar p

rueb

as d

e ap

ertu

ra y

cie

rre,

de

sim

ult

anei

dad

y t

iem

po

sde

op

erac

ión

del

2

) ca

da

6 a

ño

s

con

dic

ión

d

isyu

nto

r.

3)

Co

nd

ició

n

3)

Pru

ebas

elé

ctri

cas

a la

s b

ob

inas

de

man

do

. 2

) ca

da

6 a

ño

s

1B

4

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) D

ar m

ante

nim

ien

to a

la t

ub

ería

del

gas

y a

pri

ete

a la

s b

rid

as.

1)

An

ual

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) R

ealiz

ar la

pru

eba

de

pre

sió

n d

el g

as.

2)

cad

a 6

añ

os

con

dic

ión

1B

5

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) Lu

bri

car

la c

aja

de

engr

anaj

es, e

jes

y b

loq

uea

do

res.

1

) C

ada

6 a

ño

s

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) M

edir

la c

orr

ien

te y

tie

mp

o d

e te

nsa

do

del

mo

tor.

2

) ca

da

6 a

ño

s

con

dic

ión

184

Sist

em

a d

e C

ort

e y

Sec

cio

nam

ien

to: D

isyu

nto

r (

46)

kV

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cuen

cia

de

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1A

1 N

o h

a o

curr

ido

1

) P

reve

nti

vo

1)

Ru

tin

aria

men

te in

spec

cio

nar

el e

stad

o f

ísic

o y

co

nex

ion

es d

el c

ircu

ito

aso

ciad

o..

1

) D

iari

o

2)

Co

nd

ició

n

2)

Rea

lizar

pru

ebas

de

calib

raci

ón

a lo

s re

lés

y d

e ai

slam

ien

to d

el c

able

ado

. 2

) A

nu

al

1A

2 4

en

6 a

ño

s 1

) y

2)

Pre

ven

tivo

1

) In

spec

cio

nar

y li

mp

iar

los

con

tact

os

auxi

liare

s y

lub

rica

r el

sis

tem

a d

e ac

cio

nam

ien

to.

1)

An

ual

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) R

ealiz

ar p

rueb

as f

un

cio

nal

es a

l dis

yun

tor.

2

) A

nu

al

con

dic

ión

3

) R

ealiz

ar p

rueb

a d

e te

rmo

graf

ía.

3)

An

ual

1A

3 N

o h

a o

curr

ido

Es

tá f

uer

a d

el a

laca

nce

del

RC

M p

ara

el d

isyu

nto

r.

1B

1

1 e

n 6

añ

os

Está

fu

era

del

ala

can

ce d

el R

CM

par

a el

dis

yun

tor.

1B

2

1 e

n 6

añ

os

1)

Pre

ven

tivo

1

) C

apac

itac

ión

del

per

son

al d

e o

per

acio

nes

. 2

) B

imen

sual

1B

3

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

uti

nar

iam

ente

insp

ecci

on

ar y

reg

istr

ar e

l nú

mer

o d

e o

per

acio

nes

y la

pre

sió

n d

el g

as

1)

Dia

rio

d

ielé

ctri

co.

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) R

ealiz

ar p

rueb

as d

e ap

ertu

ra y

cie

rre,

de

sim

ult

anei

dad

y t

iem

po

sde

op

erac

ión

del

2

) ca

da

6 a

ño

s

con

dic

ión

d

isyu

nto

r.

3)

Co

nd

ició

n

3)

Pru

ebas

elé

ctri

cas

a la

s b

ob

inas

de

man

do

. 2

) ca

da

6 a

ño

s

1B

4

1 e

n 6

añ

os

1)

Pre

ven

tivo

1

) D

ar m

ante

nim

ien

to a

la t

ub

ería

del

gas

y a

pri

ete

a la

s b

rid

as.

1)

An

ual

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) R

ealiz

ar la

pru

eba

de

pre

sió

n d

el g

as.

2)

cad

a 3

añ

os

con

dic

ión

1B

5

2 e

n 6

añ

os

1)

Pre

ven

tivo

1

) Lu

bri

car

la c

aja

de

engr

anaj

es, e

jes

y b

loq

uea

do

res.

1

) C

ada

6 a

ño

s

2)

Pre

ven

tivo

y/o

2

) M

edir

la c

orr

ien

te y

tie

mp

o d

e te

nsa

do

del

mo

tor.

2

) ca

da

6 a

ño

s

con

dic

ión

185

Sist

em

a d

e Tr

ansf

orm

ació

n d

e P

ote

nci

a: T

1 (

138/

46/6

,3)

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cuen

cia

de

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1A

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

y 3

) P

reve

nti

vo

1)

Insp

ecci

on

ar q

ue

las

válv

ula

s d

e lo

s ra

dia

do

res

est

én e

n p

osi

ció

n a

bie

rto

. 1

) y

3)

Dia

rio

2)

Co

nd

ició

n

2)

Rea

lizar

las

pru

ebas

de

term

ogr

afía

a lo

s ra

dia

do

res.

Ver

ific

ar q

ue

no

exi

stan

dif

eren

cias

2

) A

nu

al

d

e te

mp

erat

ura

may

ore

s a

los

10

gra

do

s C

entí

grad

os

entr

e ca

da

rad

iad

or.

3

) In

spec

ció

n d

etal

lad

a d

e la

su

per

fici

e d

e lo

s ra

dia

do

res.

1A

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ealiz

ar la

s p

rueb

as d

e re

sist

enci

a d

e ai

slam

ien

to d

e lo

s m

oto

res.

1

) y

2)

An

ual

2)

Pre

ven

tivo

2

) R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e, s

on

das

de

te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a.

1B

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e, s

on

das

de

1

) A

nu

al

te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a. M

edir

vo

ltaj

e y

corr

ien

te d

e lo

s gr

up

os

de

enfr

iam

ien

to.

1B

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ealiz

ar p

rueb

as t

erm

ogr

áfic

as a

: co

nex

ion

es, j

un

tura

s y

grap

as.

1)

An

ual

2)

Co

nd

ició

n

2)

Rea

lizar

pru

ebas

de

term

ogr

afía

del

gab

inet

e, c

on

exio

nes

, ju

ntu

ras,

gra

pas

del

2

) A

nu

al y

/o

co

nex

ion

ado

de

alta

del

tra

nsf

orm

ado

r. V

erif

icar

qu

e n

o e

xist

an d

ifer

enci

as d

e te

mp

erat

ura

co

nd

ició

n

m

ayo

res

a lo

s 1

0 g

rad

os

Cen

tígr

ado

s en

tre

com

po

nen

tes

con

fu

nci

on

es id

énti

cas.

1C

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Co

nd

ició

n

1)

Insp

ecci

on

ar v

isu

alm

ente

los

com

po

nen

tes

acce

sib

les

de

los

par

arra

yos,

así

co

mo

1

) A

nu

al y

/o

re

gist

rar

el n

úm

ero

de

de

scar

gas

y n

oti

fica

r cu

alq

uie

r an

om

alía

. co

nd

ició

n

R

ealiz

ar p

rueb

as d

e fa

cto

r d

e p

ote

nci

a , r

esis

iten

cia

de

aisl

amie

nto

, co

rrie

nte

de

fuga

y

ca

pac

itan

cia

en lo

s p

arar

rayo

s.

2)

Pre

ven

tivo

2

) R

eem

pla

zar

silic

agel

del

de

shid

rata

do

r d

e ai

re d

el t

anq

ue

con

serv

ado

r d

el a

cite

,

2)

An

ual

cu

and

o m

ues

tren

sig

no

s d

e d

eco

lora

ció

n.

3)

Pre

ven

tivo

3

) R

eaju

star

y li

mp

iar

tod

as la

s co

nex

ion

es

a ti

erra

s d

el t

ran

sfo

rmad

or.

3

) Se

me

stra

l

4)

Co

nd

ició

n

4)

Rea

lizar

pru

ebas

fís

ico

-qu

ímic

as a

l ace

ite

die

léct

rico

el c

ual

co

nte

nga

índ

ices

de:

4

) A

nu

al y

/o

co

lor,

rig

idez

die

léct

rica

, ten

sió

n in

terf

acia

l, ín

dic

e d

e n

eutr

aliz

ació

n, d

esca

rgas

co

nd

ició

n

p

arci

ales

, fac

tor

de

po

ten

cia,

co

nte

nid

o d

e h

um

edad

, pu

nto

de

infl

amac

ión

.

1C

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Co

nd

ició

n

1)

Rea

lizar

pru

eba

de

anál

isis

de

resp

ue

sta

de

frec

uen

cia.

1

) C

ada

10

añ

os

186

Sist

em

a d

e Tr

ansf

orm

ació

n d

e P

ote

nci

a: T

1 (

138/

46/6

,3)

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cuen

cia

de

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1C

3

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e,

1)

An

ual

so

nd

as d

e te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a.

2)

Pre

ven

tivo

-

2)

Inse

ccin

ar q

ue

las

válv

ula

s d

e lo

s ra

dia

do

res

esté

n e

n p

osi

ció

n a

bie

rto

. 2

) D

iari

o, A

nu

al

Co

nd

ició

n

Rea

lizar

las

pru

ebas

de

term

ogr

afía

a lo

s ra

dia

do

res.

Ver

ific

ar q

ue

no

exi

stan

y/

o C

on

dic

ión

d

ifer

enci

as d

e te

mp

erat

ura

may

ore

s a

los

10

gra

do

s C

entí

grad

os

entr

e ca

da

rad

iad

or.

In

spec

ció

n d

etal

lad

a d

e la

su

per

fici

e d

e lo

s ra

dia

do

res.

in

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cio

nar

las

alar

mas

de

baj

o v

olt

aje

del

sis

tem

a d

e re

frig

erac

ión

.

in

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cio

nar

y li

mp

iar

gab

inet

e d

el t

ran

sfo

rmad

or

y re

aliz

ar p

rueb

as f

un

cio

nal

es d

e lo

s

gr

up

os

de

enfr

iam

ien

to.

R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e, s

on

das

de

te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a. R

ealiz

ar la

s p

rueb

as d

e re

sist

enci

a d

e lo

s m

oto

res.

3)

Co

nd

ició

n

3)

Rea

lizar

pru

ebas

cro

mat

ogr

áfic

as d

el a

ceit

e.

3)

An

ual

/

R

ealiz

ar p

rueb

as d

e ai

slam

ien

to s

ólid

o c

om

o:

Gra

do

de

po

limer

izac

ión

, an

ális

is d

e

co

nd

ició

n

fu

ran

os,

em

isio

ne

s ac

úst

icas

. Rea

lizar

tra

tam

ien

to d

e d

esh

idra

taci

ón

del

ais

lam

ien

to in

tern

o.

R

ealiz

ar t

rata

mie

nto

de

rem

oci

ón

de

ácid

o y

lod

os.

In

spec

cio

nar

mem

bra

na

de

nit

rilo

den

tro

del

tan

qu

e co

nse

rvad

or.

4)

Co

nd

ició

n

4)

Reg

istr

ar t

em

per

atu

ra d

e lo

s d

eva

nad

os,

ace

ite

y la

tem

per

atu

ra a

mb

ien

tal.

4

) A

nu

al

V

erif

icar

qu

e la

tem

per

atu

ra o

bse

rvad

a co

rres

po

nd

e a

la c

orr

ien

te o

po

ten

cia

regi

stra

da.

1C

4

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) Li

mp

ieza

de

la p

orc

elan

a.

1)

An

ual

2)

Co

nd

ició

n

2)

Insp

ecci

on

ar d

etal

lad

amen

te la

po

rcel

ana

y el

niv

el d

e ac

eite

de

los

bu

shin

gs.

2)

Bia

nu

al

R

ealiz

ar p

rueb

as d

e fa

cto

r d

e p

ote

nci

a, c

apac

itan

cia,

res

iste

nci

a d

e ai

slam

ien

to,

co

rrie

nte

de

fuga

. Rea

lizar

pru

ebas

de

term

ogr

afía

a lo

s b

ush

ings

.

1C

5

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

-

1)

Ru

tin

aria

men

te in

spec

cio

nar

e in

form

ar d

e cu

alq

uie

r fu

ga.

1),

2)

y 3

)

Co

nd

ició

n

2)

Aju

star

los

torn

illo

s d

e b

ush

ings

y m

anh

ole

s h

asta

40

lb-f

(IE

EE)

An

ual

2)

y 3

) P

reve

nti

vo

3)

Al d

etec

tar

fuga

s, c

amb

iar

emp

aqu

es, r

emo

ver

oxi

do

y p

inta

r

187

Sist

em

a d

e Tr

ansf

orm

ació

n d

e P

ote

nci

a: T

1 (

138/

46/6

,3)

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cuen

cia

de

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1C

6

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

uti

nar

iam

ente

insp

ecci

on

ar lo

s d

isp

osi

tivo

s d

e p

rote

cció

n, b

orn

eras

, co

nta

cto

s y

con

exio

nes

1

) A

nu

al

d

e ca

ble

s d

e co

ntr

o; h

erm

etic

idad

y ca

lefa

cció

n d

e lo

s ga

bin

etes

.

2)

Pre

ven

tivo

-

2)

Rec

alib

rar

(si e

s n

eces

ario

) y

real

izar

pru

ebas

fu

nci

on

ales

a lo

s re

lés

y d

e re

com

isio

nam

ien

to a

1

) A

nu

al y

/o

Co

nd

ició

n

los

circ

uit

os

de

pro

tecc

ión

. co

nd

ició

n

1C

7

No

ha

ocu

rrid

o

Cap

acit

ació

n

1)

Au

dit

orí

a d

e p

roce

sos

y re

visi

ón

de

pro

ced

imie

nto

s p

ara

el p

erso

nal

. 1

) Tr

ime

stra

l

2)

y 3

) P

reve

nti

vo-

2)

Insp

ecci

on

ar e

l niv

el d

e SF

6 e

n lo

s d

isyu

nto

res

aso

ciad

os.

2

) y

3)

An

ual

Co

nd

ició

n

3)

Pru

eba

de

resi

sten

cia

de

con

tact

os,

tie

mp

os

de

cier

re y

ap

ertu

ra, t

erm

ogr

afía

de

los

gab

inet

es

y

con

exio

nad

o d

e A

T, p

rueb

as f

un

cio

nal

es d

e lo

s se

ccio

nad

ore

s.

C

orr

ecci

ón

de

galv

aniz

ado

y p

intu

ra.

2A

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Co

nd

ició

n

1)

Rea

lizar

la p

rueb

a d

e re

acta

nci

a d

e d

isp

ersi

ón

par

a to

do

s lo

s p

aso

s d

e TA

P.

1)

Sem

est

ral

2)

Pre

ven

tivo

2

) C

heq

ueo

del

blo

qu

eo m

ecán

ico

del

cam

bia

do

r d

e TA

P c

uan

do

el t

ran

sfo

rmad

or

est

e co

n c

arga

. 2

) A

nu

al

188

Sist

em

a d

e Tr

ansf

orm

ació

n d

e P

ote

nci

a: T

2 (

138/

46/6

,3)

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cuen

cia

de

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1A

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

y 3

) P

reve

nti

vo

1)

Insp

ecci

on

ar q

ue

las

válv

ula

s d

e lo

s ra

dia

do

res

est

én e

n p

osi

ció

n a

bie

rto

. 1

) y

3)

Dia

rio

2)

Co

nd

ició

n

2)

Rea

lizar

las

pru

ebas

de

term

ogr

afía

a lo

s ra

dia

do

res.

Ver

ific

ar q

ue

no

exi

stan

dif

eren

cias

2

) A

nu

al

d

e te

mp

erat

ura

may

ore

s a

los

10

gra

do

s C

entí

grad

os

entr

e ca

da

rad

iad

or.

3

) In

spec

ció

n d

etal

lad

a d

e la

su

per

fici

e d

e lo

s ra

dia

do

res.

1A

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ealiz

ar la

s p

rueb

as d

e re

sist

enci

a d

e ai

slam

ien

to d

e lo

s m

oto

res.

1

) y

2)

An

ual

2)

Pre

ven

tivo

2

) R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e, s

on

das

de

te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a.

1B

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e, s

on

das

de

1

) A

nu

al

te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a. M

edir

vo

ltaj

e y

corr

ien

te d

e lo

s gr

up

os

de

enfr

iam

ien

to.

1B

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ealiz

ar p

rueb

as t

erm

ogr

áfic

as a

: co

nex

ion

es, j

un

tura

s y

grap

as.

1)

An

ual

2)

Co

nd

ició

n

2)

Rea

lizar

pru

ebas

de

term

ogr

afía

del

gab

inet

e, c

on

exio

nes

, ju

ntu

ras,

gra

pas

del

2

) A

nu

al y

/o

co

nex

ion

ado

de

alta

del

tra

nsf

orm

ado

r. V

erif

icar

qu

e n

o e

xist

an d

ifer

enci

as d

e te

mp

erat

ura

co

nd

ició

n

m

ayo

res

a lo

s 1

0 g

rad

os

Cen

tígr

ado

s en

tre

com

po

nen

tes

con

fu

nci

on

es id

énti

cas.

1C

1

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Co

nd

ició

n

1)

Insp

ecci

on

ar v

isu

alm

ente

los

com

po

nen

tes

acce

sib

les

de

los

par

arra

yos,

así

co

mo

1

) A

nu

al y

/o

re

gist

rar

el n

úm

ero

de

de

scar

gas

y n

oti

fica

r cu

alq

uie

r an

om

alía

. co

nd

ició

n

R

ealiz

ar p

rueb

as d

e fa

cto

r d

e p

ote

nci

a , r

esis

iten

cia

de

aisl

amie

nto

, co

rrie

nte

de

fuga

y

ca

pac

itan

cia

en lo

s p

arar

rayo

s.

2)

Pre

ven

tivo

2

) R

eem

pla

zar

silic

agel

del

de

shid

rata

do

r d

e ai

re d

el t

anq

ue

con

serv

ado

r d

el a

cite

,

2)

An

ual

cu

and

o m

ues

tren

sig

no

s d

e d

eco

lora

ció

n.

3)

Pre

ven

tivo

3

) R

eaju

star

y li

mp

iar

tod

as la

s co

nex

ion

es

a ti

erra

s d

el t

ran

sfo

rmad

or.

3

) Se

me

stra

l

4)

Co

nd

ició

n

4)

Rea

lizar

pru

ebas

fís

ico

-qu

ímic

as a

l ace

ite

die

léct

rico

el c

ual

co

nte

nga

índ

ices

de:

4

) A

nu

al y

/o

co

lor,

rig

idez

die

léct

rica

, ten

sió

n in

terf

acia

l, ín

dic

e d

e n

eutr

aliz

ació

n, d

esca

rgas

co

nd

ició

n

p

arci

ales

, fac

tor

de

po

ten

cia,

co

nte

nid

o d

e h

um

edad

, pu

nto

de

infl

amac

ión

.

1C

2

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Co

nd

ició

n

1)

Rea

lizar

pru

eba

de

anál

isis

de

resp

ue

sta

de

frec

uen

cia.

1

) C

ada

10

añ

os

189

Sist

em

a d

e Tr

ansf

orm

ació

n d

e P

ote

nci

a: T

2 (

138/

46/6

,3)

Mo

do

de

Fr

ecu

enci

a Ta

rea

de

A

cció

n d

e M

ante

nim

ien

to

Fre

cuen

cia

de

Falla

d

el E

ven

to

Man

ten

imie

nto

M

ante

nim

ien

to

1C

3

No

ha

ocu

rrid

o

1)

Pre

ven

tivo

1

) R

ecal

ibra

ció

n d

e lo

s aj

ust

es

del

mo

nit

or

de

Tem

per

atu

ra/c

heq

ueo

de

soft

war

e,

1)

An

ual

so

nd

as d

e te

mp

erat

ura

, TC

's d

e im

agen

tér

mic

a.

2)

Pre

ven

tivo

-

2)

Inse

ccin

ar q

ue

las

válv

ula

s d

e lo

s ra

dia

do

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4.11. REPUESTOS.

En la Empresa Eléctrica Quito S.A. se maneja el criterio de “bodega cero”, éste

nos indica que es mejor no tener equipos almacenados; ya que existen equipos

que pueden dañarse al mantenerlos guardados en las bodegas ya sea por

humedad u otros factores externos.

Con el fin de evitar este tipo de inconvenientes se debería dar mantenimiento y

esto representaría un costo adicional al mantenimiento que la Empresa realiza a

los equipos instalados en las subestaciones; razón más que suficiente para no

tener equipos embodegados especialmente equipo primario como

transformadores y disyuntores que son ítems en los que está basado este estudio.

4.12. COSTOS POR ENERGIA NO SUMINISTRADA.

Debido a las interrupciones que han existido en el sistema se ha generado

pérdida en el recurso financiero de la Empresa Eléctrica Quito; ya que ésta es la

encargada de distribuir la energía eléctrica en la ciudad de Quito así como en

sectores aledaños; ante esto y cualquier corte de servicio ya sea por fallas o

maniobras erróneas afectan a sus clientes y por lo tanto no facturan la respectiva

remuneración por el servicio brindado.

Para realizar estos cálculos se utilizó los datos de estadística de falla

proporcionados por la E.E.Q., así como también la Resolución No. 025/11 del

CONELEC:

“De acuerdo al oficio circular No. 11-647 del 3 de mayo de 2011, emitido por el

CONELEC, se ha realizado un estudio que contempla una “Estimación

Referencial del CENS en Ecuador”, para ser utilizado exclusivamente para

procesos de planificación de la expansión y operación del SNI, mismo que fue

aprobado por los señores miembros del Directorio del CONELEC, mediante la

resolución No. 025/11 del 14 de abril de 2011.

192

El valor aprobado del Costo de Energía No suministrada, CENS, a nivel nacional

es 153,3 ctvs. USD/kwh.”

Ver ANEXO 9 “Resolución Nº 025/11 del CONELEC”

Posteriormente tabulamos los datos de energía no suministrada por nuestras

subestaciones de estudio de una manera general por cada año y hemos obtenido

el costo que ocasionó cada una de ella.

AÑO ENS CENS

USD/año (MWh)/año (USD/kWh)

2007 341,78 1533 523948,74

2008 318,266 1533 487901,778

2009 513,84 1533 787716,72

2010 453,383 1533 695036,139

2011 89,619 1533 137385,927

2012 35,677 1533 54692,841

Tabla N° 4.36. Costo anual ENS.

Donde:

ENS = Energía no suministrada.

CENS = Costos Energía no suministrada.

Figura N° 4.1. ENS al año.

193

Figura N° 4.2. USD al año.

Estos costos se pudieron reducir en un porcentaje bastante alto con técnicas de

mantenimiento más acertado ya que se hubieran evitado fallas operacionales por

desperfectos en los equipos de corte y seccionamiento.

En los siguientes gráficos se muestra la comparación entre las subestaciones de

estudio en lo que respecta a ENS por año y CENS por año.

Figura N° 4.3. Comparación ENS al año.

194

Figura N° 4.4. Comparación CENS al año.

Estos gráficos nos dan una apreciación visual de lo que está pasando debido a

las desconexiones suscitadas en nuestras subestaciones y los costos que están

generando las mismas.

El Mantenimiento Preventivo la Empresa Eléctrica Quito lo realiza en 1 ó 2

semanas, una vez por año en cada una de las subestaciones para esto cuenta

con tres personas que se encargan del mantenimiento.

COSTOS DE MANTENIMIENTO

12 Personas/2 Ingenieros 7,7 USD/h

5 vehículos 20 USD/h

Monto para M. Preventivo 8000 USD

Tabla N° 4.37. Costo por Mantenimiento Preventivo.

Estos son los costos que la E.E.Q maneja para sus respectivos recorridos en

mantenimientos. Ver ANEXO 10,”Energía no suministrada”.

195

4.13. INGRESO DE DATOS AL SGM.

El ingreso de los resultados al programa SGM de la E.E.Q.S.A. se lo realizará

posteriormente al ser aprobado el proyecto y bajo el consentimiento del nuevo

director del departamento de Mantenimiento de la Empresa.

Los datos en el SGM se encuentran registrados de la siguiente manera:

Figura N° 4.5. Ventana SGM.

Este es el modelo de presentación del programa SGM en el cual se pueden

creear las ordenes de trabajo para los respectivos mantenimientos que la

Empresa decida realizar.

196

CAPITULO 5

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1. CONCLUSIONES.

1) Después de haber realizado el presente trabajo se deduce que no se puede

tener un sistema con cero fallas ya que siempre existen condiciones ajenas

a la metodología de mantenimiento que se aplique por ejemplo malas

condiciones ambientales y operacionales; lo que si procura éste estudio es

entregar una metodología para reducir el número de fallas, y que el sistema

continúe brindado servicio a pesar de los diferentes eventos que puedan

ocurrir a lo largo de su operación.

2) Las pruebas de aceite en los transformadores son las que nos dan el

diagnóstico más acertado sobre el estado en el que se encuentran

nuestros equipos para así no crearnos falsas expectativas sobre la vida útil

de los mismos. Hay que acotar que es importante que el experto que

realice éstas pruebas tenga la suficiente experiencia para obtener

resultados óptimos.

3) La disponibilidad de subestaciones se calcula de acuerdo al tiempo de

interrupción que sufrieron nuestras instalaciones, de ésta manera podemos

afirmar que la S/E Cotocollao presenta el primer porcentaje de fallas

promedio de todas las subestaciones de estudio con un 28.38%; en lo que

se refiere al índice de disponibilidad se encuentra en el séptimo lugar con

un 99.1%.

4) Se puede notar que existe un alto grado de ocurrencia de fallas en los

equipos por acciones erróneas o por falta de cuidado en trabajos dentro de

la subestación así como también en instalaciones aledañas las que

ocasionan que las protecciones actúen aislando al equipo y por ende

197

suscitando una interrupción en el sistema que a la larga pueda convertirse

en corte del servicio.

5) Al realizar el análisis de riesgos se observa que en lo que se refiere a

disyuntores a nivel de 138 kV, la S/E Cotocollao es la que posee un índice

Alto de riesgo en el modo de falla 1A3 y 1B2, le siguen las S/E Pomasqui y

la Selva Alegre en el modo de falla 1B2. En cuanto a disyuntores a 46 kV el

índice más Alto de riesgo lo posee la S/E Cotocollao en el modo de falla

1A2 y 1B2 y la que posee el índice de riesgo más Bajo es la S/E

Pomasqui.

6) El Mantenimiento preventivo es de gran ayuda para mantener los equipos

de las Subestaciones en buenas condiciones, pero pueden existir acciones

de sobremantenimiento en las cuales se de sustento a equipos que no lo

requerían, por eso son de suma importancia las tareas a condición, puesto

que nos permite saber el estado real de los equipos a través de un

seguimiento constante. Además que éstas tareas aplicadas en los

transformadores de potencia aumentan la confiabilidad del sistema y

reducen el índice de fallas.

7) La ventaja de aplicar la metodología del RCM es que nos proyecta un

análisis bastante amplio de criticidad de nuestros equipos de estudio pues

nos muestra, que equipos necesitan mayor atención y por ende acciones

de mantenimiento emergentes, además que toma al equipo como parte

funcional del sistema y no como un ítem aislado.

198

5.2. RECOMENDACIONES.

1) Mantener siempre actualizadas las bases de datos para que los estudios

próximos de confiabilidad tengan un nivel cada vez mejor y un óptimo

desempeño por parte de las personas encargadas del mantenimiento de

subestaciones. En especial en programas como el SGM que fue de mucha

ayuda para concluir con éste trabajo.

2) Es necesario continuar con el proceso de mudanza de disyuntores con

dieléctrico en aceite a disyuntores con dieléctrico en SF6 en todas las

subestaciones de la E.E.Q. ya que éstos son más eficientes en la extinción

del arco.

3) Se debe brindar cursos de capacitación técnica al personal implicado en el

mantenimiento de subestaciones como mínimo cada dos meses para evitar

operaciones erróneas en sus maniobras; así también se debe capacitar al

personal en lo que se refiere a seguridad personal para que utilicen el

equipo de protección adecuado evitando daños operacionales y

principalmente personales ya que se debe reducir al mínimo, accidentes

sobre el personal.

4) Debido a que se cuenta con el cincuenta por ciento de transformadores

relativamente jóvenes, se debe aprovechar esta circunstancia para llevar

un control de mantenimiento actualizado en todos los parámetros como por

ejemplo pruebas rutinarias. Y en lo que se refiere a los transformadores

más antiguos poner énfasis en las pruebas de aceite ya que rodean los 20

años de vida.

5) La temperatura del transformador nos puede dar un diagnóstico bastante

aproximado de las condiciones en las que se encuentra operando, por eso

es de suma importancia prestarle mucha atención a ésta característica ya

que también esta directamente relacionada con la duración de los

materiales de aislamiento.

199

6) El equipo de refrigeración es la parte más importante en el funcionamiento

diario normal de un transformador por lo tanto es necesario un cuidado

especial en su mantenimiento e inspección ya que cualquier anomalía

puede reducir la vida útil del transformador o causar defectos serios.

7) Un estudio técnico complementado con la metodología del RCM nos

proporciona cronogramas de trabajo altamente exitosos, es por eso que a

este trabajo se le puede complementar con la experiencia y sapiencia del

personal encargado de mantenimiento.

8) Los mantenimientos establecidos por los fabricantes son incompletos ya

que no todos los transformadores operan en las mismas condiciones y bajo

las mismas exigencias de carga.

200

BIBLIOGRAFIA

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[2] E.E.Q.S.A., “Normas para los sistemas de distribución”, 2008.

[3] E.E.Q.S.A., “Programa de Fallas”, 2010.

[4] E.E.Q.S.A., “Programa SGM”, 2011.

[5] REGULACION Nº CONELEC – 002/06, “Número de desconexiones

permitidas”, 2001.

[6] REGULACION Nº CONELEC – 025/11, “Estimación Referencial del CENS en

Ecuador”,2011.

[7] WESTINGHOUSE ELECTRIC CORPORATION, “Electrical Maintenance”,

1976.

[8] UNIVERSIDAD AUSTRAL, “Planificación y control de mantenimiento”, módulo

6-clase 1, 2005.

[9] GAUDINO Gabriel, “Estrategia de mantenimiento aplicada al equipamiento de

subestaciones”, Seminario internacional de Mantenimiento y servicios asociados

en sistemas eléctricos, 2003.

[10] PARRA Carlos, “Índices de gestión del mantenimiento”, 2003.

[11] RUALES Luis, “Confiabilidad de Sistemas Eléctricos de Potencia”, Apuntes

en clase, 2010.

[12] BILLINGTON Roy, “Rliability Evaluation of Power System”, 1996.

[13] CHOWDHURY Aly; KOVAL DON O. “Power Distribution system Reliability

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[14] FOKIN L.A., “Métodos probabilísticos para el cálculo de la Confiabilidad en

Sistemas es Eléctricos de Potencia”.

[15] Archivos de la E.E.Q.S.A.

[16] MENA PACHANO Alfredo, “Confiabilidad de Sistemas Eléctricos de

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201

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[18] ENDRENYI J, Reliability Modeling in Electric Power System, 1978.

[19] MANZANO ORREGO Juan José, “Mantenimiento de Máquinas Eléctricas”,

2000.

[20] ENRIQUEZ HARPER Gilbert, “Manual del técnico en mantenimiento

eléctrico”, 2011.

[21] ENRIQUEZ HARPER Gilbert, “Pruebas y Mantenimiento a equipos

eléctricos”, 2012.

[22] ROBALINO SOTO Iván Mauricio, “Vida útil del Transformador”, Tesis, 1998.

[23] RAVINDRANATH B., “Protección de sistemas de potencia e interruptores”,

1980.

202

ANEXOS

203

ANEXO 1

(LISTA DE ELEMENTOS DE LAS SUBESTACIONES)

204

1) SUBESTACIÓN POMASQUI – 57

57 - 57/POMASQUI

CAPACIDAD FECHA DE INICIO CONFIGURACION 66 MVA 11/11/2008 Barra simple

ELEMENTOS

S57_CAP_CA1 - Banco capacitores 1

S57_CAP_CA2 - Banco capacitores 2

S57_BARR_138 - Barra 138 kV

S57_BARR_23_1 - Barra 23 kV (1)

S57_BARR_23_2 - Barra 23 kV (2)

S57_PBT_DISY_BC 2 - Disyuntor BC 2

S57_PBT_DISY_A - Disyuntor Prim A

S57_PBT_DISY_B - Disyuntor Prim B

S57_PBT_DISY_C - Disyuntor Prim C

S57_PBT_DISY_D - Disyuntor Prim D

S57_PBT_DISY_E - Disyuntor Prim E

S57_PBT_DISY_F - Disyuntor Prim F

S57_PBT_DISY_G - Disyuntor Prim G

S57_PBT_DISY_152_1 - Disyuntor 152-1


S57_PAT_DISY_52_1 - Disyuntor 52-1



S57_PAR_AT_3 - Pararrayos de alta tensión recepción línea Cristiania

S57_PAR_AT_1 - Pararrayos de alta tensión recepción línea Pomasqui Transelectric

S57_PAR_AT_2 - Pararrayos de alta tensión recepción línea Selva Alegre

S57_SAL_TAB - Sala de control

S57_PBT_SECC_189_A - Seccionador prim.A

S57_PBT_SECC_189_B - Seccionador prim.B

S57_PBT_SECC_189_C - Seccionador prim.C

S57_PBT_SECC_189_D - Seccionador prim.D

S57_PBT_SECC_189_E - Seccionador prim.E

S57_PBT_SECC_189_F - Seccionador prim.F

S57_PBT_SECC_189_G - Seccionador prim.G

S57_PBT_SECC_189_B23 - Seccionador 189-B23

S57_PBT_SECC_189_11 - Seccionador 189-11





205


S57_PAT_SECC_89_E1 - Seccionador 89-E1 ( SELVA ALEGRE )

S57_PAT_SECC_89_E2 - Seccionador 89-E2 ( CRISTIANIA )

S57_PAT_SECC_89_E3 - Seccionador 89-E3 ( TRANSELECTRIC )

S57_PAT_SECC_89_01 - Seccionador 89-01 ( T1 )

S57_PAT_SECC_89_02 - Seccionador 89-02 ( T2 )

S57_PAT_SECC_89_11 - Seccionador 89-11 ( SELVA ALEGRE )

S57_PAT_SECC_89_12 - Seccionador 89-12 ( SELVA ALEGRE )

S57_PAT_SECC_89_21 - Seccionador 89-21 ( CRISTIANIA )

S57_PAT_SECC_89_22 - Seccionador 89-22 ( CRISTIANIA )

S57_PAT_SECC_89_31 - Seccionador 89-31 ( TRANSELECTRIC )

S57_PAT_SECC_89_32 - Seccionador 89-32 ( TRANSELECTRIC )

S57_PBT_TP_1 - TP en barra de 23 Kv.


S57_PAT_TP_1 - TP 138 kV. Linea S/E Pomasquí

S57_PAT_TP_4 - TP 138kV Barra colectora ( T2 )

S57_PAT_TP_3 - TP 138kV Cristiania

S57_PAT_TP_2 - TP 138kV Línea Selva Alegre

S57_TRAFO2 - Transformador PAUWELS (T2)

S57_PBT_TRAFO_SSAA1 - Transformador Servicios Auxiliares 1

S57_PBT_TRAFO_SSAA2 - Transformador Servicios Auxiliares 2

S57_TRAFO1 - Transformador SIEMENS (T1)

S57_PBT_DISY_BC 1 - 152 BC-1

206

2) SUBESTACIÓN VICENTINA – 39

39 - 39/VICENTINA

CAPACIDAD FECHA DE INICIO CONFIGURACION

MVA 23/06/2008 Doble barra con disyuntor y medio

ELEMENTOS

S39_BARR_46_1 - Barra 46 kV (1)

S39_BARR_46_2 - Barra 46 kV (2)

S39_PAT_DISY_52_S10 - Disyuntor S10






S39_PATIO - PATIO DE MANIOBRAS

S39_SAL_TAB - Sala de Tableros

S39_PAT_SECC_189_T1 - Seccionador 189-T1


S39_PAT_SECC_89_L11 - Seccionador 89-L11








S39_PAT_SECC_89_S14 - Seccionador 89-S14












207

3) SUBESTACIÓN SANTA ROSA – 37

37 - 37/SANTA ROSA


20 MVA 04/08/2008 Doble barra con disyuntor y medio

ELEMENTOS


S37_BARR_46_1 - Barra 46 kV (1)

S37_BARR_46_2 - Barra 46 kV (2)

S37_PBT_BCAP_01 - Disyuntor BC 1

S37_PBT_DISY_252_A - Disyuntor primario A

S37_PBT_DISY_252_B - Disyuntor primario B

S37_PBT_DISY_252_C - Disyuntor primario C

S37_PBT_DISY_252_D - Disyuntor primario D

S37_PBT_DISY_252_E - Disyuntor primario E










S37_PAT_MAN - PATIO DE MANIOBRAS

S37_SAL_TAB - Sala de Control

S37_PAT_SECC_89_33 - Seccionador L-33

S37_PAT_SECC_89_43 - Seccionador L-43

S37_PAT_SECC_89_L51 - Seccionador 89 L51






S37_PAT_SECC_89_14 - Seccionador 89-14


S37_PAT_SECC_89_2T3 - Seccionador 89-2T3





208












S37_TRAFO1 - Transformador YORKSHIRE

209

4) SUBESTACIÓN SUR – 20

20 - 20/SUR


7.5 MVA 01/02/2010 Barra principal y transferencia

ELEMENTOS


S20_BARR_PRIN - Barra 46 kV Principal

S20_BARR_46_TRANS - Barra 46 kV Transferencia

S20_PAT_SECC_89_E1 - Seccionador 89-E1







S20_PAT_SECC_89_LS1 - Seccionador 89-LS1

S20_PAT_SECC_89_LS2 - Seccionador 89-LS2























S20_PAT_TC1 - TC recepción de linea bahia 1

210

S20_PAT_TP_ALIM. - TP Alimentación

S20_PAT_TP_10 - TP Recepcion linea bahia 10






S20_PAT_TP_1 - TP Recepcion linea Barra Colectora

S20_TRAFO1 - Transformador SAVOISIENNE

S20_PBT_TRAFO_SAUX - Transformador Servicios Auxiliares

S20_PAT_DISY_52_1 - 52-1

S20_PAT_DISY_52_10 - 52-10

S20_PAT_DISY_52_2 - 52-2

S20_PAT_DISY_52_3 - 52-3

S20_PAT_DISY_52_4 - 52-4

S20_PAT_DISY_52_5 - 52-5

S20_PAT_DISY_52_7 - 52-7

S20_PAT_DISY_52_8 - 52-8

S20_PAT_DISY_52_9 - 52-9

S20_SAL_TAB - SALA DE CONTROL

211

5) SUBESTACIÓN NORTE – 38

38 - 38/NORTE


MVA 23/06/2008 Barra principal y transferencia

ELEMENTOS

S38_BARR_46_PRINC - Barra 46 kV Principal

S38_BARR_46_TRANS - Barra 46 kV Transferencia

S38_PAT_DISY_152_1 - Disyuntor 1









S38_PAT_SECC_L_12 - Seccionador L-12










S38_PAT_SECC_89_T1 - Seccionador 89T1














212










S38_PAT_TP_1 - TP1

S38_PAT_TP_2 - TP2

213

6) SUBESTACIÓN COTOCOLLAO – 19

19 - 19/COTOCOLLAO

CAPACIDAD FECHA DE INICIO CONFIGURACION 53 MVA 28/11/2011 Barra simple

ELEMENTOS


S19_PBT_BCO_CAP_1 - Banco Capacitores 1

S19_PBT_BCO_CAP_2 - Banco Capacitores 2


S19_BARR_23_1 - Barra 23 kV (1)

S19_BARR_23_2 - Barra 23 kV (2)


S19_ILU_EXT - Iluminación exterior

S19_PBT_SECC_289_2 - Seccionador Adyacente Primario A

S19_PBT_SECC_289_3 - Seccionador Adyacente Primario B

S19_PBT_SECC_289_4 - Seccionador Adyacente Primario C

S19_PBT_SECC_289_5 - Seccionador Adyacente Primario D

S19_PBT_SECC_289_6 - Seccionador Adyacente Primario E

S19_PBT_SECC_289_7 - Seccionador Adyacente Primario F

S19_PMT_SECC_189_E4 - Seccionador 189-E4

S19_PMT_SECC_189_1 - Seccionador 189-1















S19_PMT_SECC_89_E11 - Seccionador 89-E11

S19_PBT_SECC_89_E26 - Seccionador 89E-26




S19_PBT_TC_252_1 - TC Alimentación a barras 23 Kv

S19_PBT_TC_BC - TC Banco de Capacitores

S19_PBT_TC - TC Barra 23kV

S19_PMT_TC_152_1 - TC Disy. 152-1 Alimentación a barras 46 Kv

S19_PMT_TC_152_2 - TC Disy. 152-2 línea a S/E No 17

214

S19_PMT_TC_152_3 - TC Disy. 152-3 Alimentacion a patio de 23 Kv

S19_PMT_TC_152_4 - TC Disy. 152-4 Alim transformador No 3

S19_PBT_TC_252_A - TC Disyuntor Primario A

S19_PBT_TC_252_B - TC Diyuntor Primario B

S19_PBT_TC_252_C - TC Diyuntor Primario C

S19_PBT_TC_252_D - TC Primario D

S19_PBT_TC_252_E - TC Primario E

S19_PBT_TC_252_F - TC Primario F

S19_PAT_TC1 - TC1 L/T Selva Alegre

S19_PAT_TC2 - TC2 L/T Selva Alegre


S19_PAT_TP2 - TP Barra 138kV

S19_PAT_TP1 - TP Capacitivo L/T Selva Alegre

S19_PMT_TP_4 - TP en barra de 46 Kv.

S19_PBT_TP_6 - TP en primario F 23 Kv

S19_PMT_TP_3 - TP línea en 46 Kv

S19_PAT_TP_1 - TP L/T 138kV

S19_TRAFO4 - Transformador ABB (T4)

S19_TRAFO1 - Transformador MEIDEN (T1)

S19_PBT_TRAFO_SAUX - Transformador Servicios Auxiliares


S19_TRAFO3 - Transformador YORKSHIRE (T3)

S19_PMT_DISY_152_1 - 152-1

S19_PMT_DISY_152_2 - 152-2

S19_PMT_DISY_152_3 - 152-3

S19_PMT_DISY_152_4 - 152-4

S19_PMT_DISY_152_5 - 152-5

S19_PBT_DISY_242_1 - 242-1

S19_PBT_DISY_242_2 - 242-2

S19_PBT_DISY_252_A - 252-A

S19_PBT_DISY_252_B - 252-B

S19_PBT_DISY_252_C - 252-C

S19_PBT_DISY_252_D - 252-D

S19_PBT_DISY_252_E - 252-E

S19_PBT_DISY_252_F - 252-F

S19_PBT_DISY_252_G - 252-G

S19_PBT_DISY_252_1 - 252-1

S19_PBT_DISY_252_6 - 252-6

S19_PAT_DISY_52_1 - 52-1

S19_PAT_DISY_52_2 - 52-2

215

7) SUBESTACIÓN SELVA ALEGRE – 41

41 - 41/SELVA ALEGRE

CAPACIDAD FECHA DE INICIO CONFIGURACION 200 MVA 23/09/2008 Anillo

ELEMENTOS

S41_BARR_138_1 - Barra 138 kV (1)

S41_BARR_138_2 - Barra 138 kV (2)

S41_BARR_46 _1 - Barra 46 kV (1)

S41_BARR_46_2 - Barra 46 kV (2)

S41_PMT_DISY_52_S10 - Disyuntor S10







41__PMT_DISY_52_S901 - Disyuntor S90








S41_PBT_SECC_89_L13 - Seccionador 89-L13

S41_PBT_SECC_89_L23 - Seccionador 89-L23

S41_PBT_SECC_89_L 33 - Seccionador 89-L33



S41_PBT_SECC_89_S14 - Seccionador 89-S14









216






S41_PAT_SECC_89-11 - Seccionador 89-11






















S41_PAT_TP_5 - TP Barra 1 patio 138 Kv

S41_PAT_TP_6 - TP Barra 2 patio 138 Kv

S41_PAT_TP_3 - TP Linea a S/E Pomasqui

S41_PAT_TP_4 - TP Linea a S/E 19

S41_PAT_TP_1 - TP Linea Sta. Rosa 1

S41_PAT_TP_2 - TP Linea Sta. Rosa 2

S41_PBT_TP_7 - TP patio 46 Kv S-10




S41_PBT_TP_11 - TP 46 kV pórtico

S41_TRAFO1 - Transformador ASEA (T1)

S41_PBT_TRAFO_SAUX_1 - Transformador Servicios Auxiliares (1)

S41_PBT_TRAFO_SAUX_2 - Transformador Servicios Auxiliares (2)


217

ANEXO 2

(RESULTADO DE LAS PRUEBAS DE TRANSFORMADORES)

218

S/E

SE

LV

A A

LE

GR

E B

BC

FE

CH

A

CU

BA

H

IDR

O

XIG

N

ITR

M

ET

A

MO

CA

. D

ICA

. E

TIL

E

TA

NO

A

CE

T

%G

A.C

OM

. T

OT

AL

GA

SE

S

H

O

2 N

2 C

H4

CO

C

O2

C2H

4 C

2H6

C2H

2

PP

M

100

120

350

5000

50

65

35

200

100

500

6000

150

100

15

01/

09

/19

97

P

RIN

CIP

AL

21

472

9

595

3

75

179

2021

11

157

0

443

C

-1

05/

10

/19

99

P

RIN

CIP

AL

25

2361

5

721

7

92

186

1900

55

204

0

0,9

1

562

C

-1

05/

10

/19

99

L

TC

1

790

5

3106

3

996

0

9684

499

4253

8

178

1

8487

1358

7

1,6

7

119

71

4

2

4/1

0/2

00

4

PR

INC

IPA

L

20,

16

1

45,1

6

380

7,4

9

70,

48

1

09,2

9

142

2,7

6

86,

77

1

73,6

6

1,9

4

7,9

2

462

,3

C-1

2

7/0

1/2

00

6

PR

INC

IPA

L

22,

75

2

899

,76

4

634

5,1

3

93,

28

1

37,0

4

164

7,6

4

119

,24

2

23,0

4

2,0

6

1,1

3

597

,41

C

-1

14/

09

/20

07

P

RIN

CIP

AL

1

4,1

3

141

95

,8

955

36

,45

1

11,7

5

53,6

7

241

6,2

3

150

,49

2

75,8

9

0,9

3

0,9

8

110

6,7

6

C-2

2

0/0

4/2

01

0

PR

INC

IPA

L

15

1

123

8

795

44

112

130

1580

154

304

3

0,7

7

718

C

-1

S/E

SE

LV

A A

LE

GR

E S

IEM

EN

S

FE

CH

A

CU

BA

H

IDR

O

XIG

N

ITR

M

ET

A

MO

CA

. D

ICA

. E

TIL

E

TA

NO

A

CE

T

%G

A.C

OM

. T

OT

AL

GA

SE

S

H

O

2 N

2 C

H4

CO

C

O2

C2H

4 C

2H6

C2H

2

PP

M

100

120

350

5000

50

65

35

200

100

500

6000

150

100

15

20/

04

/20

10

P

RIN

CIP

AL

30

1

644

5

707

03

7

428

1150

7

12

2

0,5

5

486

C

-1

S/E

CO

TO

CO

LL

AO

ME

IDE

NS

HA

100

MV

A

FE

CH

A

CU

BA

H

IDR

O

XIG

N

ITR

M

ET

A

MO

CA

. D

ICA

. E

TIL

E

TA

NO

A

CE

T

%G

A.C

OM

. T

OT

AL

GA

SE

S

H

O

2 N

2 C

H4

CO

C

O2

C2H

4 C

2H6

C2H

2

PP

M

100

120

350

5000

50

65

35

200

100

500

6000

150

100

15

05/

10

/19

99

P

RIN

CIP

AL

9

2685

5

106

0

15

337

1413

3

19

0

0,6

9

402

C

-1

24/

10

/20

04

P

RIN

CIP

AL

7,3

6

873

,02

4

086

,09

2,3

6

373

,83

2

065

,15

87,7

0,6

5

5,3

6,3

6

477

,85

C

-1

27/

01

/20

06

P

RIN

CIP

AL

5,3

4

911

,76

3

360

6,9

9

6,9

7

261

,85

9

11,7

6

2,8

1,8

6

0,4

0,7

2

281

,08

C

-1

16/

04

/20

10

P

RIN

CIP

AL

6

9663

6

465

8

15

361

1768

4

13

-

- 412

C

-1

219

S/E

CO

TO

CO

LL

AO

SIE

ME

NS

F

EC

HA

C

UB

A

HID

R

OX

IG

NIT

R

ME

TA

M

OC

A.

DIC

A.

ET

IL

ET

AN

O

AC

ET

%

GA

.CO

M.

TO

TA

L G

AS

ES

H

O2

N2

CH

4 C

O

CO

2 C

2H4

C2H

6 C

2H2

P

PM

100

120

350

5000

50

65

35

200

100

500

6000

150

100

15

20/

10

/20

04

P

RIN

CIP

AL

1

2,1

8

279

,6

472

2,5

4

12,4

3

94,7

6

152

4,0

9

6,4

8

3,5

9

1,5

2

6,1

9

430

,93

C

-1

23/

01

/20

06

P

RIN

CIP

AL

11,8

1

125

3,4

4

917

7,9

7

102

,6

456

,7

190

6,7

1

02,6

1,6

7

7,0

9

0,9

3

682

,46

C

-1

19

/10

/20

10

P

RIN

CIP

AL

9

113

72

7

285

4

9

592

2825

36

3

18

0,7

6

667

C

-1

S/E

CO

TO

CO

LL

AO

YO

RK

SH

IRE

F

EC

HA

C

UB

A

HID

R

OX

IG

NIT

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ME

TA

M

OC

A.

DIC

A.

ET

IL

ET

AN

O

AC

ET

%

GA

.CO

M.

TO

TA

L G

AS

ES

H

O2

N2

CH

4 C

O

CO

2 C

2H4

C2H

6 C

2H2

P

PM

100

120

350

5000

50

65

35

200

100

500

6000

150

100

15

20/

10

/20

04

P

RIN

CIP

AL

1

0,3

4

303

,25

4

183

,58

4,5

7

256

,92

1

555

,13

2

2,7

5

2,8

4

39,

68

5,2

9

337

,1

C-1

2

7/0

1/2

00

6

PR

INC

IPA

L

12,

95

6

516

,92

4

112

5,6

9

3,7

1

79,0

6

986

,71

1

1,7

1

1,3

3

1,8

3

0,4

3

210

,58

C

-1

19/

04

/20

10

P

RIN

CIP

AL

3

112

32

8

123

0

5

307

2198

30

2

2

0,3

7

349

C

-1

S/E

SU

R S

AV

OIS

SIE

NN

E 6

.3

FE

CH

A

CU

BA

H

IDR

O

XIG

N

ITR

M

ET

A

MO

CA

. D

ICA

. E

TIL

E

TA

NO

A

CE

T

%G

A.C

OM

. T

OT

AL

GA

SE

S

H

O

2 N

2 C

H4

CO

C

O2

C2H

4 C

2H6

C2H

2

PP

M

100

120

350

5000

50

65

35

200

100

500

6000

150

100

15

20/

10

/20

04

P

RIN

CIP

AL

1

6,1

1

160

,48

4

299

,81

4,4

5

120

,93

1

264

,58

8,0

9

1,1

7

0,0

7

2,2

3

150

,82

C

-1

S/E

SU

R S

AV

OIS

SIE

NN

E 2

3

FE

CH

A

CU

BA

H

IDR

O

XIG

N

ITR

M

ET

A

MO

CA

. D

ICA

. E

TIL

E

TA

NO

A

CE

T

%G

A.C

OM

. T

OT

AL

GA

SE

S

H

O

2 N

2 C

H4

CO

C

O2

C2H

4 C

2H6

C2H

2

PP

M

100

120

350

5000

50

65

35

200

100

500

6000

150

100

15

20/

10

/20

04

P

RIN

CIP

AL

2

4,3

2

771

,38

3

967

,4

4,7

6

94,

01

1

046

,82

8,4

8

1,9

3

3,0

3

2,3

1

136

,53

C

-1

220

S/E

SA

NT

A R

OS

A Y

OR

KS

HIR

E

FE

CH

A

CU

BA

H

IDR

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XIG

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E

TA

NO

A

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T

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AL

GA

SE

S

H

O

2 N

2 C

H4

CO

C

O2

C2H

4 C

2H6

C2H

2

PP

M

100

120

350

5000

50

65

35

200

100

500

6000

150

100

15

01/

09

/19

97

P

RIN

CIP

AL

13

1113

8

658

4

10

310

3666

16

5

0

100

,00

354

C

-1

20/

10

/20

04

P

RIN

CIP

AL

3

17,4

9

194

,57

4

968

,02

4

0,1

4

76,

12

4

254

,23

1

7,0

8

19,

56

5,5

3

4,2

4

475

,92

C

-1

27/

01

/20

06

P

RIN

CIP

AL

9,3

1

432

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2

466

63

,57

3

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6

270

,53

2

086

,22

11,7

21,7

9

0,0

06

0,6

6

353

,296

C

-1

04/

05

/20

10

P

RIN

CIP

AL

17

6220

7

042

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306

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51

-

0,5

8

459

C

-1

S/E

PO

MA

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AU

WE

LS

FE

CH

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CU

BA

H

IDR

O

XIG

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TIL

E

TA

NO

A

CE

T

%G

A.C

OM

. T

OT

AL

GA

SE

S

H

O

2 N

2 C

H4

CO

C

O2

C2H

4 C

2H6

C2H

2

PP

M

100

120

350

5000

50

65

35

200

100

500

6000

150

100

15

14/

01

/20

05

P

RIN

CIP

AL

6,1

3

140

,85

5

255

,42

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9,0

3

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,87

3

182

,06

3,2

7

52,

42

N

D

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6

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C

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27/

01

/20

06

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RIN

CIP

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2,4

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448

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51,

08

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,00

2

1,0

2

513

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C

-1

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/20

10

P

RIN

CIP

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1

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120

350

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500

6000

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100

15

27/

01

/20

06

P

RIN

CIP

AL

1

0,9

3

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4,2

2

432

67

,32

2,1

2

207

,44

6

51,0

9

8,4

1

0,0

2

0,7

5

0,4

3

229

,67

C

-1

19/

04

/20

10

P

RIN

CIP

AL

6

141

32

6

969

1

7

262

1067

3

1

- 0,3

3

279

C

-1

CO

ND

ICIO

N 1

C

-1

CO

ND

ICIO

N 2

C

-2

CO

ND

ICIO

N 3

C

-3

CO

ND

ICIO

N 4

C

-4

221

ANEXO 3

(TABLA DE DATOS DE FALLA E.E.Q.S.A.)

222

TABLA TIPO DE DATOS DE FALLA DE LA E.E.Q.S.A.

223

ANEXO 4

(REGULACIÓN Nº CONELEC 002-06)

224

REGULACIÓN No. CONELEC - 002/06

CALIDAD DEL TRANSPORTE DE POTENCIA Y DEL SERVICIO DE CONEXIÓN EN

EL SNI

EL DIRECTORIO DEL CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD

CONELEC

Resuelve:

Expedir la presente:

Regulación sobre la Calidad del Transporte de Potencia y del Servicio de

Conexión en el SNI

1. DISPOSICIONES GENERALES.

1. 1.2. Ámbito de aplicación.- Esta Regulación aplica al Transmisor, a los Agentes

que prestan servicios de transporte de potencia eléctrica y a los Agentes

consumidores conectados directamente a los sistemas de transmisión en el SNI.

Las instalaciones de transmisión consideradas en esta Regulación son las siguientes:

Circuitos de líneas de transmisión y de interconexión que operan a voltajes mayores a

90 kV.

Instalaciones para transformación y regulación de voltajes.

Instalaciones de campos de conexión de Empresas Distribuidoras y Grandes

Consumidores, que son usuarios directos de los sistemas de transmisión.

225

4.3. Disponibilidad de una instalación.- El porcentaje de disponibilidad de una

instalación se calcula sobre la base de las horas de indisponibilidad, de acuerdo a la

relación siguiente:

%100 8760

)( 1 1111

(( ilidadIndisponibHorasidadDisponibil

En el cálculo de las horas de indisponibilidad anual de una instalación, se toma en cuenta

las siguientes indisponibilidades:

La indisponibilidad parcial (IP), está asociada con las horas de disminución de su

capacidad de transporte normal. Se calcula mediante la relación siguiente:

1 * 1 CN

CRiTIP i

n

i

donde:

IP: Horas acumuladas de indisponibilidad parcial de la instalación.

i: Evento i-ésimo de indisponibilidad parcial.

n: Número total de indisponibilidades parciales en el período considerado.

Ti: Horas de indisponibilidad parcial de la instalación en el evento i-ésimo.

CRi: Capacidad reducida del elemento, asociada al evento i-ésimo.

CN: Capacidad efectiva de la instalación en condiciones normales de operación.

La Indisponibilidad Total (IT), se determinará sobre la base del tiempo de duración de las

salidas de servicio o desconexiones:

11

j

iiTIT

donde:

IT: Horas reales acumuladas de indisponibilidad total de la instalación.

i: Evento i-ésimo de indisponibilidad total.

j: Número de indisponibilidades totales en el período considerado.

Ti: Horas de indisponibilidad total de la instalación en el evento i-ésimo.

226

Cada tres años, el Transmisor y los Agentes que operan sistemas de transmisión

dispondrán de una salida adicional de hasta 72 horas para realizar mantenimiento mayor

a cada uno de los transformadores de sus sistemas. Estos pedidos constarán en los

programas de mantenimiento anuales presentados para aprobación del CENACE.

Por lo indicado anteriormente, el porcentaje de disponibilidad anual de una instalación se

calculará sobre la base de la expresión siguiente:

%100 8760

)( 1 1111

(( ITIPidadDisponibil

Límites.- El Transmisor y los Agentes deberán cumplir para cada una de las

instalaciones, con un máximo de horas de indisponibilidad (LHI) y de número de

desconexiones (NDP), indicadas en la tabla siguiente:

LÍMITES ANUALES DE HORAS DE INDISPONIBILIDAD Y NÚMERO DE DESCONEXIONES

TIPO DE INSTALACIÓN DISPONIBILIDA

D (%)

HORAS INDISPONIBILIDA

D (LHI)

NÚMERO DESCONEXIONE

S (NDP)

CA

MP

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E

CO

NE

XIÓ

N (

1)

AGENTE 5


CA

MP

O D

E

CO

NE

XIÓ

N (

2)

AGENTE 5




CAPACITOR Y REACTOR 99,772 20 4

227

TRANSFORMADOR 99,658 30 4

(1) Campo de Conexión pertenece al Agente

(2) Campo de Conexión pertenece al Transmisor

Considerado en forma individual para cada instalación de transmisión y campo de

conexión, el Límite de Horas de Indisponibilidad (LHI) indicado, se reducirán en:

0.5 horas, de manera acumulativa con cada desconexión, debido a: o Estudios de coordinación de protecciones no presentados. o Informes de Fallas no presentados al CENACE, dentro de las 48 horas

siguientes al evento. 0.5 horas, por cada suspensión de mantenimientos programados, excepto si es por un

pedido del CENACE. 1 hora, por cada mantenimiento emergente realizado.

El tiempo máximo de indisponibilidad de una instalación de transmisión o punto de

conexión será de 36 horas a partir de que los incumplimientos (niveles de voltaje o

suspensión del suministro) que ocasionó ese evento han sido superados por otros medios.

4.4. Número de desconexiones.- El Número de Desconexiones de una instalación, se

calcula sobre la base de su número de indisponibilidades totales anuales.

Límites.- El Transmisor y los Agentes deberán cumplir para cada tipo de instalación, con

un máximo de desconexiones (NDP) indicado en la tabla anterior.

Los límites de número de desconexiones (NDP) para circuitos de líneas de transmisión,

aumentarán en 0.5 desconexiones con cada recierre automático exitoso en casos de fallas

transitorias.

Certifico que esta Regulación fue aprobada por el Directorio del CONELEC, mediante

Resolución 024/06, en sesión del 30 de enero de 2006.

Lcdo. Carlos Calero Merizalde

Secretario General del CONELEC

228

ANEXO 5

(MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES)

229

TABLA DE PERIODICIDAD DE INSPECCIONES SEGÚN ABB

230

ANEXO 6

(MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE LA E.E.Q.S.A.)

231

ACTIVIDADES A DESARROLLAR EN UN MANTENIMIENTO PREVENTIVO

SUBESTACION: FECHA:_____________________________________________

_____

TRANSFORMADOR DE POTENCIA

REALIZ

T APROX

T REAL

ESTADO

OBSERVC.

1. Verificación de aceite en la cuba y limpieza de la mirilla 15

2. Verificación de aceite en el LTC y limpieza de la mirilla. 15 3. Verificación de aceite en el tanque conservador y limpieza de la mirilla. 15

4. Verificación de operación de ventiladores, individual y por etapas 10

5. Mantenimiento de motores de ventiladores 180

6. Pruebas de rigidez dieléctrica de aceites en la cuba y LTC 80

7. Pruebas de operación manual y automática del LTC 15

8. Verificación de funcionamiento de relevadores térmicos 10

9. Contrastación y calibración de aparatos de medición. 20

10. Revisión de presión de nitrógeno. 10

11. Revisión y corrección de fugas de aceite. 60

12. Limpieza y pintura del transformador. 2400

13. Limpieza y pintura de la base del transformador. 60

14. Reajuste de regletas en tableros de control del transformador. 60

15. Limpieza de tableros de control y verificación de hermeticidad. 20

16. Verificación de calibración y operación de calefactores. 15

17. Revisión de iluminación de tableros de control. 10 18. Cambio de silica gel y aceite de secadores de humedad de la cuba y del LTC. 40

19. Reajuste y revisión de contadores de descargas. 20 20. Verificación del estado de aisladores, porcelanas de bushings y pararrayos. 15 21. Reajuste de contactos eléctricos en bushings, terminales y pararrayos ( MPP). 30

22. Toma de temperaturas en puntos de contacto eléctrico 20

23. Prueba de relación de transformación ( MPP). 60

24. Prueba de resistencia de bobinados ( MPP). 60

25. Prueba de resistencia de aislamiento ( MPP). 60

26. Pruebas de pararrayos (ÑPP) 60

27.-Verificación de operación del contador de operaciones. 10 28.-Verificación de la operación y calibraciones del relé de regulación de voltaje 15

29.- limpieza y lubricación de LTC 60

BANCO DE BATERIAS

REALIZ.

T APROX

T REAL

ESTADO

OBSERVC.

1. Limpieza y reajuste de cada unidad 120 2. Toma de densidad, voltaje y temperatura de cada una de las unidades. 60

3. Completar el nivel con agua destilada si fuera necesario. 30

4. Verificar el funcionamiento del rectificador cargador 20

5. Contrastar y calibrar los equipos de medición 20

6. Reajustar conexiones de control del rectificador 20

7. Limpieza interna y externa del rectificador 30

232

EQUIPOS DE MEDICION REALIZ.

T APROX

T REAL

ESTADO

OBSERVC.

1. Contrastación y calibración 60

2. Revisión exterior y reajuste de contactos 30

3. Verificación de relación de transformación de TC y TP 30

DISYUNTORES REALIZ.

T APROX

T REAL

ESTADO

OBSERVC.

1. Verificación de aceite en la cuba o polos y limpieza de mirillas. 15

2. Revisión presión de hexafluoruro de azufre SF6. 10

3. Revisión de presión de aceite 10

4. Verificación de funcionamiento de compresores. 15

5. Revisión y corrección de fugas de aceite hidráulico. 60

6. Pruebas de rigidez dieléctricas del aceite 30

7.-Mantenimiento de motores de tensado de resorte 120

8.-Mantenimiento de motores de compresores 180


10. Limpieza y pintura del disyuntor. 360

11. Limpieza y pintura de la base del disyuntor. 60

12. Reajuste de regletas en tableros de control del disyuntor. 30

13. Limpieza de tableros de control y verificación de hermeticidad. 20

14. Verificación de calibración y operación de calefactores. 15

15. Revisión de iluminación de tableros de control. 10 16. Cambio de silica gel y aceite de secadores de humedad del disyuntor. 20

17. Verificación del estado de aisladores, porcelanas de bushings. 15 18. Toma de temperaturas en conectores y bushings de entrada y salida 20 19. Reajuste de contactos eléctricos en bushings, terminales y ( MPP). 20

20. Prueba de resistencia de aislamiento ( MPP). 60 21. Pruebas locales y remotas de apertura y cierre del disyuntos ( MPP) 20

SECCIONADORES

REALIZ.

T APROX

T REAL

ESTADO

OBSERVC.

1. Verificación de Porcelanas y contactos 10

2. Verificación de estado de herrajes 10

3. Lubricación de partes móviles 30

4. Revisión de bloqueos eléctricos o mecánicos 20

5. Verificación de calibración y operación de calefactores 15

6. Reajuste de conexiones en regletas 30

7. Pruebas de operación locales y remotas ( MPP) 20

8. Limpieza de tableros de control y verificación de hermeticidad 20


10. Calibración de brazos y contactos ( MPP) 60

11. Mantenimiento de motores 120

TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Y POTENCIAL

REALIZ.

T APROX

T REAL

ESTADO

OBSERVC.

1. Verificar Nivel del aceite 10

2. Medición de temperaturas en bushings y o terminales de conexión 20

3. Realizar reajuste de conexiones ( MPP). 30

4. Pruebas de resistencia de aislamiento ( MPP) 60

5. Limpieza y pintura ( MPP) 60

233

SEÑALIZACIÓN Y NOMENCLATURA REALIZ.

T APROX

T REAL

ESTADO

OBSERVC.

1.- Verificación o cambio de focos de señalización luminosa 20

2. Verificación de estado de mecanismos de señalización mecánica 20

3. Verificación de funcionamiento de señalización auditiva 20

4. Verificación de nomenclatura de acuerdo a plano del sistema 30

5. Verificación de RT y nomenclatura en equipos de medición 20

TRANSFORMADOR DE SERVICIOS AUXILIARES

REALIZ.

T APROX

T REAL

ESTADO

OBSERVC.

1. Verificación de aceite en la cuba y limpieza de la mirilla 15 2. Pruebas de rigidez dieléctrica de aceites en la cuba del transformador, 40


4. Limpieza y pintura del transformador. 180 5. Verificación del estado de aisladores, porcelanas de bushings y pararrayos. 15 6. Reajuste de contactos eléctricos en bushings, terminales y pararrayos ( MPP). 20

7. Toma de temperaturas en puntos de contacto eléctrico ( MPP). 20

8. Prueba de relación de transformación ( MPP). 30

9. Prueba de resistencia de bobinados ( MPP). 60


11. Pruebas de pararrayos (MPP) 60

TABLEROS DE DISTRIBUCIÓN DE CA Y CC

REALIZ.

T APROX

T REAL

ESTADO

OBSERVC.

1. Reajuste de contactos 45

2. limpieza interna y externa 60

3.Contrastación y calibración de equipos de medida 20

ILUMINACIÓN Y FUERZA

REALIZ.

T APROX

T REAL

ESTADO

OBSERVC.

1. Verificar estado de focos y fluorescentes de las salas 20

2. Limpieza y reajuste de lampas de las salas y patio de maniobras. 120 3. Verificación de control automático de alumbrado del patio de maniobras. 15

4. Verificación de estado de tomacorrientes y tomas especiales. 20

5. Verificación funcionamiento de alumbrado de emergencia. 15

SISTEMA DE PUESTA ATIERRA

REALIZ.

T APROX

T REAL

ESTADO

OBSERVC.

1. Medición de resistencia de puesta a tierra en diferentes puntos 120

2. Limpieza y reajuste de contactos en todos los equipos aterrados 120

3. Verificar que las plataformas de operación estén aterrados 15

4. Verificar aterramiento de mallas y cerramientos. 20

SISTEMA CONTRA INCENDIOS

REALIZ.

T APROX

T REAL

ESTADO

OBSERVC.

1. Limpieza de botellas y equipos de aspersión 20

2. Verificación de presión en equipos 15

3. Verificar estado y funcionamiento de sensores 30

234

CERRAMIENTOS, PATIOS, VIAS, AREAS VERDES

REALIZ.

T APROX

T REAL

ESTADO

OBSERVC.

1. Realizar la limpieza de patios de maniobras, vías y áreas verdes 90

2. Verificación del estado del ripio del patio de maniobras 15

3. Realizar limpieza de pisos de sala de control y sala de baterías 60 4. Verificación de estado del cerramiento y vías de acceso a la subestación 20 5. Verificar estado de vidrios de las ventanas y estado de las puertas de ingreso 20

6. Verificar seguridades en la subestación. 20

235

ANEXO 7

(ANÁLISIS DE RIESGOS DE LAS SUBESTACIONES DE ESTUDIO)

236

VALORIZACIÓN DE LAS CONSECUENCIAS DE DISYUNTORES DE 46 kV, S/E

VICENTINA


Código

Descripción

Consecuencia al

Consecuencia al

Frecuencia o

Recurso Recurso Probabilida

d

Humano Ambiental de

Ocurrencia

1A1 Falla en el circuito de mando a distancia. No aplica No aplica Muy baja

1A2

Falla en la operación de uno o más contactos auxiliares del disyuntor por No aplica No aplica Media falla mecánica, electromecánica o descalibración.

1A3 Falla en uno o más relés de protección. No aplica No aplica Baja

1B1 Apertura del disyuntor por falla en el circuito de fuerza de la bahía. No aplica No aplica Baja

1B2 Apertura del disyuntor por operación errónea. Muy crítico Leve Alta

1B3 Discrepancia de operación de los polos. No aplica Leve Muy baja

1B4 Apertura del disyuntor por presión inadecuada del dieléctrico. Leve No aplica Muy baja

1B5

Falla en el modo de operación de apertura del disyuntor (compresor o No aplica Leve Muy baja barra tractora)

237

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238


SANTA ROSA

MODOS DE FALLA VALORACIÓN

Código

Descripción

Consecuencia al

Consecuencia al

Frecuencia o


d

Humano Ambiental de

Ocurrencia


1A2

Falla en la operación de uno o más contactos auxiliares del disyuntor por No aplica No aplica Alta falla mecánica, electromecánica o descalibración.

1A3 Falla en uno o más relés de protección. No aplica No aplica Baja

1B1 Apertura del disyuntor por falla en el circuito de fuerza de la bahía. No aplica No aplica Media

1B2 Apertura del disyuntor por operación errónea. Muy crítico Leve Media



1B5

Falla en el modo de operación de apertura del disyuntor (compresor o No aplica Leve Media barra tractora)


SANTA ROSA

MODOS DE FALLA VALORACIÓN

Código

Descripción

Consecuencia al

Consecuencia al

Frecuencia o


d

Humano Ambiental de

Ocurrencia


1A2

Falla en la operación de uno o más contactos auxiliares del disyuntor por No aplica No aplica Muy baja falla mecánica, electromecánica o descalibración.

1A3 Falla en uno o más relés de protección. No aplica No aplica Muy baja

1B1 Apertura del disyuntor por falla en el circuito de fuerza de la bahía. No aplica No aplica Muy baja

1B2 Apertura del disyuntor por operación errónea. Muy crítico Leve Muy baja



1B5


239

RIE

SG

OS

, VU

LN

ER

AB

ILID

AD

Y A

CE

PT

AB

ILID

AD

DE

DIS

YU

NT

OR

ES

DE

46

kV, S

/E S

AN

TA

RO

SA

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DO

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E FA

LLA

V

ALO

RIZ

AC

IÓN

Có

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o

De

scri

pci

ón

R

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O

N

IVEL

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R

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AC

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BIL

IDA

D

AC

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BIL

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AB

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BA

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A

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O

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NET

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V

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BIL

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D

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AL

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1 Fa

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l cir

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tan

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B

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6

,25

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le

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ble

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ión

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un

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más

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xilia

res

del

dis

yun

tor

po

r

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o

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0

,2

5

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ble

A

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le

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mec

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esc

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ón

.

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bah

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18

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ble

1B

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o

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o

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240

RIE

SG

OS

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LN

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241

VALORIZACIÓN DE LAS CONSECUENCIAS DEL TRANSFORMADOR

YORKSHIRE (T1), S/E SANTA ROSA



Consecuencia al Consecuencia al Frecuencia o



1A1 Desperfecto de los paneles radiadores. No aplica No aplica Muy baja

1A2 Desperfecto para arrancar los grupos de enfriamiento sobre demanda. No aplica No aplica Muy baja

1B1 Accionamiento no requerido o excesivo del grupo de enfriamiento. No aplica No aplica Muy baja

1B2 Fugas a tierra. Moderado No aplica Muy baja

1C1 Falla eléctrica en los devanados por factores eléctricos. Muy crítico No aplica Muy baja

1C2 Falla eléctrica en los devanados por factores mecánicos. Muy crítico Leve Muy baja

1C3 Falla eléctrica en los devanados por factores térmicos. Muy crítico Leve Muy baja

1C4 Fallas en los bushings. No aplica No aplica Muy baja

1C5 Fuga del aceite a través de la cuba, radiadores, tanque de expansión o

No aplica Leve Muy baja instrumentos.

1C6 Desperfecto o incorrecta operación de dispositivos de protección. No aplica No aplica Media

1C7 Apertura del disyuntor principal. Leve Leve Muy baja

2A1 Falla de conexión del neutro a tierra No aplica No aplica Muy baja

VALORIZACIÓN DE LAS CONSECUENCIAS DEL TRANSFORMADOR ABB

(T2), S/E SANTA ROSA



















242

VALORIZACIÓN DE LAS CONSECUENCIAS DEL TRANSFORMADOR TRP,

S/E SANTA ROSA

TRP VALORIZACIÓN


















243

RIE

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1C

2 Fa

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244

RIE

SG

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LN

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245

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ecta

op

era

ció

n d

e d

isp

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tivo

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e p

rote

cció

n.

Baj

o

12

,5

0,2

2

,5

Tole

rab

le

Ace

pta

ble

1C

7 A

per

tura

del

dis

yun

tor

pri

nci

pal

. B

ajo

6

,25

0,2

1

,25

Ace

pta

ble

A

cep

tab

le

2A

1 Fa

lla d

e co

nex

ión

del

neu

tro

a t

ierr

a.

Baj

o

6,2

5 1

6

,25

Ace

pta

ble

A

cep

tab

le

246


SUR


Código

Descripción

Consecuencia al

Consecuencia al

Frecuencia o


d

Humano Ambiental de

Ocurrencia


1A2

Falla en la operación de uno o más contactos auxiliares del disyuntor por No aplica No aplica Baja falla mecánica, electromecánica o descalibración.



1B2 Apertura del disyuntor por operación errónea. Muy crítico Leve Baja



1B5

Falla en el modo de operación de apertura del disyuntor (compresor o No aplica Leve Baja barra tractora)

247

RIE

SG

OS

, VU

LN

ER

AB

ILID

AD

Y A

CE

PT

AB

ILID

AD

DE

DIS

YU

NT

OR

ES

DE

46

kV, S

/E S

UR

MO

DO

S D

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LLA

V

ALO

RIZ

AC

IÓN

Có

dig

o

De

scri

pci

ón

R

IESG

O

N

IVEL

DE

R

IESG

O

AC

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BIL

IDA

D

AC

EPTA

BIL

IDA

D

VU

LNER

AB

ILID

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LAS

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ESID

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BA

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) A

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A

L R

IESG

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V

ULN

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BIL

IDA

D

RES

IDU

AL

1A

1 Fa

lla e

n e

l cir

cuit

o d

e m

and

o a

dis

tan

cia.

B

ajo

6

,25

1

6,2

5 A

cep

tab

le

Ace

pta

ble

1A

2 Fa

lla e

n la

op

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un

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más

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xilia

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del

dis

yun

tor

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r

Baj

o

12

,5

0,2

2

,5

Tole

rab

le

Ace

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ble

falla

mec

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lect

rom

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ica

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esc

alib

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ón

.

1A

3 Fa

lla e

n u

no

o m

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elés

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ión

. B

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6

,25

0,4

2

,5

Ace

pta

ble

A

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tab

le

1B

1

Ap

ertu

ra d

el d

isyu

nto

r p

or

falla

en

el c

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de

fuer

za d

e la

bah

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Baj

o

12

,5

0,4

5

To

lera

ble

A

cep

tab

le

1B

2

Ap

ertu

ra d

el d

isyu

nto

r p

or

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ón

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Alt

o

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In

acep

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le

Tole

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le

1B

3

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e o

per

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n d

e lo

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olo

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Baj

o

6,2

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75

Ace

pta

ble

A

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le

1B

4

Ap

ertu

ra d

el d

isyu

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or

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n in

adec

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a d

el d

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Baj

o

6,2

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tab

le

Ace

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ble

1B

5

Fal

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Baj

o

12

,5

0,2

2

,5

Tole

rab

le

Ace

pta

ble

ba

rra

trac

tora

)

248


NORTE


Código

Descripción

Consecuencia al

Consecuencia al

Frecuencia o


d

Humano Ambiental de

Ocurrencia


1A2







1B5

Falla en el modo de operación de apertura del disyuntor (compresor o No aplica Leve Baja barra tractora)

249

RIE

SG

OS

, VU

LN

ER

AB

ILID

AD

Y A

CE

PT

AB

ILID

AD

DE

DIS

YU

NT

OR

ES

DE

46

kV, S

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TE

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RIZ

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o

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R

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O

N

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R

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1A

1 Fa

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1A

2 Fa

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un

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nta

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s au

xilia

res

del

dis

yun

tor

po

r

Med

io

18

,75

0,2

3

,75

Inac

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ble

A

cep

tab

le

falla

mec

ánic

a, e

lect

rom

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ica

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esc

alib

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ón

.

1A

3 Fa

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n u

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o m

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pro

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. A

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2

5

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1

0

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ble

A

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1B

1

Ap

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ra d

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18

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A

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1B

2

Ap

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el d

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or

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Ace

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1B

3

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A

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1B

4

Ap

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nto

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Baj

o

6,2

5 0

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5 A

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le

Ace

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ble

1B

5

Falla

en

el m

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de o

pera

ción

de a

pert

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(co

mpr

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o

Baj

o

12

,5

0,2

2

,5

Ace

pta

ble

A

cep

tab

le

barr

a tr

acto

ra)

250

VALORIZACIÓN DE LAS CONSECUENCIAS DE DISYUNTORES DE 138 kV,

S/E COTOCOLLAO


Código

Descripción

Consecuencia al

Consecuencia al

Frecuencia o


d

Humano Ambiental de

Ocurrencia


1A2

Falla en la operación de uno o más contactos auxiliares del disyuntor por No aplica No aplica Media falla mecánica, electromecánica o descalibración.

1A3 Falla en uno o más relés de protección. No aplica No aplica Alta





1B5



COTOCOLLAO


Código

Descripción

Consecuencia al

Consecuencia al

Frecuencia o


d

Humano Ambiental de

Ocurrencia


1A2

Falla en la operación de uno o más contactos auxiliares del disyuntor por No aplica No aplica Alta falla mecánica, electromecánica o descalibración.






1B5


251


COTOCOLLAO


Código

Descripción

Consecuencia al

Consecuencia al

Frecuencia o


d

Humano Ambiental de

Ocurrencia

1A1 Falla en el circuito de mando a distancia. No aplica No aplica Alta

1A2


1A3 Falla en uno o más relés de protección. No aplica No aplica Media





1B5


252

RIE

SG

OS

, VU

LN

ER

AB

ILID

AD

Y A

CE

PT

AB

ILID

AD

DE

DIS

YU

NT

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ES

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1A

3 Fa

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3

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5

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trac

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)

253

RIE

SG

OS

, VU

LN

ER

AB

ILID

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Y A

CE

PT

AB

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DE

DIS

YU

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1A

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6,2

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Ace

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5

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tora

)

254

RIE

SG

OS

, VU

LN

ER

AB

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1A

3 Fa

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io

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1B

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Baj

o

6,2

5 0

,3

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75

Ace

pta

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A

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1B

4

Ap

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Baj

o

6,2

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Ace

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ble

1B

5

Falla

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Baj

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le

Ace

pta

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trac

tora

)

255


MEIDEN (T1), S/E COTOCOLLAO













1C4 Fallas en los bushings. No aplica No aplica Baja



1C6 Desperfecto o incorrecta operación de dispositivos de protección. No aplica No aplica Muy baja



VALORIZACIÓN DE LAS CONSECUENCIAS DEL TRANSFORMADOR ABB

(T2), S/E COTOCOLLAO



















256


SIEMENS (T3), S/E COTOCOLLAO



















257

RIE

SG

OS

, VU

LN

ER

AB

ILID

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ERA

BIL

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D

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1 D

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iad

ore

s.

Baj

o

6,2

5 1

6

,25

Ace

pta

ble

A

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le

1A

2 D

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cto

par

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ran

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gru

po

s d

e en

fria

mie

nto

so

bre

dem

and

a.

Baj

o

6,2

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,2

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le

Ace

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ble

1B

1

Acc

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nto

no

req

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xces

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gru

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iam

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to.

Baj

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6,2

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le

Ace

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ble

1B

2

Fuga

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Med

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12

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0,2

2

,5

Tole

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le

Ace

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ble

1C

1 Fa

lla e

léct

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en

los

dev

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po

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res

elé

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cos.

A

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2

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0,2

5

In

acep

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le

Ace

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ble

1C

2 Fa

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léct

rica

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los

dev

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os

po

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mec

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os.

A

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2

5

0,2

5

In

acep

tab

le

Ace

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ble

1C

3 Fa

lla e

léct

rica

en

los

dev

anad

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po

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s.

Alt

o

25

0

,2

5

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ble

A

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le

1C

4 Fa

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A

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trav

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Baj

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6,2

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le

inst

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s.

1C

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corr

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op

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isp

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n.

Baj

o

6,2

5 0

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1,2

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le

Ace

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dis

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6

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A

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Baj

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258

RIE

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OS

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N

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259

RIE

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Ace

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1C

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2A

1 Fa

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Baj

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6,2

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le

260

VALORIZACIÓN DE LAS CONSECUENCIAS DE DISYUNTORES DE 138 kV,

S/E SELVA ALEGRE



Consecuencia al





1A2

Falla en la operación de uno o más contactos auxiliares del disyuntor por No aplica No aplica Baja







1B5 Falla en el modo de operación de apertura del disyuntor (compresor o

No aplica Leve Muy baja barra tractora)


SELVA ALEGRE



Consecuencia al





1A2

Falla en la operación de uno o más contactos auxiliares del disyuntor por No aplica No aplica Baja







1B5 Falla en el modo de operación de apertura del disyuntor (compresor o

No aplica Leve Baja barra tractora)

261

RIE

SG

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Baj

o

12

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To

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A

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le

1B

2

Ap

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Alt

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Ap

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Baj

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6,2

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le

Ace

pta

ble

1B

5

Falla

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el m

odo

de o

pera

ción

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pert

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(co

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o

Baj

o

6,2

5 0

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le

Ace

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ba

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trac

tora

)

262

RIE

SG

OS

, VU

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o d

esc

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1A

3 Fa

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1B

1

Ap

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12

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Alt

o

75

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acep

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le

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ble

1B

3

Dis

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per

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s p

olo

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Baj

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6,2

5 0

,3

1,8

75

Ace

pta

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A

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1B

4

Ap

ertu

ra d

el d

isyu

nto

r p

or

pre

sió

n in

adec

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a d

el d

ielé

ctri

co.

Baj

o

12

,5

0,2

2

,5

Tole

rab

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Ace

pta

ble

1B

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Falla

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el m

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pera

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Baj

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12

,5

0,2

2

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rab

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Ace

pta

ble

ba

rra

trac

tora

)

263

VALORIZACIÓN DE LAS CONSECUENCIAS DEL TRANSFORMADOR ASEA

(T1), S/E SELVA ALEGRE




















SIEMENS (T2), S/E SELVA ALEGRE
















1C6 Desperfecto o incorrecta operación de dispositivos de protección. No aplica No aplica Baja



264

RIE

SG

OS

, VU

LN

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AB

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1A

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gru

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6,2

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5 A

cep

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266

ANEXO 8

(CÁLCULO DEL MTBF Y CONFIABILIDAD DEL SISTEMA)

267

ANÁLISIS DE LOS DISYUNTORES DE CADA SUBESTACIÓN

SUBESTACION Año Código Voltaje

# Disyuntores # Fallas λ MTBF

(kV) (1/6 años) (años)

Cotocollao

2007-2012 1A1 138 4 0 0 -

2007-2012 1A2 138 4 2 0,083333 12

2007-2012 1B2 138 4 0 0 -

2007-2012 1B3 138 4 0 0 -

2007-2012 1B4 138 4 0 0 -

2007-2012 1B5 138 4 0 0 -

2007-2012 1A1 46 4 1 0,041667 24

2007-2012 1A2 46 4 4 0,166667 6

2007-2012 1B2 46 4 3 0,125 8

2007-2012 1B3 46 4 0 0 -

2007-2012 1B4 46 4 0 0 -

2007-2012 1B5 46 4 0 0 -

2007-2012 1A1 23 2 2 0,166667 6

2007-2012 1A2 23 2 1 0,083333 12

2007-2012 1B2 23 2 0 0 -

2007-2012 1B3 23 2 0 0 -

2007-2012 1B4 23 2 0 0 -

2007-2012 1B5 23 2 0 0 -

Sur

2007-2012 1A1 46 9 0 0 -

2007-2012 1A2 46 9 1 0,018519 54

2007-2012 1B2 46 9 2 0,037037 27

2007-2012 1B3 46 9 0 0 -

2007-2012 1B4 46 9 0 0 -

2007-2012 1B5 46 9 2 0,037037 27

Sta. Rosa

2007-2012 1A1 46 8 0 0 -

2007-2012 1A2 46 8 6 0,125 8

2007-2012 1B2 46 8 3 0,0625 16

2007-2012 1B3 46 8 0 0 -

2007-2012 1B4 46 8 0 0 -

2007-2012 1B5 46 8 3 0,0625 16

Norte

2007-2012 1A1 46 8 0 0 -

2007-2012 1A2 46 8 1 0,020833 48

2007-2012 1B2 46 8 1 0,020833 48

2007-2012 1B3 46 8 0 0 -

2007-2012 1B4 46 8 0 0 -

2007-2012 1B5 46 8 1 0,020833 48

268

Vicentina

2007-2012 1A1 46 6 0 0 -

2007-2012 1A2 46 6 1 0,027778 36

2007-2012 1B2 46 6 2 0,055556 18

2007-2012 1B3 46 6 0 0 -

2007-2012 1B4 46 6 0 0 -

2007-2012 1B5 46 6 0 0 -

Pomasqui

2007-2012 1A1 138 3 1 0,055556 18

2007-2012 1A2 138 3 0 0 -

2007-2012 1B2 138 3 0 0 -

2007-2012 1B3 138 3 0 0 -

2007-2012 1B4 138 3 0 0 -

2007-2012 1B5 138 3 0 0 -

2007-2012 1A1 23 2 0 0 -

2007-2012 1A2 23 2 0 0 -

2007-2012 1B2 23 2 1 0,083333 12

2007-2012 1B3 23 2 0 0 -

2007-2012 1B4 23 2 0 0 -

2007-2012 1B5 23 2 0 0 -

Selva Alegre

2007-2012 1A1 138 6 0 0 -

2007-2012 1A2 138 6 6 0,166667 6

2007-2012 1B2 138 6 0 0 -

2007-2012 1B3 138 6 0 0 -

2007-2012 1B4 138 6 0 0 -

2007-2012 1B5 138 6 0 0 -

2007-2012 1A1 46 8 0 0 -

2007-2012 1A2 46 8 4 0,083333 12

2007-2012 1B2 46 8 1 0,020833 48

2007-2012 1B3 46 8 0 0 -

2007-2012 1B4 46 8 1 0,020833 48

2007-2012 1B5 46 8 2 0,041667 24

SUBESTACION CONFIABILIDAD

COTOCOLLAO 94,60%

SUR 96%

STA. ROSA 93%

NORTE 96,70%

VICENTINA 93,80%

POMASQUI 91,70%

SELVA ALEGRE 96,70%

Sistema 99,20%

269

ANALISIS DE LOS DISYUNTORES DE TODAS LAS SUBESTACIONES

Año Código Voltaje

# Disyuntores # Fallas λ MTBF

(kV) (1/6 años) (años)

2007-2012 1A1 138 13 1 0,012821 78

2007-2012 1A2 138 13 8 0,102564 9,75

2007-2012 1B2 138 13 0 0 -

2007-2012 1B3 138 13 0 0 -

2007-2012 1B4 138 13 0 0 -

2007-2012 1B5 138 13 0 0 -

2007-2012 1A1 46 42 1 0,003968 252

2007-2012 1A2 46 42 17 0,06746 14,82353

2007-2012 1B2 46 42 12 0,047619 21

2007-2012 1B3 46 42 0 0 -

2007-2012 1B4 46 42 1 0,003968 252

2007-2012 1B5 46 42 8 0,031746 31,5

2007-2012 1A1 23 4 2 0,083333 12

2007-2012 1A2 23 4 1 0,041667 24

2007-2012 1B2 23 4 1 0,041667 24

2007-2012 1B3 23 4 0 0 -

2007-2012 1B4 23 4 0 0 -

2007-2012 1B5 23 4 0 0 -

ANALISIS DE LOS TRANSFORMADORES DE TODAS LAS SUBESTACIONES

SUBESTACION Año Código # Disyuntores # Fallas λ MTBF

(1/6 años) (años)

2007-2012 1A1 11 0 0 -

2007-2012 1A2 11 0 0 -

2007-2012 1B1 11 0 0 -

2007-2012 1B2 11 0 0 -

Cotocollao 2007-2012 1C1 11 0 0 -

Pomasqui 2007-2012 1C2 11 0 0 -

Selva Alegre 2007-2012 1C3 11 0 0 -

Sta. Rosa 2007-2012 1C4 11 0 0 -

2007-2012 1C5 11 2 0,030303 33

2007-2012 1C6 11 10 0,1515152 6,6

2007-2012 1C7 11 0 0 -

2007-2012 2A1 11 0 0 -

270

ANEXO 9

(RESOLUCIÓN Nº CONELEC 0.25-11)

271

Resolución Nº CONELEC 0.25/11

SESIÓN DE DIRECTORIO DE 14 DE ABRIL DE 2011

RESOLUCIÓN No. 025/11

EL DIRECTORIO DEL CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD CONELEC

CONSIDERANDO

QUE, de conformidad con el artículo 314 de la Constitución de la República, el Estado es responsable de la provisión, entre otros, del servicio público de energía eléctrica; QUE, de conformidad con el inciso segundo del artículo 314 de la Constitución de la República, el Estado garantizará que los servicios públicos y su provisión respondan a los principios de obligatoriedad, generalidad, uniformidad, eficiencia, responsabilidad, universalidad, accesibilidad, regularidad, continuidad y calidad; QUE, en el literal a) del artículo 5 de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, se establece como uno de sus objetivos, el de proporcionar al país un servicio eléctrico de alta calidad y confiabilidad que garantice su desarrollo económico y social; QUE, de acuerdo al artículo 13 de la Ley de Régimen de Sector Eléctrico, le corresponde al Consejo Nacional de Electricidad, CONELEC, dentro de sus funciones y facultades, planificar y regular al sector eléctrico ecuatoriano; QUE, conforme lo establecido en la Regulación No. CONELEC - 006/00, Procedimientos de Despacho, de 09 de agosto de 2000, para varios de los procesos operativos de corto y mediano plazo a cargo de la Corporación Centro Nacional de Control de Energía, CENACE, en el análisis se debe considerar el costo de la energía no suministrada, sobre la base de la definición del CONELEC; QUE, conforme lo establecido en el numeral 11, de la Regulación No. CONELEC – 013/08, Regulación Complementaria No.1 para la Aplicación del Mandato Constituyente No. 15, de 27 de noviembre de 2008, el costo horario de la energía será determinado en función del despacho económico realizado por el CENACE para atender la demanda del sistema; QUE, le corresponde al CONELEC determinar el valor económico que debe ser utilizado para evaluar la energía no suministrada, dentro de los procesos de planificación de la expansión y de la operación del sistema eléctrico; Página 2 de 2;

272

QUE, el Costo de la Energía No Suministrada, CENS, no es un valor único, sino que es parte de una Función de Costos de Interrupción, FCI, que contempla eventos de diversa duración y profundidad; QUE, el CONELEC se encuentra realizando un Estudio para la Determinación del Costo de la Energía No Suministrada -CENS- en Ecuador que, entre otros resultados, debe llegar a determinar Funciones Discretas de Costos de Interrupción, para diversos tipos de eventos; y, QUE, en ejercicio de sus facultades, RESUELVE

1. Avocar conocimiento del memorando No. DE-11-095, de 13 de abril de 2011, en el que se recomienda a los Miembros del Directorio, la aprobación del Estudio “Estimación Referencial del CENS en Ecuador”, elaborado por la Dirección de Planificación, y presentado a la Dirección Ejecutiva, mediante memorando No. DP-11-230 de 11 de abril de 2011.

2. Aplicar los resultados de la Estimación propuesta, exclusivamente para procesos de planificación de la expansión y operación del Sistema Nacional Interconectado, SNI. Por tanto, tales valores no podrán utilizarse en el diseño de los pliegos tarifarios, penalizaciones a empresas eléctricas y/o compensaciones a usuarios, por temas relacionados con la calidad de servicio.

3. Aprobar el CENS a nivel Nacional por un valor de 153, 3 ctv. USD/kWh, de

acuerdo con el siguiente detalle:

Estos valores estarán vigentes hasta tanto se cuente con los resultados definitivos del Estudio para la determinación del CENS en el Ecuador.

4. Notificar al CENACE y a todos los participantes del sector eléctrico, para que apliquen los valores aprobados en esta Resolución, exclusivamente para procesos de planificación de la expansión y operación del SNI.

273

ANEXO 10

(ENERGÍA NO SUMINISTRADA)

274

ENERDÍA NO SUMINISTRADA AÑO 2007

SGT_R_REPORTE_FALLA EMPRESA ELECTRICA QUITO S.A. Fecha emisión:

10/01/2013 8:44

DIRECCIÓN DE GENERACIÓN 1 / 3

Sistemas de Fallas SGT

No incluye (Origen 1. Interconexion o externa a la empresa)

ORDINAL

DENOMINACION

FECHA FALLA

ORIGEN

DESCRIPCION

CARGA

NUM HORA DESCX

MVA X DURACIÓN

ENERGIA NO VENDIDA

Identificador Interno

CAUSA

2 37/SANTA ROSA SUBEST SANTA ROSA

#####

3-2 Lineas de 46 KV

0 2 4.49


#####

3-2 Lineas de 46 KV

0 0,57 0,00 4 4.53


#####

3-2 Lineas de 46 KV

0 13,6 0,00 3 4.49


#####

3-2 Lineas de 46 KV

0 1,05 0,00 7 4.53

19 19/COTOCOLLAO SUBEST COTOCOLLAO

#####

4-1 Lineas de 22 kv

13,21 0,75 ##### 9,9 19 4.48

26 41/SELVA ALEGRE SUBEST SELVA ALEGRE

#####

3-2 Lineas de 46 KV

0 0,98 0,00 26 4.41


#####

3-2 Lineas de 46 KV

22,87 3,13 ##### 70,57 31 4.49


#####

4-1 Lineas de 22 kv

7,21 2,02 ##### 8,85 51 4.49


#####

4-1 Lineas de 22 kv

6,45 0,67 ##### 4,24 52 0.1

63 20/SUR SUBEST SUR

#####

3-2 Lineas de 46 KV

0 0,17 0,00 62 4.41


#####

3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV

24,91 1,25 ##### 27,04 63 4.48


#####

4-1 Lineas de 22 kv

9,21 1,27 ##### 11,58 81 4.48

102 57/POMASQUI SUBEST POMASQUI

#####

4-1 Lineas de 22 kv

10,63 0,52 ##### 5,49 102 4.49


#####

4-1 Lineas de 22 kv

9,08 0,17 ##### 1,51 103 4.41


#####

3-2 Lineas de 46 KV

0 0,77 0,00 116 8.81

275



10/01/2013 8:45




ORDINAL

DENOMINACION

FECHA FALLA

ORIGEN

DESCRIPCION

CARGA

NUM HORA DESCX

MVA X DURACIÓN

ENERGIA NO VENDIDA


CAUSA


#####

3-2 Lineas de 46 KV

5,4 1,48 ##### 8,01 121 8.81


#####

3-2 Lineas de 46 KV

4,35 0,7 ##### 3,01 130 4.48

144 38/NORTE SUBEST NORTE

#####


49,46 0,52 ##### 16,08 144 4.41


#####


3,53 0,33 ##### 1,176 156 4.41


#####


0 4,95 0,00 168 8.81


#####


0 2,7 0,00 170 8.81


#####


23,76 0,48 ##### 2,99 175 4.53


#####


23,72 0,27 ##### 5,53 176 4.53


#####


0 0,3 0,00 179 8.81


#####


0 0,6 0,00 180 8.81


#####


0 1,67 0,00 186 8.81


#####


28,19 2,3 ##### 63,377 223 4.53


#####


74,07 2,38 ##### 148,944 227 4.41


#####


72,03 1,13 ##### 69,149 238 4.49

276



10/01/2013 8:45




ORDINAL

DENOMINACION

FECHA FALLA

ORIGEN

DESCRIPCION

CARGA

NUM HORA DESCX

MVA X DURACIÓN

ENERGIA NO VENDIDA


CAUSA


#####


0 1,57 0,00 242 4.48


#####


10,2 0,22 ##### 2,211 278 0.1


#####

3-2 Lineas de 46 KV

1,85 0,73 ##### 1,347 281 1.18


#####


0 0,05 0,00 318 4.48


#####


57,18 1,23 ##### 67,712 347 4.41


#####


46,6 3,48 ##### 162,098 354 4.48


#####

3-2 Lineas de 46 KV

0 1,67 0,00 358 8.81


#####


47,15 1,53 ##### 71,552 361 4.48


#####


66,2 2,03 ##### 111,139 362 4.48


#####


45,31 2,23 ##### 97,781 363 4.48

277


SGT_R_REPORTE_FALLA EMPRESA ELECTRICA QUITO S.A.

Fecha emisión: 10/01/2013 8:46




ORDINAL DENOMINACION FECHA FALLA

ORIGEN DESCRIPCION NUM HORA DESCX

MVA X DURACIÓN

ENERGIA NO VENDIDA


CAUSA


##### 4-1 Lineas de 22 kv 2,08 ##### 11,722 381 8.81

378 39/VICENTINA SUBEST VICENTINA

##### 3-0 Subtransmisión 46 KV, 138 KV

0,75 0,00 392 4.48



1,22 ##### 91,228 391 4.42



0,78 ##### 29,866 434 4.41



0,85 49,98 55,9 435 4.49


##### 3-2 Lineas de 46 KV 3,22 0,00 442 4.49



1,5 0,00 451 4.48


##### 3-2 Lineas de 46 KV 0,48 ##### 6,8 454 0.1



0,12 0,00 460 4.41


##### 3-2 Lineas de 46 KV 4,47 ##### 13,895 473 1.18



1,52 29,30 23,114 479 4.41



0,18 ##### 3,09 483 4.48



1,08 ##### 157,168 492 4.41


##### 4-1 Lineas de 22 kv 4,13 ##### 23,415 503 4.48


##### 3-1 Lineas de 138 KV 0,17 0,00 504 4.41



1,78 ##### 11,794 506 4.49


##### 4-1 Lineas de 22 kv 0,67 ##### 11,276 512 4.49


##### 4-1 Lineas de 22 kv 1,22 0,00 515 4.49


##### 4-1 Lineas de 22 kv 2,15 ##### 14,115 517 4.49

278




DIRECCIÓN DE GENERACIÓN

1 / 3



ORDINAL

DENOMINACION

FECHA FALLA

ORIGEN

DESCRIPCION NUM HORA DESCX

MVA X DURACIÓN

ENERGIA NO VENDIDA


CAUSA



0,13 ##### 2,226 520 4.49



0,13 ##### 1,901 526 4.41


##### 4-1 Lineas de 22 kv

0,57 9,02 10,491 531 4.44


##### 3-2 Lineas de 46 KV

1,27 ##### 20,181 558 8.81



0,02 0,00 569 4.41



0,53 ##### 5,736 578 4.49



1,52 29,47 27,938 584 1.19



10,87 ##### 7,537 585 4.49



0,27 ##### 7,762 589 4.41



0,22 ##### 2,699 590 8.81



0,1 ##### 1,144 598 8.81



0,13 ##### 2,004 599 8.81

279




DIRECCIÓN DE GENERACIÓN

1 / 3



ORDINAL

DENOMINACION

FECHA FALLA

ORIGEN

DESCRIPCION NUM HORA DESCX

MVA X DURACIÓN

ENERGIA NO VENDIDA


CAUSA



0,07 0,00 637 4.41



0,17 ##### 3,568 661 4.41



0,12 0,00 664 4.41



1,42 ##### 12,171 678 4.48


##### 3-2 Lineas de 46 KV

691 8.81



0,1 ##### 1,2 735 4.53



0,47 ##### 12,307 743 4.49

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