escuela politecnica nacional · figura 1-4: siete preguntas del mcc. ..... 13 figura 1-5:...
TRANSCRIPT
ESCUELA POLITECNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÈCTRICA Y ELÉCTRÓNICA
ESTUDIO DEL MANTENIMIENTO CENTRADO EN CONFIABILIDAD EN SUBESTACIONES DEL SISTEMA NACIONAL DE
TRANSMISIÓN.
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO ELÉCTRICO
FRANCISCO ANGEL ECHEVERRIA ZAMBRANO
ELIZABETH HERMINIA PRECIADO GUALAN
DIRECTOR: Ing. LUIS TACO
Quito, enero de 2008
DECLARACION
Nosotros, Francisco Angel Echeverría Zambrano y Elizabeth Herminia Preciado
Gualán, declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra
autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación
profesional; y que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen
en este documento.
A través de la presente declaración cedemos nuestros 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.
Angel Echeverría Zambrano Elizabeth Preciado Gualán
CERTIFICACION
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Francisco Angel Echeverría
Zambrano y Elizabeth Herminia Preciado Gualán, bajo mi supervisión.
Ing. Luis Taco
DIRECTOR DE PROYECTO
AGRADECIMIENTOS
A Dios por ampararnos, bendecirnos y guiarnos en cada etapa de
nuestras vidas.
A nuestros padres y familiares que a través de su ejemplo, esfuerzo y
amor han llegado a cultivar en cada uno de nosotros respeto,
dedicación, confianza y anhelo de crecer como individuos de provecho
para nuestra PATRIA.
A nuestro querido establecimiento educativo ESCUELA POLITECNICA
NACIONAL, a los profesores de nuestra carrera INGENIERIA ELECTRICA,
a TRANSELECTRIC en especial a la Gerencia de Operación y
Mantenimiento con sus máximos Ing. Eduardo Flores e Ing. Vicente
Urgilés, todos ellos proporcionaron enseñanzas, apoyo y colaboración
para la elaboración del presente trabajo.
De manera especial a nuestro director de proyecto Ing. Luis Taco y al
personal de División de Gestión de la Disponibilidad por su aporte
desinteresado, paciencia y guía.
Y como no mencionar a nuestros amigos, personas incondicionales que
siempre nos han hecho saber que podemos confiar en ellos, y ellos en
nosotros.
DEDICATORIA
Sin duda alguna a DIOS, por permitirme nacer y crecer en una
familia fuerte y trabajadora.
A mis padres Guillermo, Rocío y abuelita María ejemplo de
carácter, tenacidad, paciencia, conciencia y amor.
A mi hermana Vanessa, a mis sobrinos, razón de cada esfuerzo.
A Mafer por permitirme comprender que el mundo es todavía
hermoso.
A todos, gracias por
creer en mí.
DEDICATORIA
A Dios por permitirme ser todo lo que soy, brindarme salud y una
hermosa familia, el ser mi guía para alcanzar mis metas y cumplir
mis objetivos.
A mis padres Franklin y Gladys pilares de nuestra familia, que con
su perseverancia, sacrificio y entrega desmesurada, demostraron lo
valioso que son.
A mis hermanos Fabiola y Luis por ser mi fuente de inspiración
para seguir adelante.
CONTENIDO
INTRODUCCION ..................................................................................................... i
RESUMEN ........................................................................................................................ i
OBJETIVOS ESPECÍFICOS .......................................................................................... iii
ALCANCE ...................................................................................................................... iv
1. MANTENIMIENTO CENTRADO EN CONFIABILIDAD ENFOCADO A
PARAMETROS OPERATIVOS Y AMBIENTALES. .......................................... 1
1.1 MANTENIMIENTO. ................................................................................................. 1
1.1.1 OBJETIVO. ......................................................................................................... 1
1.1.2 MANTENIMIENTO MODERNO. ...................................................................... 1
1.1.2.1 Nivel Estratégico, Táctico y Operacional del Mantenimiento Moderno. . 2 1.1.2.1.1 Nivel Estratégico. ...................................................................... 2 1.1.2.1.2 Nivel Táctico. ............................................................................ 2 1.1.2.1.3 Nivel Operacional. ..................................................................... 3
1.1.3 ANALISIS DEL MANTENIMIENTO MODERNO Y ANTIGUO. ................... 5
1.1.4 JUSTIFICACIÓN DE LA IMPLEMENTACIÓN MCC EN EL ESTUDIO. ...... 9
1.1.5 MANTENIMIENTO CENTRADO EN CONFIABILIDAD. ............................ 10
1.1.5.1 Objetivos del MCC. ................................................................................ 11 1.1.5.2 Ventajas del MCC. ................................................................................. 11 1.1.5.3 Metodología. ........................................................................................... 12
1.2 CONTEXTO AMBIENTAL Y OPERACIONAL. .................................................. 13
1.2.1 PERFIL Y AMBIENTE DE OPERACIÓN. ..................................................... 15
1.2.1.1 Sistema de Transformación de Potencia. ................................................ 15 1.2.1.2 Sistema de Corte y Seccionamiento. ...................................................... 19
1.2.1.2.1 Interruptores. ........................................................................... 19 1.2.2 ANÁLISIS DE FUNCIONES Y FALLAS FUNCIONALES. .......................... 20
1.2.2.1 Falla Funcional. ...................................................................................... 21 1.2.2.2 Análisis de Modos de Falla. ................................................................... 21
1.2.2.2.1 Análisis de Funciones, Fallas Funcionales y Modos de Falla de un Sistema de Transformación de Potencia. ............................ 22
1.2.2.2.2 Análisis de Funciones, Fallas Funcionales y Modos de Falla de un Sistema de Corte y Seccionamiento. .................................. 23
1.2.2.3 Efectos o Consecuencias de las Fallas .................................................... 24 1.2.2.3.1 Consecuencias De Las Fallas En Un Sistema De
Transformación De Potencia. ................................................ 25 1.2.2.3.2 Consecuencias de las Fallas en un Sistema de Corte y
Seccionamiento. ....................................................................... 26 1.2.2.4 Elaboración de planillas de información y decisión. .............................. 27 1.2.2.5 Ítems Críticos, Indicadores de Gestión del MCC. .................................. 29 1.2.2.6 Confiabilidad, Indisponibilidad y Mantenibilidad. ................................ 30
2. PARAMETROS AMBIENTALES. .................................................................... 35
2.1 GENERALIDADES. ................................................................................................ 36
2.2FACTORES QUE CONTROLAN LAS CONDICIONES CLIMÁTICAS. ............. 36
2.3 PARÁMETROS AMBIENTALES A CONSIDERAR. ........................................... 38
2.3.1 EFECTOS DE PARÁMETROS AMBIENTALES EN EQUIPOS
PRIMARIOS. ..................................................................................................... 38
2.4 DETERMINACIÓN DE GRUPOS REPRESENTATIVOS DE SUBESTACIONES
DEL SNT RESPECTO A PARÁMETROS AMBIENTALES. ............................... 41
2.4.1 UBICACIÓN DE LAS SUBESTACIONES DEL SNT RESPECTO A
ESTACIONES DEL INAMHI. .......................................................................... 41
2.4.1.1 Parámetros Ambientales a Considerar con la Información Estadística proporcionada por el INAMHI. .............................................................. 42
2.4.2 NIVEL ISOCERAÚNICO PROPORCIONADO POR LA DIRECCIÓN DE
AVIACION CIVIL. ............................................ ¡Error! Marcador no definido.
2.4.3 EMANACIÓN DE GASES DESDE TERMOELÉCTRICAS. .......................... 47
2.4.3.1 Información Estadística proporcionada por el Concejo Nacional de Electrificación. ........................................................................................ 48
2.4.3.2 Información estadística proporcionada por el monitoreo de ciudades. .. 50 2.4.3.2.1 Distrito Metropolitano de Quito. ............................................. 50 2.4.3.2.2 Guayaquil. ............................................................................... 51
2.4.4 NIVEL DE CORROSIÓN SEGÚN NORMA ISO 9223. .................................. 52
2.4.4.1 Influencia de las Condiciones Meteorológicas en los Procesos de Corrosión. ............................................................................................... 54 2.4.4.1.1 Clasificación de Ambientes en Función de las Categorías de
Humedad. ................................................................................. 54 2.4.4.2 Influencia de la Contaminación Atmosférica en los Procesos de
Corrosión. ............................................................................................... 55 2.4.4.2.1 Clasificación de Ambientes en Función de las Categorías de
Polución. .................................................................................. 56 2.4.4.3 Determinación de los Grados de Corrosividad en Función de las
Categorías de Polución y las Categorías de Humedad. .......................... 59 2.4.4.4 Pérdida de Masa de Materiales en Función del Grado de Corrosividad. 60 2.4.4.5 Clasificación de las Subestaciones de Acuerdo a su Grado de
Corrosividad. .......................................................................................... 60 2.4.5 CONTAMINACIÓN VEGETAL....................................................................... 61
2.4.6 CLASIFICACIÓN DE LAS SUBESTACIONES DEL SNT. ........................... 62
2.4.6.1 Conformación de Grupos........................................................................ 63
3. CONDICIONES OPERATIVAS. ....................................................................... 67
3.1 INTRODUCCIÓN. ................................................................................................... 67
3.2 GENERALIDADES. ................................................................................................ 68
3.2.1 SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN, SNT. ........................................ 68
3.2.1.1 Unidades de Transmisión, UT. ............................................................... 70 3.2.1.2 Subestación Eléctrica. ............................................................................. 72
3.2.1.2.1. Patio de maniobras. ................................................................ 72 3.2.1.2.2. Posición de una Subestación eléctrica. ................................... 72
3.2.1.3 Agentes del Mercado Eléctrico Mayorista relacionados con las Subestaciones de Transmisión. ............................................................... 73
3.3 DETERMINACIÓN DE LAS SUBESTACIONES DE ESTUDIO Y ANALISIS
EN BASE A LOS GRUPOS REPRESENTATIVOS. ............................................. 79
3.3.1 CONDICIONES OPERATIVAS. ...................................................................... 79
3.3.2 ANALISIS OPERATIVOS DE LAS SUBESTACIONES. ............................... 79
3.3.3 PARAMETROS OPERATIVOS A CONSIDERAR CON LA INFORMACIÓN
ESTADISTICA PROPORCIONADA POR TRANSELECTRIC. .................... 79
3.3.3.1 Capacidad Máxima Promedio de Operación Anual. .............................. 80 3.3.3.2 Número Promedio Anual de Operaciones en Equipo Primario En Cada
Nivel de Voltaje por Fallas Propias y Externas. ..................................... 83 3.3.3.3 Fallas por presencia de fenómenos atmosféricos. .................................. 85 3.3.3.4 Disponibilidad. ....................................................................................... 87
3.3.3.4.1 Disponibilidad de Instalaciones de Transmisión. .................... 88 3.3.3.4.2 Indisponibilidad de Instalaciones. ........................................... 88 3.3.3.4.3 Determinación de Indisponibilidades. ..................................... 89 3.3.3.4.4 Disponibilidad en Operación. .................................................. 90 3.3.3.4.5 Disponibilidad en Mantenimiento. .......................................... 93
4 PROPUESTAS DE MANTENIMIENTO BASADO EN LA ESTRATEGIA DEL
MCC PARA LOS CASOS DE ESTUDIO. ........................................................ 94
4.1 SELECCIÓN DE LOS CASOS DE ESTUDIO ....................................................... 94
4.2 REGISTRO DEL AMEF, TAREAS, ACCIONES Y FRECUENCIAS DE
MANTENIMIENTO PARA LOS SISTEMAS DE LOS CASOS DE ESTUDIO .. 95
4.3 IMPLEMENTACION DEL METODO NUMERICO BASADO EN LA
ESTRATEGIA DEL MCC. .................................................................................... 158
4.3.1 INTRODUCCIÓN ............................................................................................ 158
4.3.2 APLICACIÓN DEL METODO NUMERICO ICDM 2002. ........................... 161
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................................. 163
6. BIBLIOGRAFÍA. ............................................................................................ 167
7 ANEXOS….…………………………………………………………………………..170
INDICE DE FIGURAS FIGURA 1-1: Proceso de la tarea de Mantenimiento Correctivo. ......................................... 3
FIGURA 1-2: Proceso de la tarea de Mantenimiento Programado. ....................................... 4
FIGURA 1-3: Proceso de la tarea de Mantenimiento Predictivo. .......................................... 5
FIGURA 1-4: Siete preguntas del MCC. ............................................................................. 13
FIGURA 1-5: Desempeño del Activo de acuerdo al contexto ambiental y operacional ...... 14
FIGURA 1-6: Comparación de la curva de gases disueltos en el aceite y potencia del
transformador de 500 MW. ............................................................................................ 18
FIGURA 1-8: Comportamiento de temperatura ambiental y la presión del gas………….20
FIGURA 1-9: Manifestación y causa de fallas en los equipos electromecánicos. ............... 21
FIGURA 1-10: Curva P-F. ................................................................................................... 27
FIGURA 1-11: Curva de la bañera de Davies [9]. .............................................................. 31
FIGURA 1-12: Tiempos de operación vs. Estados de operación. ........................................ 31
FIGURA 1-13: Herramienta de Planear, Verificar, Hacer y Actuar .................................... 35
FIGURA 2-1: Mapa de los máximos niveles isoceraúnicos del Ecuador. ........................... 46
FIGURA 2-2: Relación entre la deposición de sal, corrosión y distancia al mar [23]. ........ 58
FIGURA 3-1: Esquema geográfico del SNT. ....................................................................... 71
FIGURA 4-1: Diagrama Unifilar de la S/E Sta. Elena ....................................................... 108
FIGURA 4-2: Diagrama unifilar de la S/E Pascuales 230 kV. .......................................... 113
FIGURA 4-3: Diagrama unifiar de la S/E Pascuales 138/69 kV. ...................................... 114
FIGURA 4-4: Diagrama unifilar de la S/E Trinitaria 230/138/ kV. ................................... 122
FIGURA 4-5: Diagrama unifilar de la S/E Trinitaria 69 kV. ............................................. 123
FIGURA 4-6: Diagrama unifilar de la S/E Orellana 138/69 kV. ....................................... 131
FIGURA 4-7: Diagrama unifilar de la S/E Milagro 230 kV. ............................................. 137
FIGURA 4-8: Diagrama unifilar de la S/E Milagro 138/69 kV ......................................... 138
FIGURA 4-9: Diagrama unifilar de la S/E Sta. Rosa de 230 kV. ...................................... 145
FIGURA 4-10: Diagrama unifilar de la S/E Sta. Rosa de 138 kV. .................................... 146
FIGURA 4-11: Esquema del Proceso de fallas sucesivas en activos reparables........... 159
FIGURA 4-12: Esquema de Probabilidad de fallas sucesivas en activos reparables ......... 160
FIGURA 4-13: Esquema de confiabilidad en activos reparables. ...................................... 160
FIGURA 4-14: Esquema del Número de fallas en Tiempo acumulado de operación ....... 161
FIGURA 4-15: Tendencia de la frecuencia de fallas en el tiempo ..................................... 162
FIGURA 4 -16: Curva de comportamiento de la Confiabilidad en el tiempo .................... 162
INDICE DE TABLAS TABLA 1-1: Características del Mantenimiento antiguo y moderno [4]. ......................... 8
TABLA 1-2: Efecto de la temperatura y altura en la capacidad del transformador. 1 ........ 16
TABLA 1-3: Sobrecargas aceptables para una moderada pérdida de la vida útil del
transformador según el tipo de refrigeración [12]. .................................................. 17
TABLA 1-4: Estándares de Ejecución, falla funcional y modo de falla del sistema de
transformación de potencia. ................................................................................. 22
TABLA 1-5: Estándares de Ejecución, falla funcional y modo de falla del sistema de corte
y seccionamiento. ............................................................................................... 23
TABLA 1-6: Efecto, frecuencias y tareas de mantenimiento ante fallas en sistemas de
transformación de potencia. ................................................................................. 25
TABLA 1-7: Efecto, frecuencias y tareas de mantenimiento ante fallas en sistemas de corte
y seccionamiento. ............................................................................................... 26
TABLA 1-8: Plan de mantenimiento del sistema de transformación de potencia, corte y
seccionamiento. .................................................................................................. 29
TABLA 1-9: Estimación de los tiempos promedios [1]. .............................................. 32
TABLA 2-1: Subestaciones del SNT referidas a las estaciones del INAMHI. ................. 42
TABLA 2-2: Límites ambientales establecidos en el Ecuador. ...................................... 42
TABLA 2-3: Asignación de parámetros de humedad, precipitación y temperatura a cada
una de las subestación según estaciones del INAMHI ¡Error! Marcador no definido.
TABLA 2-4: Niveles Isoceraúnicos para cada una de las Subestaciones del SNT ............ 47
TABLA 2-5: Emanación de gases de las centrales generadoras ..................................... 49
TABLA 2-6: Nombre y dirección de cada estación del REMMAQ. .............................. 50
TABLA 2-7: Promedio anual de la presencia de gases según las estaciones cercanas a las
subestaciones ubicadas en la ciudad de Quito. ....................................................... 51
TABLA 2-8: Sitios considerados para medir la contaminación en subestaciones del SNT.52
TABLA 2-9: Promedio anual de la presencia de gases según los sitios cercanos a las
subestaciones ubicadas en la ciudad de Guayaquil. ................................................. 52
TABLA 2-10: Categorías de acuerdo al porcentaje de humedad al año. ......................... 55
TABLA 2-11: Grados de corrosividad de acuerdo a los ambientes en función de las
categorías de polución y tiempos de humedad . ...................................................... 59
TABLA 2-12: Pérdida de masa para cada uno de los metales estructurales típicos, con
respecto al grado de corrosividad. ......................................................................... 60
TABLA 2-13: Grado de corrosividad de las subestaciones considerando el ambiente propio
de cada una de ellas. ........................................................................................... 61
TABLA 2-14: Presentación de datos y fuente de información de cada uno de los
parámetros ambientales. ...................................................................................... 63
TABLA 2-15: Parámetros y Rangos Considerados en la Conformación de Grupos ......... 64
TABLA 3-1: Longitud de las líneas de transmisión. ..................................................... 69
TABLA 3-2: Capacidad y número de las subestaciones de transmisión .......................... 69
TABLA 3-3: Agentes del MEN relacionadas con las Subestaciones de Transmisión ....... 78
TABLA 3-4: Capacidades promedios de las subestaciones de transmisión. .................... 81
TABLA 3-5: Rango de capacidad promedio máxima de operación. .............................. 82
TABLA 3-6: Designación de las subestaciones en base a su capacidad promedio máxima
de operación. ...................................................................................................... 82
TABLA 3-7: Operación promedio por falla de las subestaciones en los niveles de voltaje
de transmisión. ................................................................................................... 84
TABLA 3-8: Rango según el número de fallas promedio ............................................. 84
TABLA 3-9: Designación de las subestaciones en base al número de fallas promedio. .... 85
TABLA 3-10: Fallas atmosféricas promedio en subestaciones. ..................................... 86
TABLA 3-11: Rango según el número de fallas atmosféricas promedio. ........................ 87
TABLA 3-12: Designación de las subestaciones en base al número de fallas atmosféricas
promedio. .......................................................................................................... 87
TABLA 3-13: Confiabilidad de las subestaciones pertenecientes al SNT. ...................... 91
TABLA 3-14: Rango según la confiabilidad de cada subestación .................................. 92
TABLA 3-15: Designación de las subestaciones en base a su confiabilidad .................... 92
TABLA 3-16: Disponibilidad en Mantenimiento según el Plan Anual de Mantenimiento 93
TABLA 4-1: Características de las bahías pertenecientes a los casos de estudio .............. 97
TABLA 4-2: Características del Sistema de Transformación de Potencia pertenecientes a
las subestaciones representativas. ......................................................................... 97
TABLA 4-3: Características del Sistema de Corte y Seccionamiento (disyuntores)
pertenecientes a las subestaciones representativas. ................................................. 99
TABLA 4-4: AMEF del sistema de transformación de potencia .................................. 104
TABLA 4-5: AMEF del sistema de corte y seccionamiento: Disyuntor. ....................... 107
TABLA 4-6: Plan de mantenimiento del Equipo Primario de S/E Sta. Elena ............... 112
TABLA 4-7: Plan de mantenimiento del Equipo Primario de S/E Pascuales ................ 121
TABLA 4 -8: Plan de mantenimiento del Equipo Primario de S/E Trinitaria ............... 130
TABLA 4 -9: Plan de mantenimiento del Equipo Primario de S/E Orellana ................. 136
TABLA 4 -10: Plan de mantenimiento del Equipo Primario de S/E Milagro ................ 144
TABLA 4 -11: Plan de mantenimiento del Equipo Primario de S/E Sta. Rosa .............. 157
i
INTRODUCCION RESUMEN
Los beneficios esperados por el consumidor final de energía eléctrica son un
producto y servicio de calidad, para ello el transmisor como el distribuidor están
obligados a cumplir con estándares de calidad del transporte de potencia y de
calidad del servicio de transporte y conexión, que garantice su desarrollo
económico, social asegurarando la confiabilidad, igualdad y uso generalizado de
los servicios e instalaciones de transmisión y distribución de electricidad.
TRANSELECTRIC es el responsable de la operación del SNT, así también del
mantenimiento programado y no programado de sus instalaciones, sujeto al
cumplimiento de criterios de calidad, con el fin de satisfacer con la transferencia
de potencia y continuidad del servicio en el sistema nacional interconectado.
Dentro de los estándares está sujeto a indicadores como: frecuencia de
desconexiones y tiempo de indisponibilidad de cada instalación.
Por lo señalado, el presente estudio entrega una propuesta de mantenimiento,
basándose en un análisis en modos y efectos de fallas en equipo primario de
subestaciones representativas del sistema nacional de transmisión.
La utilización de la estrategia en mantenimiento centrado en confiabilidad brinda
la opción de proponer frecuencias de mantenimiento al equipo anteriormente
indicado, incorporando parámetros propios de operación y ubicación, los mismos
que son analizados y considerados.
Debido a la diversidad de clima que posee nuestro país es indispensable dar
importancia a cada uno de los parámetros ambientales que caracterizan las zonas
en que se encuentran ubicadas las subestaciones, razón por la cual se realiza un
estudio de influencia de humedad, temperatura, precipitación, contaminación
emitida por termoeléctricas, contaminación vegetal, nivel de corrosión y nivel
isoceraúnico.
ii
Los valores correspondientes a temperatura, humedad y precipitación para las
subestaciones de transmisión, se relacionan con las estaciones mas cercanas
establecidas por el Instituto Nacional de Meteorología.
La contaminación que sufren los equipos expuestos al intemperie por causa de
las emanaciones de gases de: termoeléctricas, industrias, parque automotor, y
contaminante vegetal o marino, es evidente en ciertas subestaciones, razón por la
cuál la frecuencia y mantenimiento a las que serán sometidas deben tener una
consideración especial
Mediante un análisis de similitudes ambientales se selecciona las subestaciones
para ser ubicadas en un grupo característico que, a través de un análisis crítico
operativo a cada subestación de los grupos conformados anteriormente se
determina cuál o cuales son consideradas representativas para la aplicación del
mantenimiento centrado en confiabilidad.
En el análisis operativo se hace referencia a la capacidad máxima de operación,
número de operaciones promedio de equipo primario en cada nivel de voltaje,
disponibilidad y el tiempo de mantenimiento.
Al final del estudio, se establecen alternativas de mantenimiento al equipo
primario de las subestaciones representativas. Conclusiones y recomendaciones
proponiendo futuras líneas de investigación para continuar con el proyecto de
mantenimiento de la compañía para subestaciones de transmisión.
iii
OBJETIVO GENERAL Realizar un análisis del mantenimiento sistemático centrado en la confiabilidad
(RCM) en subestaciones de transmisión del S.N.T para los equipos de
transformación de voltaje (transformadores, autotransformadores) y en los de
maniobra de corte y seccionamiento (disyuntores) considerando aspectos
ambientales como son: la temperatura, acides, altura, precipitaciones, polución,
etc, y de acuerdo a su condición operativa, aplicando un método numérico por
computador.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS
i) Analizar y determinar, considerando aspectos ambientales y de acuerdo a su
condición operativa una subestación representativa por cada zona de
operación. Se define como representativa de acuerdo a su condición de
operación a aquella subestación que se ubique y permita generalizar y aplicar
el estudio a las demás subestaciones de la misma zona o región siendo estas:
sierra normal, costa salina, costa ácida, oriente, etc.
ii) Determinar un mantenimiento fiable a los transformadores y
autotransformadores de energía en subestaciones de transmisión
representativas de acuerdo a su condición operativa en el sistema nacional de
transmisión (S.N.T).
iii) Determinar la técnica de mantenimiento centrado en confiabilidad (RCM) en
equipos de corte y seccionamiento en subestaciones de transmisión
representativas de acuerdo a su condición de operación.
iv) Aplicar un método numérico por computador basado en la estrategia del RCM
para los transformadores y disyuntores de las subestaciones representativas
del sistema nacional de transmisión (S.N.T).
iv
ALCANCE Se determinará el periodo adecuado de mantenimiento para los transformadores,
disyuntores y seccionadores en una subestación representativa da cada zona,
mediante la herramienta propuesta por el Mantenimiento Centrado en
Confiabilidad (RCM).
Estudiar y analizar el funcionamiento de los equipos (transformadores y
disyuntores) ante los distintos parámetros, siendo estos: ambientales
(temperatura ambiente, nivel de polución, precipitaciones atmosféricas o lluvias,
altura, salinidad, etc) y operativos (número de interrupciones, confiabilidad,
tiempos de mantenimiento entre otros) de las distintas zonas de operación.
JUSTIFICACIÓN
Este proyecto de titulación dará una opción de planificación del mantenimiento en
subestaciones de transmisión de energía aplicados en los principales equipos
tanto de corte y seccionamiento, así también a los transformadores de energía, de
manera que se disminuya la presencia de eventos en las subestaciones de
estudio.
La empresa de transmisión de energía en el país (TRANSELECTRIC) lleva a
cabo el cumplimiento con uno de sus objetivos en la planeación estratégica;
desarrollar y determinar un plan de mantenimiento proactivo, el mismo que se ha
venido desarrollando en dos etapas primeras con el desarrollo de las tesis citadas
en temas afines realizadas.
La tercera etapa corresponde al presente proyecto de titulación, donde con la
información y metodología desarrollada anteriormente, permitirá elaborar, iniciar y
consolidar un programa de mantenimiento tomando en cuenta los factores
v
ambientales propios de cada zona del país; así también como de las restricciones
operativas del S.N.I.
Se busca establecer un mantenimiento adecuado, incrementando la confiabilidad,
fiabilidad reflejándose en la continuidad de servicio de las subestaciones.
1. MANTENIMIENTO CENTRADO EN CONFIABILIDAD
ENFOCADO A PARAMETROS OPERATIVOS Y
AMBIENTALES.
1.1 MANTENIMIENTO.
Es el re-acondicionamiento, renovación en forma rutinaria o reparación de los
sistemas y sus partes que fallan o que no cumplen con su función específica
dentro de un proceso productivo determinado [1].
1.1.1 OBJETIVO.
Preservar o recuperar la función principal de desempeño de un sistema o de sus
partes, implementando una estrategia efectiva de seguimiento y control operativo
mediante el registro y análisis de eventos, que permitan detectar riesgos y estimar
impactos sociales, ambientales y operativos para brindar un servicio de calidad.
1.1.2 MANTENIMIENTO MODERNO.
El aprendizaje del comportamiento de los activos fijos1 y el conocimiento de la
operación de los mismos, es prioridad central del mantenimiento de los sistemas y
sus partes.
Este es el comienzo de una nueva forma de visión de la empresa o compañía, el
mantenimiento de un activo surge porque se necesita que se encuentre en el
estado en que cumpla su función correctamente, priorizando lo que el activo hace
sobre lo que el activo es, adaptándose a las expectativas de la sociedad respecto
a la seguridad, el medio ambiente, a la calidad de servicio y servicio al cliente.
Esta realidad agrega una nueva dimensión a nuestra dependencia de la integridad
de los activos físicos [1].
1 Activos fijos son aquellos que no varían durante el ciclo de explotación de la empresa.
2
El mantenimiento moderno incorpora tareas predictivas o detección de fallas y
pro-activas el mismo que utiliza acciones correctivas de acuerdo a su criticidad
encontrando causas y efectos potenciales en los diseños y/o operación de los
equipos o sistemas, evolucionando de una perspectiva rutinaria tradicional a un
nivel superior proactivo. [1]
1.1.2.1 Nivel Estratégico, Táctico y Operacional del Mantenimiento Moderno.
1.1.2.1.1 Nivel Estratégico.
Está compuesto por metodologías que se desarrollan con el fin de evaluar el
grado de éxito alcanzado con las tácticas empresariales, esto implica el
establecimiento de índices, rendimientos e indicadores que permitan medir el
caso particular con otras organizaciones locales, nacionales o internacionales [2].
Entre ellas tenemos:
PMO Mantenimiento Óptimo Planeado.
MCC+ Mantenimiento Centrado en Confiabilidad Mejorado.
MCC2 Mantenimiento Centrado en Confiabilidad Óptimo.
1.1.2.1.2 Nivel Táctico.
Son diferentes formas de organización que pueden adoptar las empresas para
manejar, ejecutar y administrar el mantenimiento de una forma coherente, lógica y
sistemática [2].
La implementación de una táctica exige leyes, normas y reglas que gobiernen la
forma de actuar, existen diferentes alternativas internacionales de tácticas, entre
ellas:
TPM Mantenimiento Productivo Total.
MCC Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad.
CCM Mantenimiento Centrado en las Habilidades y Competencias.
PMO Optimización del Mantenimiento Planeado.
3
1.1.2.1.3 Nivel Operacional.
Comprende todas las acciones o tareas en el mantenimiento de equipos [2].
Tareas de mantenimiento.
Son procedimientos y aplicaciones que se realizan con la intención de recuperar
la funcionabilidad, mejorar la disponibilidad y monitorear el estado del elemento o
sistema.
Según su objetivo, las tareas de mantenimiento se clasifican en:
1.- Tareas de mantenimiento correctivo.
Tareas que se realizan con el fin de recuperar la funcionabilidad del equipo, tras la
pérdida de su capacidad para realizar la función óptima que se requiere [3].
Una tarea de mantenimiento correctivo típica consta de las siguientes actividades:
• Detección de la falla.
• Localización de la falla.
• Desmontaje.
• Recuperación o sustitución.
• Montaje.
• Pruebas.
• Verificación.
A continuación se presenta el flujograma del mantenimiento correctivo [3].
DETECCIÓNDE FALLA
LOCALIZACIÓNDE FALLA
DESMONTAJERECUPERACIÓNY SUSTITUCIÓN
MONTAJE PRUEBAS VERIFICACIÓN
TIEMPO NECESARIO PARA LA CULMINACIÓN CON ÉXITO DE LA TAREA DE MANTENIMIENTO CORRECTIVO
FIGURA 1-1: Proceso de la tarea de Mantenimiento Correctivo.
4
Esta tarea de mantenimiento se realiza cuando el equipo se encuentra en un
estado de falla.
2.- Tareas de mantenimiento preventivo o programado.
Acciones que se realizan para reducir la probabilidad de falla del elemento o del
sistema para conseguir mayores beneficios operativos. Estas tareas se realizan a
intervalos fijos de tiempo [1].
Una tarea de mantenimiento preventivo consta de las siguientes actividades [3]:
• Desmontaje.
• Recuperación o sustitución.
• Montaje.
• Pruebas.
• Verificación.
DESMONTAJERECUPERACIÓNY SUSTITUCIÓN
MONTAJE PRUEBAS VERIFICACIÓN
TIEMPO NECESARIO PARA LA CULMINACIÓN CON ÉXITO DE LA TAREA CON MANTENIMIENTO PREVENTIVO
FIGURA 1-2: Proceso de la tarea de Mantenimiento Programado.
Las tareas de mantenimiento preventivo más comunes son sustituciones,
renovaciones, revisiones generales, etc.
3.- Tareas de mantenimiento condicional o predictivo.
Se monitorea las condiciones en que operan los equipos para detectar posibles
fallas ocultas, se lleva a cabo en forma calendario y no implica poner fuera de
operación los equipos.
Entre las técnicas usadas están las inspecciones, el chequeo y consta de las
siguientes actividades [3]:
• Evaluación de la condición.
• Interpretación de la condición.
• Toma de decisiones.
5
EVALUACIÓNDE LA
CONDICIÓN
INTERPRETACIÓNDE LA CONDICIÓN
TOMA DEDECISIONES
FIGURA 1-3: Proceso de la tarea de Mantenimiento Predictivo.
1.1.3 ANALISIS DEL MANTENIMIENTO MODERNO Y ANTIGUO.
Actualmente todo estudio y publicación sobre temas de mantenimiento está
dominado por el argumento de cambio, se pone énfasis a todas las áreas de la
organización que pueden adaptarse, en si todas suelen ser potencialmente
adaptables a estos cambios como son de diseño, tecnología, liderazgo,
comunicaciones, etc [4].
No obstante se percibe con mayor extensión y profundidad los cambios en el
ámbito de administración de los activos físicos de la actividad laboral de la
organización. La incursión de estos cambios (muchos de ellos que pretenden
incorporar conceptos totalmente novedosos) han ocurrido a nivel filosófico,
estratégico y técnico.
Pero, como diferenciar entre el mantenimiento antiguo del moderno, y porqué
incorporar a la organización el nuevo mantenimiento que proponen las nuevas
corrientes filosóficas-estratégicas-técnicas. Para esto, se sintetiza el modo de
mantenimiento antiguo y moderno, en cada caso correspondiente, un argumento
pretende compendiar el modo en que se hacían las cosas, mientras que el otro
cómo se hace, o debiera hacerse.
Cualquier intento de resumir un tema en una o dos oraciones, corre el riesgo de
introducir una sobre-simplificación. Sin embargo una síntesis como ésta satisface
dos propósitos: [4]
· Provee una rápida visión de cuáles son los cambios.
· Provee una base de comparación para las diferentes herramientas de
apoyo para la toma de decisión y filosofías de mantenimiento que
pretenden establecer bases de acción.
6
MA
NT
EN
IMIE
NT
O
AN
TIG
UO
M
OD
ER
NO
El m
ant
en
imie
nto s
e o
cupa
de
la p
rese
rvaci
ón
de
los
act
ivos
fijo
s.
El
mant
eni
mie
nto s
e o
cup
a d
e la
pre
serv
aci
ón
de
las
func
ione
s de
los
act
ivos.
El m
ant
en
imie
nto d
e r
utin
a e
s par
a p
reve
nir
falla
s.
El m
ant
en
imie
nto d
e ru
tina e
s par
a e
vita
r, r
edu
cir,
cont
rola
r o
elim
inar
las
cons
ecu
enci
as
de
falla
. E
l pri
nci
pa
l obj
eto
de
la f
unc
ión
mant
eni
mie
nto e
s el
opt
imiz
ar
la
dis
po
nib
ilid
ad
de
pla
nta
al m
ínim
o c
ost
o.
E
l mant
eni
mie
nto
afe
cta a
todo
s lo
s asp
ecto
s de
efe
ctiv
idad
de
l nego
cio
riesg
o, s
egu
rida
d,
inte
grid
ad d
el m
edi
o a
mbie
nte,
calid
ad d
el p
rodu
cto
y
serv
icio
al c
lient
e.
La
ma
yorí
a d
e la
s fa
llas
son m
ás
pro
pens
as
a s
uce
der
cuan
do e
l act
ivo e
nve
jece
. La
ma
yorí
a
de
las
falla
s no
son
mas
pro
babl
es
cuan
do
el
eq
uip
o
env
eje
ce.
P
ara
d
esa
rrolla
r un
bue
n
pro
gra
ma
de
mant
eni
mie
nto
es
nec
esa
rio
dis
pone
r de
bue
nos
dat
os
est
ad
ístic
os
de
falla
s.
Las
dec
isio
nes
sobr
e e
l co
ntro
l de
falla
s de
los
eq
uip
os
casi
sie
mpre
te
ndrá
n q
ue
ser
tom
ada
s co
n d
ato
s in
adecu
ados
de
falla
.
Los
tip
os
de
mant
eni
mie
nto
son:
pre
dic
tivo,
pre
ventiv
o
y co
rrect
ivo.
Los
tip
os
de
mant
en
imie
nto
son:
pre
dic
tivo
, pre
ventiv
o
co
rrect
ivo
y det
ect
ivo.
La
frecu
enci
a c
on
la q
ue s
e r
ea
lizan
las
tare
as
¨ a
-co
ndi
ción
-de ¨
deb
e b
asars
e e
n la
fre
cuen
cia d
e la
falla
y/o
la c
ritic
ida
d d
el í
tem
.
La
frecu
enci
a c
on
la q
ue s
e r
ea
lizan
las
tare
as
¨ a
-cond
ició
n-d
e ¨
debe
n
bas
ars
e e
n la
dur
aci
ón
de
l per
iodo
de
desa
rrollo
de la
falla
(P
-F).
En
caso
de
ser
técn
ica
ment
e
fact
ible
ta
nto
una
ta
rea
de
re
staur
aci
ón o
re
em
pla
zo a i
nte
rvalo
s fij
os
(pre
ven
tiva),
co
mo
una
tare
a ¨
a-c
ond
ició
n-d
e ¨
pre
dic
tiva)
gene
ralm
ent
e l
a p
rim
era
m
as e
conó
mic
a y
efe
ctiv
a q
ue la
bas
ad
a e
n la
cond
ició
n.
En c
aso
de
ser
técn
icam
ent
e f
act
ible
tant
o u
na t
are
a d
e re
staur
aci
ón o
re
empla
zo a
in
terv
alo
s fij
os
(pre
vent
iva),
com
o u
na t
are
a ¨
a-c
ond
ició
n-
de
¨ (p
redic
tiva)
est
a ú
ltim
a e
s gen
eralm
ent
e m
as
eco
nóm
ica y
efe
ctiv
a a
lo
larg
o d
e la
vid
a de
l act
ivo.
7
MA
NT
EN
IMIE
NT
O
AN
TIG
UO
M
OD
ER
NO
Los
inci
de
nte
s se
rios,
acc
ident
es
cata
stró
ficos
que
impl
ican
las
falla
s m
últi
plo
s de
los
equ
ipos,
gen
era
lment
e s
on
el r
esu
ltad
o d
e
¨ m
ala
suer
t e ¨
, so
n in
mane
jabl
es.
La
pro
bab
ilid
ad
de u
na
falla
múlti
ple
es,
en
buen
a m
edi
da, u
na
vari
ab
le
mane
jabl
e, e
n s
iste
mas
pro
tegi
dos
.
La
form
a m
as
rápi
da
y se
gur
a d
e m
ejo
rar
el
com
por
tam
ient
o d
e
un
act
ivo e
xist
ente
que
¨ n
o e
s co
nfia
ble
¨ e
s m
ejo
rar
su d
ise
ño.
Casi
sie
mpre
es
mas
cost
o-efic
az
trata
r de
mejo
rar
el c
ompor
tam
ient
o d
e
un
act
ivo n
o c
onf
iab
le m
ejo
rando
la f
orm
a e
n q
ue
es
oper
ad
o y
m
ant
eni
do,
revi
san
do
el d
iseño
só
lo s
i ta
l solu
ció
n n
o lo
gra e
l co
mpor
tam
ient
o d
ese
ado
.
Para
la
m
ayo
ría
de
los
act
ivos
pu
ede
n
des
arr
olla
rse
pol
ític
as
gen
éric
as
de
mant
en
imie
nto.
Las
po
lític
as
gen
érica
s so
lam
ent
e d
eben
aplic
ars
e a
act
ivos
idént
icos
cuyo
co
nte
xto o
pera
cion
al,
func
ione
s y
par
ám
etr
os
de p
rest
aci
ón
des
ead
os
tam
bié
n se
an
idé
ntic
os.
Las
pol
ític
as
de
man
teni
mie
nto
deb
en
ser
ela
bora
das
po
r dire
ctore
s y
ger
ente
s y
los
pla
nes
de m
ant
en
imie
nto e
stabl
eci
dos
por
esp
ecia
lista
s ca
lific
ado
s o p
or c
ont
ratis
ta e
xtern
os.
Las
po
lític
as
de
mant
en
imie
nto d
eben
ser
est
ab
leci
da
s por
las
pers
ona
s que
est
én
mas
cerc
a d
e lo
s act
ivos.
La r
esp
onsa
bilid
ad d
e la
dire
cció
n y
ger
enc
ia e
s d
e pro
veer
las
her
ram
ient
as
qu
e le
s per
mita
n t
omar
las
dec
isio
nes
corr
ect
as
y ase
gur
ar
qu
e e
sas
deci
sione
s se
an s
ens
ata
s y
def
end
ible
s.
El
dep
art
am
ent
o
de
mant
enim
ient
o
pu
ede
des
arr
olla
r un
pro
gra
ma d
e m
ant
eni
mie
nto e
xito
so y
per
dura
ble
por
su
cuen
ta.
Un p
rogra
ma d
e m
ant
eni
mie
nto s
ólo
pue
de
ser
exi
toso
y p
erd
ura
ble
si e
s des
arr
olla
do
por
¨
mant
enim
ient
o
¨ y
¨ usu
ario
s de
los
act
ivos
¨,
traba
jan
do
junt
os.
8
MA
NT
EN
IMIE
NT
O
AN
TIG
UO
M
OD
ER
NO
Los
fabr
icant
es
y pro
vee
dore
s de
equ
ipos
est
án
en l
as
mej
ore
s co
ndic
ione
s par
a d
esa
rrolla
r pro
gra
mas
de
mant
eni
mie
nto p
ara
nue
vos
act
ivos
fijos.
Los
fa
bric
ant
es
y pro
veed
ores
de
equ
ipos
sola
ment
e
pu
ede
n
des
em
peñ
ar u
n p
ape
l lim
itado
, au
nqu
e i
mpor
tant
e e
n e
l d
esa
rrollo
de
pro
gra
mas
de
mant
eni
mie
nto.
Es
pos
ible
enco
ntr
ar
de e
ntr
ada
una
solu
ción
rápid
a p
ara
nue
stro
s pro
ble
mas
de
efic
aci
a d
e m
ant
eni
mie
nto.
Los
pro
ble
mas
del
mant
eni
mie
nto o
btie
nen s
u m
ejo
r so
luci
ón
trab
aja
ndo
en
dos
eta
pas
:
1.-
Cam
bia
ndo
la
fo
rma
en
que
la
s p
ers
ona
s pie
nsan
.
2.-
Log
rando
que
ap
lique
n e
sa n
ue
va m
ane
ra d
e p
en
sar,
a l
a r
eso
luci
ón
de
pro
ble
mas
técn
icos
de
pro
ceso
(a u
n pas
o p
or v
ez)
.
T
AB
LA
1-1
: C
ara
cter
ísti
cas
del
Man
ten
imie
nto
an
tig
uo
y
mo
der
no
[4
].
9
1.1.4 JUSTIFICACIÓN DE LA IMPLEMENTACIÓN MCC EN EL ESTUDIO.
Si bien es cierto, la estrategia de mantenimiento que proponen el PMO, TPM y
el MCC se basa en toma de decisiones acertadas a través de estadísticas de
funcionabilidad de sus activos para mejorar la productividad de la organización
con un plan óptimo de recursos humanos y económicos, las principales
diferencias son:
· El TPM y PMO persiguen el mejoramiento progresivo de la
Productividad Industrial a través de la mejora continua de cada equipo,
con la participación integral de todos los trabajadores de la empresa,
para llegar al “nivel de cero fallas” sabiendo que en el sistema de
potencia el origen de la mayor cantidad de fallas son por agentes
externos (por ejemplo el clima), para que suceda esto se elevaría
considerablemente el costo de operación de la unidad de energía
eléctrica.
· El MCC busca optimizar la ejecución del Mantenimiento Preventivo,
basado en la Confiabilidad Operacional de los sistemas y equipos,
minimizando la rotación del personal y la falta de experiencia. Su
filosofía es la disponibilidad, debe continuar el trabajo a pesar del
surgimiento de una falla o falencia de algún componente del sistema, el
punto es que se mantenga el ritmo de producción [5].
· Las tres estrategias buscan optimizar el mantenimiento preventivo y
predictivo, los dos primeros lo relacionan con el mejoramiento de las
habilidades operacionales y en el diseño de equipos, el tercero
fundamenta la disponibilidad del sistema cumpliendo los estándares de
ejecución [5].
10
1.1.5 MANTENIMIENTO CENTRADO EN CONFIABILIDAD.
Con la implementación y uso de los equipos, la capacidad de producción de
estos se puede ver deteriorada, presentando una pérdida de producción y/o
aumento de costos de operación.
El Mantenimiento Centrado en Confiabilidad con sus siglas en inglés RCM
(Reliability Centered Maintenance) se define como un proceso para determinar
lo que debe hacer para asegurar que cualquier recurso físico continúe
realizando lo que sus usuarios desean que realice en su producción normal [4].
Con la estrategia de mantenimiento se busca optimizar los recursos
económicos y técnicos, consideraciones que logran realizar grandes ahorros en
tiempo y dinero , reflejándose en la disminución de la frecuencia de fallas,
eliminando las causas que lo producen , aumentando la vida útil de los activos
y encontrando un punto exacto de máximo beneficio técnico-económico.
Se tienen objetivos claros y concisos dentro de la visión y misión de una
organización de clase mundial.
El Mantenimiento Centrado en Confiabilidad se fundamenta en:
· Evaluación de los componentes de los equipos, su estado y su función.
· Identificación de los componentes críticos.
· Aplicación de las técnicas de mantenimiento proactivo y predictivo.
· Chequeo en sitio y en operación del estado constitutivo y funcional de
los elementos mediante revisiones y análisis.
El MCC es una filosofía de gestión2 de mantenimiento que sirve de guía para
identificar tareas, actividades y frecuencias de mantenimiento a los activos más
importantes de un contexto operacional.
2 Gestión se define como una secuencia de pasos para llevar a cabo una actividad.
11
Esta estrategia se apoya principalmente en el análisis funcional de las fallas de
un determinado sistema o equipo de trabajo multidisciplinario, el cual desarrolla
un procedimiento de gestión de mantenimiento flexible que se adapta a las
necesidades reales de mantenimiento de la organización, tomando en cuenta la
seguridad personal, el ambiente, las operaciones y la relación costo-beneficio
que se basan en la confiabilidad de los equipos en función del diseño y de la
construcción de los mismos.
1.1.5.1 Objetivos del MCC.
Los objetivos del MCC según [4] son los siguientes:
· Eliminar las averías de los equipos.
· Suministrar fuentes de información de la capacidad de producción del
sistema a través del estado de sus máquinas y equipos.
· Minimizar los costos de mano de obra de reparaciones, en base a un
compromiso por parte de los responsables del mantenimiento en la
eliminación de fallas de máquinas.
· Anticipar y planificar con precisión las necesidades de mantenimiento.
· Establecer horarios de trabajo más razonables para el personal de
mantenimiento.
· Permitir a los Departamentos de Producción, Operación y Mantenimiento
una acción conjunta y sincronizada a la hora de programar y mantener la
capacidad de producción del sistema.
· Incrementar los beneficios de explotación directamente, mediante la
reducción de los presupuestos del departamento de mantenimiento.
1.1.5.2 Ventajas del MCC.
En cuanto al aumento de la disponibilidad y confiabilidad del equipo, entre las
ventajas mas importantes se tienen las siguientes [4]:
12
· Crea un espíritu altamente crítico en todo el personal (operaciones o
mantenimiento) frente a condiciones de falla y averías.
· Logra importantes reducciones del costo del mantenimiento, optimiza la
confiabilidad operacional, maximiza la disponibilidad y/o mejora la
mantenibilidad del sistema y sus activos.
· Integra las tareas de mantenimiento con el contexto operacional.
· Fomenta el trabajo en grupo (convirtiéndolo en algo rutinario).
· Incrementa la seguridad operacional y la protección ambiental.
· Optimiza la aplicación de las actividades de mantenimiento tomando en
cuenta la criticidad e importancia de los activos dentro del contexto
operacional.
· Establece un sistema eficiente de mantenimiento preventivo.
· Aumenta el conocimiento del personal tanto de operaciones como de
mantenimiento con respecto a los procesos operacionales y sus efectos
sobre la integridad de las instalaciones.
· Involucra a todo el personal que tiene que ver con el mantenimiento en
la organización (desde la alta gerencia hasta los trabajadores de planta).
· Facilita el proceso de normalización a través del establecimiento de
procedimientos de trabajo y de registro.
1.1.5.3 Metodología.
La metodología MCC, propone un procedimiento que permite identificar las
necesidades reales de mantenimiento de los activos en su contexto
operacional, a partir del análisis se dan respuesta a las siguientes siete
preguntas [11]:
13
¿CUÁL ES EL ACTIVO?¿CUÁL ES EL ACTIVO?
¿DE QUE MANERA PUEDEN FALLAR ??¿DE QUE MANERA PUEDEN FALLAR ?
¿QUÉ ORIGINA LA FALLA?¿QUÉ ORIGINA LA FALLA?
¿QUÉ PASA CUANDO FALLAA??¿QUÉ PASA CUANDO FALLA?
¿IMPORTA SI FALLA?¿IMPORTA SI FALLA?
¿SE PUEDE HACER ALGO PARAPREVENIR LA FALLA?
¿SE PUEDE HACER ALGO PARAPREVENIR LA FALLA?
¿QUÉ PASARÍA SI NO SE PUEDEPREVENIR LA FALLA?
¿QUÉ PASARÍA SI NO SE PUEDEPREVENIR LA FALLA?
MEF
AMEF
LÓGICA DEDECISIONES
LÓGICA DEDECISIONES
FIGURA 1-4: Siete preguntas del MCC.
El éxito del proceso de implementación del MCC depende básicamente del
desempeño de los equipos naturales de trabajo3, los cuales se encargan de
responder las siete preguntas básicas.
1.2 CONTEXTO AMBIENTAL Y OPERACIONAL.
Define de forma precisa todos los elementos que serán considerados en el
análisis, desde la definición de las fronteras hasta los equipos y/o elementos,
que se encuentran inmersos a una determinada condición ambiental y
operativa del sistema a evaluar.
3 Equipos naturales de trabajo son un conjunto de personas con distintas funciones que trabajan por un tiempo determinado, apuntando al logro de un objetivo común [4].
14
De forma general se puede ilustrar el contexto ambiental y operacional dentro
de las siguientes consideraciones, como se muestran en la siguiente figura:
DESEMPEÑO DELACTIVO
CONDICIONESAMBIENTALES
CONDICIONESOPERATIVAS
ESTANDARES DEEJECUCIÓN
NIVELES DECALIDAD
ESTRATEGIA DEMANTENIMIENTO
FIGURA 1-5: Desempeño del Activo de acuerdo al contexto ambiental y operacional.
Al evaluar el desempeño de un activo, es difícil independizar las condiciones
operativas de las ambientales, estas dos determinan el comportamiento del
equipo a través del tiempo sujetándose a estándares de ejecución de la
organización y a niveles de seguridad y calidad que determina el regulador.
Para esto, es necesario conocer los rangos de operación de cada equipo sujeto
a diferentes condiciones ambientales (datos que proporcionan los fabricantes
y/o estudios de diferentes instituciones acreditadas).
El Ecuador cuenta con una geografía muy irregular, se puede estar a 3000
msnm en una de las provincias de la sierra, y en pocas horas descender
totalmente a los 0 msnm en unas de las costas de la región litoral.
Esta característica del país hace de la temperatura, humedad y lluvias sean
totalmente distintas en cada región y en determinados meses del año, razón
por la cual el desempeño de cada activo es dependiente de todos estos
parámetros ambientales.
15
1.2.1 PERFIL Y AMBIENTE DE OPERACIÓN.
Debido al alto grado de confiabilidad y disponibilidad del sistema ubicado en
cualquier zona climática del SNT, se determina como frontera de estudio, al
equipo primario de una subestación de transmisión, siendo estos el subsistema
de transformación de potencia y el subsistema de corte y seccionamiento.
El perfil y ambiente de operación se lo puede detallar por cada subsistema.
1.2.1.1 Sistema de Transformación de Potencia.
Los transformadores de potencia son los equipos mas costosos y confiables de
una subestación y del sistema eléctrico de potencia.
Esta confiabilidad, sin embargo depende del diseño adecuado, de un
cuidadoso montaje, de un mantenimiento oportuno y provisión de ciertos
equipos de protección.
A través de su equipo representativo, el transformador, se detallará el
comportamiento en base a la temperatura y demanda máxima de operación.
Como consecuencia de la temperatura ambiente y de los cambios bruscos de
la carga diaria, el transformador debe ser capaz de trabajar por encima o
debajo de su valor nominal de placa, este efecto causa un incremento o
disminución de temperatura pudiendo causar daño al aislamiento, pues el
excesivo calor reduce la resistencia mecánica y la alteración en las
propiedades del aceite.
La refrigeración del transformador depende del diseño de fabricación para
trabajar en diferentes estados de enfriamiento dependiendo de la temperatura
interna en que se encuentre.
A continuación, en la tabla se resume el porcentaje de disminución de la
capacidad de trabajo por aumento o disminución de la temperatura y de la
16
altura (msnm) con respecto a valores referenciales4 de acuerdo al sistema de
enfriamiento utilizado.
Tipo de
Enfriamiento
Porcentaje de disminución
en kva nominales Porcentaje de disminución
en kVA nominales por
cada ºC de disminución. Por cada ºC
de aumento
Por 100m de
aumento
OA 1,5 0.4 1
OA/FA ,
OA/FA/FA 1 0.5 0,75
FOA ,
OA/FOA/FOA 1 0.5 0,75
TABLA 1-2: Efecto de la temperatura y altura en la capacidad del transformador. 1
Lo anterior nos lleva a dos primicias:
· Que el transformador trabaje a una temperatura y altura ideal y
constante (situación muy difícil de que suceda).
· Determinar la capacidad límite de operación con una proyección de la
pérdida moderada de la vida útil del transformador de acuerdo a
variaciones bruscas de demanda y temperatura.(siendo esta la mas real)
A continuación, en la tabla se resume el porcentaje de sobrecarga respecto a la
normal, la temperatura máxima que alcanza durante un periodo determinado
para una disminución razonable de la vida útil del transformador, según el tipo
de refrigeración.
Es necesario conocer, que la temperatura del aceite no debe ser mayor a los
100ºC y que el calentamiento de los devanados de 55 ºC y 65 ºC promedio no
deben sobrepasar los 150 ºC y 180 ºC respectivamente.
4 La temperatura referencial de aumento o disminución es de 30ºC, la altura es de 100 msnm, referido a las normas ASA C57.92 y BS CP1010.
17
TA
BL
A 1
-3 :
So
bre
carg
as a
cep
tab
les
pa
ra u
na
mo
der
ada
pér
did
a d
e la
vid
a ú
til
del
tra
nsf
orm
ado
r se
gú
n e
l ti
po
de
refr
ige
raci
ón
[12
].
CA
RG
AS
AC
EP
TA
BL
ES
A U
N P
OR
CE
NT
AJ
E D
E L
A C
AR
GA
MA
XIM
A D
E
PL
AC
A P
AR
A L
A P
ER
DID
A M
OD
ER
AD
A D
E L
A
VID
A U
TIL
DE
L T
RA
NS
FO
RM
AD
OR
C
ON
CIR
CU
LA
CIO
N D
E A
IRE
A 3
0º C
.
DU
RA
CIO
N
DE
LA
CA
RG
A
PIC
O
(h)
TE
MP
ER
AT
UR
A
MA
XIM
A
(ºC
)
PE
RD
IDA
MA
XIM
A
DE
LA
VID
A
UT
IL
(%)
RE
FR
IGE
RA
CIO
N (
OA
)
AN
TE
S D
E L
A C
AR
GA
PIC
O
RE
FR
IGE
RA
CIO
N (
OA
/FA
)
HA
ST
A 1
33%
DE
LA
RE
FR
IGE
RA
CIO
N (
AO
)
CO
N %
DE
LA
CA
RG
A
PIC
O
RE
FR
IGE
RA
CIO
N
(OA
/FA
/FA
), (
OA
/FA
/FO
)
HA
ST
A E
L 1
33%
DE
LA
RE
FR
IGE
RA
CIO
N (
OA
/FA
)
CO
N %
DE
LA
CA
RG
A
PIC
O
50%
70
%
90%
10
0%
50
%
70%
90
%
100
%
50%
70
%
90%
10
0%
0,5
171
0,2
5
2
2
2
1,9
6
2
1,9
5
1,8
5
1,8
1,6
4
1,6
1,5
4
1,5
1
180
0,5
2
2
2
2
2
2
1,9
5
1,9
1,6
9
1,6
6
1,6
1,5
7
1
163
0,2
5
1,9
6
1,8
9
1,8
1,7
4
1,7
7
1,7
2
1,6
5
1,6
1
1,4
7
1,4
5
1,4
9
1,3
9
180
1
2
2
1,9
9
1,9
4
1,9
3
1,8
8
1,8
1
1,7
8
1,5
7
1,5
5
1,5
2
1,5
2
155
0,2
5
1,6
8
1,6
3
1,5
7
1,5
3
1,5
3
1,5
1,4
7
1,4
4
1,3
3
1,3
2
1,3
1
1,3
171
1
1,8
3
1,7
9
1,7
1
1,6
4
1,6
6
1,6
4
1,6
1,5
8
1,4
2
1,4
1
1,3
9
1,3
9
180
2
1,9
1
1,8
3
1,7
1
1,6
4
1,7
4
1,7
1
1,6
5
1,6
1
1,4
7
1,4
6
1,4
4
1,4
3
4
147
0,2
5
1,4
4
1,4
1
1,3
9
1,3
7
1,3
5
1,3
4
1,3
3
1,3
2
1,2
4
1,2
3
1,2
3
1,2
3
163
1
1,5
5
1,5
2
1,4
7
1,4
4
1,4
7
1,4
6
1,4
5
1,4
5
1,3
2
1,3
2
1,3
2
1,3
2
180
4
1,5
5
1,5
2
1,4
7
1,4
4
1,5
1
1,5
1,4
7
1,4
6
1,4
1,4
1,3
9
1,3
9
8
139
0,2
5
1,2
8
1,2
7
1,2
7
1,2
6
1,2
4
1,2
4
1,2
4
1,2
4
1,1
8
1,1
8
1,1
8
1,1
8
155
1
1,3
8
1,3
7
1,3
6
1,3
6
1,3
6
1,3
6
1,3
6
1,3
6
1,2
7
1,2
7
1,2
7
1,2
7
171
4
1,3
8
1,3
7
1,3
6
1,3
6
1,4
2
1,4
2
1,4
1
1,4
1
1,3
5
1,3
5
1,3
5
1,3
5
18
Adicionalmente, la temperatura y la humedad degradan las propiedades químicas
y dieléctricas del aceite liberando gases como hidrógeno, metano, etano, etileno,
acetileno, y del papel liberando agua y gases como dióxido de carbono y
monóxido de carbono [6].
En la siguiente figura 1-6 se comparan dos curvas, la primera indica el contenido
de gases disueltos en el aceite y, por el otro, la potencia entregada por el
transformador en un mismo tiempo.
900
PMM
Picos de Carga Diaria
Curva de contenido de Gases Disueltos
TIEMPO
FIGURA 1-6: Comparación de la curva de gases disueltos en el aceite y potencia del
transformador de 500 MW.
Este es un comportamiento típico de los transformadores con 2 o 3 décadas de
funcionamiento. Se detecta que al sobrepasar los 500MW se produce una
exigencia tal que el aislamiento comienza a degradarse, por lo cual se produce un
incremento en el contenido de gases disueltos en el aceite del transformador.
El conocimiento del impacto de la carga sobre el aislamiento, permite al operador
tomar decisiones acertadas. Esta información es de suma importancia para la
evaluación del régimen de trabajo al que se someterá al transformador.
Por supuesto, también se posibilita el desarrollo de tareas de mantenimiento
predictivo.
19
1.2.1.2 Sistema de Corte y Seccionamiento.
1.2.1.2.1 Interruptores.
El uso de interruptores en los circuitos de potencia son necesarios porque
permiten maniobrar los equipos de una instalación, contra cortocircuitos,
sobrecargas y para realizar las operaciones de conmutación ordinarias. Su
función es de tal manera que de forma automática cuando ocurre un cortocircuito
o una situación anómala que incremente de forma repentina la corriente, se
activan y permiten mantener el control a una distancia determinada para no
entrar en contacto directo con el equipo.
Esta constituido por un mecanismo de extinción del arco y desionizante del medio
en el que se separan los contactos. Al suceder esto, la rápida disminución de la
densidad de carga del arco y la rápida condensación del vapor metálico sobre la
superficie de los contactos al pasar la corriente por cero, llevan a una rápida
recuperación del dieléctrico.
Según las normas 60694 y 62271 de la IEC disponen un rango de temperatura
ambiente entre -20º C y 40º C para operación de los interruptores.
La humedad es un parámetro ambiental muy importante de considerar en el
montaje, mantenimiento y operación de estos equipos, debido a que se
encuentran habitualmente instalados a la intemperie, esta puede ingresar por
medio de moléculas de polvo y agua a través de las uniones atornilladas o al
desmontar el equipo,
La temperatura y humedad, son dos parámetros trascendentales, ya que de
estos depende la operación exitosa del sistema de extinción del arco.
En el siguiente gráfico se puede observar un registro de monitoreo diario del
comportamiento de la temperatura ambiental y la presión del gas.
20
DIA
S
Pre
sió
n (
Kg/c
m2)
3.53.0 4.0 4.5 5.0 5.5 6.0
PRESIÓN DE GAS(Kg/cm2)
TEM
PER
ATU
RA
Tem
p.
Am
b (
ºC)
40
30
20
10
0
FIGURA 1-8: Comportamiento de la temperatura ambiental y la presión del gas.
1.2.2 ANÁLISIS DE FUNCIONES Y FALLAS FUNCIONALES.
Cada elemento de un equipo posee una capacidad de actuación determinada y
eficiente. A esta capacidad se le denomina función [8].
Según la razón de ser del equipo, las funciones pueden ser:
· Funciones Primarias.-Es la razón de desempeño del equipo [8].
· Funciones Secundarias.-Estas son usualmente menos obvias pero sus
consecuencias pueden causar deficiencia en el estándar de ejecución [8].
Estas funciones adoptan el nombre de estándares de ejecución cuando a su
función de desempeño son incorporados niveles de trabajo, normas de seguridad
humana, ambientales y operativas.
21
1.2.2.1 Falla Funcional.
Es la incapacidad de un elemento o componente de un equipo para satisfacer un
estándar de funcionamiento deseado.
Estas fallas pueden intervenir en forma total o parcial en una función, se dice que
intervienen de forma total cuando el equipo pierde su capacidad de actuación, y
en forma parcial cuando el equipo opera en forma ineficiente [8].
1.2.2.2 Análisis de Modos de Falla.
Los Modos de Fallas son los causantes de la pérdida de una función, su
presencia origina ineficiencia en la capacidad de trabajo del equipo.
Esto nos permite comprender exactamente ¿qué es lo que se esta tratando de
prevenir? encontrando la raíz del problema y no mal gastando el tiempo en tratar
el síntoma [8].
MaterialesInadecuados
MontajeIncorrecto
Malasoperaciones
MantenimientoInadecuado
Corrosión DeformacionesManifestaciones
de fallas
Causas defallas
SobreEsfuerzoseléctricos
SobreEsfuerzosmecanicos
Otros
FIGURA 1-9: Manifestación y causa de fallas en los equipos electromecánicos.
22
1.2.2.2.1 Análisis de Funciones, Fallas Funcionales y Modos de Falla de un Sistema de
Transformación de Potencia.
Sistema de Transformación de Potencia Estándar de Ejecución Falla Funcional Modo de Falla
Permitir la continuidad, el flujo máximo de potencia con pérdidas no mayores a las de plena carga.
Incapacidad para entregar la potencia demandada.
Desperfecto de los radiadores. Desperfecto de arranque de los grupos de enfriamiento
Pérdidas mayores a las de plena carga.
Accionamiento no requerido o excesivo del grupo de enfriamiento. Fugas a tierra.
Potencia de entrega nula
Falla eléctrica en los devanados por factores eléctricos Falla eléctrica en los devanados por factores mecánicos Falla eléctrica en los devanados por factores térmicos Fallas en los bushings Fuga del aceite a través de la cuba, radiadores, tanque de expansión o instrumentos Desperfecto o incorrecta operación de dispositivos de protección Apertura del disyuntor principal
Transformación del voltaje balanceado de alta/baja o viceversa, a 60 Hz. Dentro de los rangos aceptables por el regulador, sin desfasaje entre el primario y secundario y de 30º respecto al terciario en sentido anti-horario
Tensiones secundarias desbalanceadas y/o sobre tensiones transitorias
Falla de conexión del neutro a tierra
TABLA 1- 4: Estándares de Ejecución, falla funcional y modo de falla del sistema de transformación de potencia.
23
1.2.2.2.2 Análisis de Funciones, Fallas Funcionales y Modos de Falla de un Sistema de
Corte y Seccionamiento.
Sistema de Corte y Seccionamiento. Estándar de Ejecución Falla Funcional Modo de Falla
Permitir cerrar o abrir circuitos eléctricos, con o sin carga, o corriente de falla. Su apertura debe ser instantánea por actuación del sistema de protecciones ante una falla, o para maniobras por operación o por trabajos de mantenimiento. Apertura instantánea al detectar corriente de falla dentro de los límites de tiempo de operación. Permitir conectar o desconectar un equipo sin carga para maniobras, operación o mantenimiento.
No responder a la maniobra apertura/cierre.
Falla en el circuito de mando a distancia. Falla en la operación de uno o más contactos auxiliares del disyuntor por falla mecánica, electromecánica o descalibración. Falla en uno o más relés de protección.
Apertura o cierre inesperados.
Apertura del disyuntor por falla en el circuito de fuerza de la bahía. Apertura del disyuntor por operación errónea. Discrepancia de operación de los polos. Apertura del disyuntor por baja presión del dieléctrico Falla en el modo de operación de apertura del disyuntor (compresor o barra tractora)
TABLA 1-5: Estándares de Ejecución, falla funcional y modo de falla del sistema de corte y seccionamiento.
24
1.2.2.3 Efectos o Consecuencias de las Fallas
Una vez que se han determinado y registrado las funciones, fallas funcionales y
los modos de falla debemos hacernos la siguiente pregunta ¿Cómo y cuánto
importa cada falla?, la respuesta es, con que grado de prioridad debemos tratar la
falla.
¿Qué sucede si se presenta la falla? nos ayudaría a determinar el grado de
peligro al proceso de producción, a la seguridad y al medio ambiente.
Consecuencias de los modos de fallas no evidentes.
No tienen impacto directo, pero exponen al sistema y al entorno a otras fallas
mucho más serias a través del tiempo.
El MCC sugiere la forma de tratarlas [4]:
· Primero reconociéndolas
· Otorgándoles una prioridad muy alta
· Un mantenimiento simple, práctico y coherente.
Consecuencias de los modos de fallas evidentes [4].
Las fallas evidentes no afectan en gran magnitud a la seguridad pero es relativo a
la operación y al medio ambiente. La alternativa por ser obvios, son tareas de
mantenimiento correctivo.
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 cualquier
tipo de mantenimiento preventivo que no sea el de las rutinas básicas de
lubricación y servicio.
Por tal motivo en este punto del proceso del MCC nos preguntamos si cada falla
tiene consecuencias significativas. Si no es así, la decisión normal a falta de ellas
25
es un mantenimiento que no sea preventivo. Si por el contrario fuera así, el paso
siguiente sería preguntar ¿qué tareas preventivas (si las hubiera) se deben de
realizar?. Sin embargo, el proceso de selección de la tarea no puede ser revisado
sin considerar primero el modo de falla y su efecto sobre la selección de los
diferentes métodos de prevención.
1.2.2.3.1 Consecuencias De Las Fallas En Un Sistema De Transformación De
Potencia.
Sistema de Transformación de Potencia
Efecto de la falla evidente/no evidente Frecuencia del
evento (#promedio)
Tareas de
mantenimiento
Evidente: Existe un punto flotante con alta
impedancia produciendo desbalance y
altos voltajes.
Evidente: Disminuye la calidad del
transporte de potencia y del servicio de
transmisión.
1 cada 10 meses.
(como ejemplo)
Correctivo
Preventivo o
programado
Condicional o
predictivo.
Evidente: Activación de las alarmas por
altas temperaturas.
Evidente: Operación de los sistemas de
protección.
Evidente: Disparo de los disyuntores.
No evidente: Deterioro del sistema de
aislamiento.
Evidente: Salida del transformador.
Evidente: Impacto social, técnico y
ambiental.
1 cada 3 años.
(como ejemplo)
Correctivo
Preventivo o
programado
Condicional o
predictivo.
TABLA 1-6: Efecto, frecuencias y tareas de mantenimiento ante fallas en sistemas de transformación de potencia.
26
1.2.2.3.2 Consecuencias de las Fallas en un Sistema de Corte y Seccionamiento.
Sistema de Corte y Seccionamiento.
Efecto de la falla evidente/no
evidente
Frecuencia del evento
(#promedio)
Tareas de
mantenimiento
Evidente: no responde a la
operación cierra/abre.
Evidente: se abre desde el gabinete
local.
Evidente: se abre manualmente.
1 cada año
(como ejemplo)
Correctivo
Preventivo o
programado
Condicional o
predictivo.
Evidente: no responde a la
operación cierra/abre.
Evidente: se abre desde el gabinete
local.
Evidente: se abre manualmente.
Evidente: corrosión en los contactos
auxiliares.
Evidente: para imprevista del motor
por sobre-esfuerzo.
Evidente: actúa el relè de protección
diferencial.
Evidente: cortocircuito entre
conductor y estructura.
No evidente: actuación del
pararrayos.
No evidente: baja presión del SF6 o
aire.
No evidente: puntos calientes.
1 cada 3 años
(como ejemplo)
Correctivo
Preventivo o
programado
Condicional o
predictivo.
TABLA 1-7: Efecto, frecuencias y tareas de mantenimiento ante fallas en sistemas de corte y seccionamiento.
Hasta este punto hemos contestado las cinco primeras preguntas que propone el
MCC.
27
1.2.2.4 Elaboración de planillas de información y decisión.
Es el registro de información en forma escrita, se la realiza en forma clara y
concisa. En esta planilla debe constar la fecha y hora del evento, causa y
consecuencia, cual fue el elemento fallado y un breve historial de este, así
también la tarea de mantenimiento adoptada, conclusiones y recomendaciones.
Todo esto debe ser reportado a través de un personal calificado.
En la fase de decisión, apoyados en el diagrama de decisión y en la curva P-F, se
determinan para cada causa raíz la tarea de mantenimiento a realizarse, la
frecuencia con que se va a llevar a cabo, quién la va a ejecutar, así como el stock
a mantener y el nuevo riesgo resultante al aplicar este plan de mantenimiento.
Curva P- F.
Las frecuencias con que se realizan las tareas “a-condición-de” deben basarse
en la duración del período de desarrollo de la falla, dejando de lado la frecuencia
de falla del ítem y la criticidad del mismo [1].
Se la denomina curva P-F porque muestra cómo una falla comienza y prosigue
el deterioro hasta un punto en el cual puede ser detectado (el punto de falla
potencial “P”). A partir de allí, si no se detecta y no se toman las acciones
adecuadas, continúa el deterioro a veces a un ritmo acelerado hasta alcanzar el
punto “F” de falla funcional.
FIGURA 1-10: Curva P-F.
28
La cantidad de tiempo (o el número de ciclos de esfuerzo) que transcurren entre
el punto en que aparece una falla potencial y el punto en el cual se transforma en
una falla funcional, se conoce como intervalo P-F.
El intervalo P-F rige la frecuencia con que debe ser realizada la tarea predictiva.
El intervalo de chequeo, debe ser sensiblemente menor que el intervalo P-F, si
deseamos detectar la falla potencial antes de que se convierta en un falla
funcional y puede ser medido en cualquier unidad asociada con la exposición al
uso (tiempo de uso, unidades producidas, número de paradas y arranques, etc.).
La medición más frecuente es por tiempo transcurrido.
Es usual definir un intervalo de chequeo igual a la mitad del intervalo P-F [1].
Árbol lógico de decisión (ALD).
Es un proceso sistemático y homogéneo para la selección de tarea de
mantenimiento más adecuado para prevenir la causa que provoca la aparición de
un determinado modo de falla correspondiente a un componente del sistema
objeto del análisis [9]. Se obtiene respuestas a las preguntas 6 y 7 ver figura 1-4.
Para la construcción del ALD, se deben definir los criterios a considerar y sus
prioridades correspondientes.
El resultado de consideraciones y prioridades será el conjunto de actividades
específicas que se deban realizar y sus frecuencias de ejecución
correspondientes.
El criterio usado para determinar la aplicabilidad depende del tipo de tarea
preventiva mientras que la efectividad depende de las consecuencias de falla. Las
tareas de mantenimiento preventivo desarrolladas por MCC están basados en las
características de confiabilidad de los equipos. Estas tareas son también
inspecciones o cambios con unas frecuencias establecidas. Las tareas de
mantenimiento pueden ser ejecutadas en cualquier nivel de mantenimiento [10].
29
Finalmente, el proceso MCC busca identificar una apropiada política del manejo
de fallas, clasifica las actividades de mantenimiento a ejecutar en dos grandes
grupos, las actividades preventivas y correctivas, estas últimas se ejecutarán sólo
en el caso de no encontrar una actividad efectiva de mantenimiento predictivo.
Sistema de Transformación de Potencia, Corte y Seccionamiento
Plan de Mantenimiento
Acción de la
Tarea de
Mantenimiento
Frecuencia de
aplicación
(tiempo)
Personal Tiempo de
ejecución.
(min, horas)
Pasos sucesivos y
ordenados para
eliminación de
posible falla.
Cada que
tiempo, es
necesario
realizar la acción
de la tarea de
mantenimiento.
Equipo
humano
capacitado
para la tarea
de
mantenimiento.
Tiempo
prudencial
para la
realización de
la tarea de
mantenimiento
TABLA 1-8: Plan de mantenimiento del sistema de transformación de potencia, corte y
seccionamiento. 1.2.2.5 Ítems Críticos, Indicadores de Gestión del MCC.
Las actividades que se desarrollan en una organización o empresa, pueden ser
monitoreadas a través de señales o indicadores de gestión, así se asegura que
las actividades vayan en el sentido correcto permitiendo evaluar sus resultados
respecto a la visión y misión.
Un indicador de gestión es la expresión cuantitativa del comportamiento y
desempeño de un proceso en un momento determinado, cuya magnitud, al ser
comparada con algún nivel de referencia, puede proporcionar un panorama de la
situación del proceso, sobre el cual se toman acciones correctivas o preventivas
según el caso [13].
30
1.2.2.6 Confiabilidad, Indisponibilidad y Mantenibilidad.
La forma de verificar si la estrategia de mantenimiento adquirida, está o no
cumpliendo con sus objetivos, es a través de los indicadores.
Los indicadores propuestos son:
Mantenibilidad (M(t))
Confiabilidad (R(t))
Disponibilidad ( A ).
Es importante señalar que estos indicadores están en función de variables
aleatorias, las mismas que son propias del entorno en donde se encuentre el
activo [1]. Lo anterior se lo puede expresar con la siguiente fórmula:
),( sambientaleylecondicionapersonalesfactoresfIndicador = .
Para nuestro estudio, es imposible cuantificar de forma determinista los
indicadores, para esto se hace uso de la teoría de las probabilidades entre la
transición de operación/ evento y evento/ operación. Adicionalmente el tiempo de
vida útil a través de sus etapas, intervienen en forma ideal en un análisis de estas
características.
La vida útil de cualquier activo eléctrico, se puede representar a través de la
bañera de Davis. Los valores de mantenibilidad, confiabilidad y disponibilidad se
pueden calcular a través de los parámetros que se analizan en la curva de la
función de distribución de Weibull (ver figura 11) por ser la única distribución que
puede emplearse para representar cualquiera de los tres periodos típicos de una
máquina: mortalidad infantil (disminución de la tasa de fallas), vida útil (falla
puramente aleatoria y constante) y vejez (mayor tasa de fallas) [1].
31
0,85<=G<=10<=G<0,85 1<G<=3
Infantil Normal Vejéz
Tasa deFallas
Tiempo
Curva de la bañera de Davies
FIGURA 1-11: Curva de la bañera de Davies [9].
Tiempos Promedios de fallas y Operación.
En cualquier evento, el activo tiene que entrar en un proceso de diagnóstico y
reparación, para ello los tiempos de operación y reparo son analizados a través
de la siguiente figura [1]:
FIGURA 1-12: Tiempos de operación vs. Estados de operación.
Siendo:
TO: Tiempo Operativo
TEF: Tiempo entre Fallas
TFS: Tiempo fuera de Servicio.
32
Tiempos Promedios Fórmulas
TPPR = tiempo promedio de reparación. å=n
I
fallasTPRiTPPR1¿
/#
TPEF = tiempo promedio entre fallas.
TPFSTPOTPEFó
fallasTEFiTPEFn
I
+=
=å1¿
/#
TPO = tiempo promedio operativo. å=n
I
fallasTOiTPO1¿
/#
TPFS = tiempo promedio fuera de servicio.
TPFCTPPRTPFSó
fallasTFSiTPFSn
I
+=
=å1¿
/#
TPFC = tiempo promedio fuera de control å=
=n
i
fallasTFCiTPFC1
/#
TABLA 1-9: Estimación de los tiempos promedios [1].
MANTENIBILIDAD.
La mantenibilidad es la característica inherente5 de un elemento, asociada a su
capacidad de ser recuperado para el servicio cuando se realiza la tarea de
mantenimiento necesaria utilizando procedimientos preestablecidos [1].
0exp1)( ³úúû
ù
êêë
é÷ø
öçè
æ--= tAm
ttM
B
(1-1)
Siendo:
M(t): Probabilidad de mantenimiento del equipo.
exp: e
t: tiempo empleado en la reparación de la falla.
Am: Parámetro de escala, tiempo promedio para la reparación (TPPR)
B: Parámetro de forma, tiempo promedio entre fallas (TPEF).
5 Inherente: que por su naturaleza esta inseparablemente unido a algo.
33
( )[ ]BtMAmTTR
/1)(1ln --=
CONFIABILIDAD [1].
Es la probabilidad de comportamiento de una instalación o sistema para realizar
adecuadamente su función en un período de tiempo.
Básicamente tiene que ver con el tiempo de operación y el número de fallas, estos
dos parámetros son inversamente proporcionales. Se puede calcular a través de
la siguiente expresión:
úúû
ù
êêë
é÷ø
öçè
æ-=G
n
ttR exp)( (1-7)
Siendo:
R(t): Confiabilidad del equipo expresada en un valor probabilístico.
exp: e.
t : Es el intervalo de tiempo en el cual se desea conocer la confiabilidad del
equipo, partiendo de un período de tiempo = 0.
n : Vida característica, se puede aproximar al tiempo promedio operativo (TPO)
con un porcentaje de error comprendido entre el 5% y el 10%.
G: Parámetro que propone la distribución de Weibull
El tiempo óptimo de recuperación en el que la tarea de mantenimiento puede ser
realizada con éxito se calcula a través de la siguiente expresión:
(1-2)
INDISPONIBILIDAD [9].
Es el número de horas en que la instalación no cumpla su capacidad normal de
transmisión de energía eléctrica.
idadDisponibililidadIndisponib -=1 (1-3)
34
)()(
)()(
tRTPOtA
tMTPPRtA
-=
-=
La disponibilidad (A) es una característica que resume cuantitativamente el perfil
de operabilidad de un elemento representado en porcentaje del tiempo de uso del
activo en un periodo determinado.
La disponibilidad se la puede calcular así [1]:
TTRTPFCTPEF
TPEFA
++= (1-4)
También se puede calcular en función de la mantenibilidad y de la confiabilidad:
(1-5)
(1-6)
EL PHVA.
Para adoptar y monitorear de manera efectiva las unidades de procesos se utiliza
la herramienta del PHVA [13].
PLANEAR.-Entendido como la definición de metas y los métodos que permitirán
alcanzarlas.
HACER.-Consisten en ejecutar la tarea y recoger los datos, no sin antes haber
pasado por un proceso de formación (educar y entrenar).
VERIFICAR.-Evaluar los resultados de las tareas ejecutadas, identificación de los
problemas que originan el no cumplimiento de las tareas.
ACTUAR.-Tomar medidas correctivas para lograr el cumplimiento de las metas.
35
AACCIÓN
PPLAN
VVERIFICAR
HHACER
DEFINIRLAS
METAS
DEFINIR LOS MÉTODOSPARA ALCANZAR LAS
METAS
EDUCAR YENTRENAR
EJECUTAR LATAREA
(RECOLECTARDATOS)
VERIFICAR LATAREA EJECUTADA
CONTINUAR Y/OOPTAR NUEVAESTRATEGIA
FIGURA 1-13: Herramienta de Planear, Verificar, Hacer y Actuar
2. PARAMETROS AMBIENTALES.
36
2.1 GENERALIDADES.
El territorio del Ecuador está dividido en tres regiones naturales claramente
definidas entre sí, ya sea por su topografía, clima, vegetación y población. Estas
tres regiones son: Costa, Sierra y Oriente [14].
Debido a su posición geográfica y a la diversidad de alturas impuestas por la
cordillera de los Andes, el Ecuador presenta una gran variedad de climas y
cambios considerables a cortas distancias, por esta razón, ciertas áreas del país
reciben la influencia de masas de aire con diferentes características de
temperatura y humedad [14].
Se cuentan con climas tropicales y templados, regiones con características
subtropicales situadas principalmente en las estribaciones de la cordillera, zonas
desérticas, semi-desérticas, estepas6 frías y cálidas, etc.
2.2FACTORES QUE CONTROLAN LAS CONDICIONES
CLIMÁTICAS.
Las características climatológicas del Ecuador y de cualquier parte del mundo
responden a una diversidad de factores que modifican su condición natural, tales
como [15]:
· Latitud geográfica.
· Altitud del suelo.
· Dirección de las cadenas montañosas.
· Vegetación.
· Acercamiento y alejamiento del Océano.
· Corrientes marinas y los vientos.
6 La estepa comprende un territorio llano y extenso de vegetación baja y matorrales propio de climas extremos y escasas precipitaciones.
37
1.- Latitud geográfica.- El Ecuador por su situación astronómica en el centro de
la Zona Tórrida7 debiera tener un clima completamente cálido de manera
general, no obstante, no es siempre ni en todos los lugares así, debido a la
influencia de otros factores.
2.- Altitud del suelo.- Es sin duda, el factor que más contribuye a modificar el
clima en nuestro país. Si se considera que partiendo del nivel del mar la
temperatura desciende un grado por cada 200 metros de altura, nuestro clima
tiene una fluctuación de aproximadamente 31 grados, ya que el nivel de sus
tierras va desde 0 metros al nivel del mar hasta 6310 metros que es su
máxima altura en las cumbres del Chimborazo. Esto ha hecho que nuestro
país goce del privilegio de poseer todos los tipos de clima.
3.- Dirección de las cadenas montañosas.- La altura de las cordilleras
Occidental y Oriental del sistema montañoso de los Andes impide la
penetración de los vientos cálidos y húmedos del Occidente y Oriente al
interior de las hoyas de la región Andina, modificando el clima de esta.
4.- Vegetación.- Donde existe mayor vegetación, como en el Litoral y el Oriente,
se produce mayor evaporación del suelo y de las plantas (evapotranspiración)
lo que contribuye al aumento de las precipitaciones.
5.- Acercamiento o alejamiento del Océano.- La Región Litoral o Costa por
estar cerca del Océano Pacífico recibe su acción térmica modificadora del
clima.
6.- Corrientes marinas.- Las llanuras de la región Litoral reciben la influencia de
la Corriente Fría de Humboldt, la misma que disminuye la temperatura, como
también no permite el paso de los vientos cálidos y húmedos del Pacífico,
haciendo que en estas zonas (Península de Santa Elena) las precipitaciones
sean escasas.
7 La zona tórrida es el espacio de la superficie de la Tierra comprendido entre los dos trópicos, a quien divide por medio de la línea Ecuador.
38
7.- Los vientos.- Los vientos que soplan desde los Andes disminuyen la
temperatura de los suelos bajos de la Costa y Oriente. Además, al chocar con
los vientos calientes y húmedos de estas regiones producen las
precipitaciones.
2.3 PARÁMETROS AMBIENTALES A CONSIDERAR.
Las condiciones en que se presentan los materiales a través del tiempo y del
lugar de ubicación varían debido a la influencia de parámetros que se detallan a
continuación.
La presencia de ciertos parámetros ambientales como la humedad relativa por
encima del 70%, partículas en suspensión8, radiación solar, viento, lluvia y
contaminantes químicos como el SOx, el NOx entre otros, son la causa principal
para que se produzcan daños en los materiales, como es la corrosión. La acción
conjunta de factores contaminantes y meteorológicos determina la intensidad y
naturaleza de los procesos degradantes que afectan a dichos materiales [16].
Los parámetros ambientales considerados como factores importantes en el
estudio del impacto que estos ocasionan en los equipos son, la temperatura,
precipitación, humedad relativa, nivel isoceraúnico, contaminación del aire, grado
de corrosividad.
2.3.1 EFECTOS DE PARÁMETROS AMBIENTALES EN EQUIPOS PRIMARIOS.
1.- Temperatura.
Se consideró por la incidencia que tiene en los aislantes y en el aceite de los
transformadores.
Los materiales aislantes se deterioran con el paso del tiempo durante el
transcurso de la vida útil del transformador y también ante incrementos de
temperatura por sobrecarga o anomalías en su estado de funcionamiento.
8 Partículas en suspensión son todas las partículas y sólidas que se encuentran suspendidas en el aire.
39
Al degradarse el aislamiento se liberan gases que se disuelven en el aceite,
por un lado, se deteriora el aceite aislante, se liberan: hidrógeno, metano,
etano, etileno y acetileno. Por otro lado, al deteriorarse la celulosa del papel se
libera agua dióxido de carbono y monóxido de carbono [17].
2.- Humedad.
Cabe destacar que, además de la temperatura, el otro gran enemigo del
aislamiento es el agua. La detección del contenido de humedad en los
materiales es de gran importancia, pues su incremento implica disminución de
sus propiedades [17].
A menor temperatura, la solubilidad del agua en el aceite disminuye y el agua
se desplaza del aceite hacia el papel aislante el cual absorbe.
A mayor temperatura de funcionamiento del transformador, el agua migra
desde el papel hacia el aceite, pues la solubilidad del agua en el dieléctrico9 es
mayor, los transformadores con respiradero al aire libre pueden incluso
absorber humedad de la atmósfera.
El aceite mineral tiene una capacidad muy limitada de absorción de humedad.
La mayor parte del agua que aparece en el envejecimiento permanece en el
bobinado, lo que reduce la resistencia al aislamiento del transformador [18].
También reduce la capacidad del transformador para soportar los esfuerzos
mecánicos y eléctricos que se producen durante el funcionamiento. Además,
los niveles altos de humedad pueden reducir de forma efectiva la fuerza
dieléctrica del aceite mineral a lo largo del tiempo esto provocará cortes y/o la
degradación de la capacidad nominal del transformador, pudiéndose producir
finalmente una avería irreparable [17].
9 Dieléctrico es aquel material cuya resistencia eléctrica es tan elevada que se puede considera aislante
40
3.- Nivel Isoceraúnico.
Se tomó en cuenta esta característica para un futuro análisis de fallas y definir
la incidencia que tienen las descargas eléctricas en la operación del equipo, a
través de un estudio comparativo entre el nivel isoceraúnico de una
determinada subestación y su reporte de fallas se pretende establecer el
grado de relación que existe entre ambos aspectos.
4.- Emanación de gases desde Termoeléctricas.
El envejecimiento o deterioro del aceite está relacionado con un proceso de
oxidación el cual puede ser provocado por la reacción entre hidrocarbonos10
inestables, la omnipresencia de oxígeno, humedad, calor y otros elementos,
favorecen este proceso. La emanación de estos gases provenientes de
termoeléctricas cercanas a subestaciones de transmisión se consideró por los
efectos que estos podrían ocasionar. Vigilando la concentración de estos
gases en el aceite se puede determinar las condiciones del transformador y
detectar cualquier posibilidad de fallo en el transformador [17].
Es posible para algunos transformadores operar a lo largo de su vida útil con
grandes cantidades de gases presentes (cosa que no es común, pero que
suele ocurrir), por lo que en tales casos se deben realizar investigaciones
adicionales para emitir un diagnóstico preciso.
Su incidencia es evidente y frecuente en conexiones, uniones, tuercas y
elementos externos por lo que están expuestos al intemperie [18], el deterioro
es innegable cuando estos gases se combinan con el agua formando lluvia
ácida.11
5.- Corrosión.
Cuando se trabaja en ambiente cerrado se pueden dominar los parámetros
que influyen en la corrosión, particularmente la acidez, temperatura, presión, a
diferencia de cuando se trabaja en medio abierto, este medio es sin duda en el 10 Hidrocarbonos son compuestos orgánicos formados únicamente por carbono e hidrógeno. 11 Lluvia ácida se forma cuando la humedad en el aire se combina con el óxido de nitrógeno y el dióxido de azufre
41
que se encuentran ubicadas las subestaciones y por lo cual se hayan
vulnerables a la presencia de algunos de estos parámetros teniendo como
consecuencia aspectos negativos en la calidad de operación de los equipos.
[19].
2.4 DETERMINACIÓN DE GRUPOS REPRESENTATIVOS DE
SUBESTACIONES DEL SNT RESPECTO A PARÁMETROS
AMBIENTALES.
Para la determinación de los grupos representativos de subestaciones del SNT se
consideraron los siguientes aspectos que se detallan a continuación:
2.4.1 UBICACIÓN DE LAS SUBESTACIONES DEL SNT RESPECTO A
ESTACIONES DEL INAMHI.
Para establecer una relación entre las subestaciones de transmisión y los
parámetros de humedad, temperatura y precipitación, se determinó de acuerdo a
la ubicación geográfica con las estaciones12 existentes en el dominio del
INAMHI13.
La tabla que se presenta a continuación asocia a las subestaciones de
Transelectric con las estaciones del INAMHI de acuerdo a su ubicación, por la
cercanía entre estación y subestación.
S/E Estación
INAMHI S/E
Estación
INAMHI S/E
Estación
INAMHI
Esmeraldas
Esmeraldas
Aer. Quevedo Pichilingue Tulcán Tulcán Aer.
12 Estación.- se define como un lugar y equipamiento específico destinado a monitoreos meteorológicos. 13 INAMHI: Instituto Nacional de Meteorología e Hidrología
42
Sto.
Domingo Pto. ILA Sta. Elena Sta. Elena Ibarra Ibarra Aer.
Chone
Portoviejo
Portoviejo
Babahoyo Babahoyo Pomasquí Tomalón
Dos
Cerritos
Milagro
*Milagro
Vicentina Iñaquito
Machala
Machala
Aer.
Santa
Rosa Izobamba
Posorja
Policentro
Trinitaria
Pascuales
Salitral
Guayaquil
Mulaló Latacunga Ambato Ambato Aer.
Totoras Querochaca Robamba
Riobamba
Aer.
Cuenca Cuenca Aer. Molino Paute
Loja La Argelia Orellana El Coca Aer.
Tena Tena Aer.
TABLA 2-1: Subestaciones del SNT referidas a las estaciones del INAMHI.
2.4.1.1 Parámetros Ambientales a Considerar con la Información Estadística
proporcionada por el INAMHI.
Una vez asignadas las estaciones del INAMHI a cada una de las subestaciones
de transmisión se procedió a la recopilación de datos, los cuales se presentan en
los siguientes límites dependiendo de la región.
REGIÓN
HELIOFANIA
(h)
TEMPERATURA
(ºC)
PRECIPITACIONES
(mm)
SIERRA 1200-2000 10-16 hasta 3000
LITORAL 600-1700 24-28 2500-3000
ORIENTE 1000-1400 22-26 3000-4000
TABLA 2-2: Límites ambientales establecidos en el Ecuador. Esta tabla generaliza las características climáticas de las regiones naturales del
Ecuador continental. Sin embargo existen lugares en la región Sierra, Costa u
Oriente que sobrepasan las temperaturas antes mencionadas.
43
En el estudio y análisis se consideran la humedad relativa, precipitación y
temperatura obtenidos de fuentes del INAMHI de un registro mensual de 3 años.
Los respectivos datos se muestran en el ANEXO 1.
La información se tomó de la base de datos del INAMHI de los últimos tres años,
porque en ese periodo las estaciones no han sido cambiadas de lugar y sus
equipos de medición no han sido modificados o remplazados, obteniendo mayor
confiabilidad de información.
1.- HUMEDAD RELATIVA (%).- Relación existente entre la tensión de vapor
actual y la tensión de vapor saturante a una determinada temperatura
multiplicada por 100, este valor de humedad está registrado en porcentajes,
los cuales son medidos en un área de un metro cuadrado. Los datos
proporcionados por el INAMHI correspondientes a humedad fueron valores
registrados mensualmente a lo largo de tres años, con los cuales se calculó un
dato promedio por mes, posteriormente con los datos mensuales se obtuvo un
promedio final anual de humedad relativa.
2.- PRECIPITACIÓN (mm).- Representa el nivel de lluvia en mm., este parámetro
el INAMHI mide a través de un recipiente colocado dentro de cada una de las
estaciones, la acumulación del agua en este reservorio dará la medida de
precipitación en mm del Instituto Nacional de Meteorología e Hidrología.
Con la base de datos mensuales proporcionados por el INAMHI de hace 3
años, se obtuvo un promedio mensual y un promedio final anual de
precipitación.
3.- TEMPERATURA (°C).- Representa el promedio anual de temperatura en
grados Celsius. Con la base de datos mensuales proporcionados por el
INAMHI de hace 3 años, se obtuvo un promedio de temperatura por mes.
Posteriormente se promedió los doce datos, dando como resultado el
promedio anual de temperatura por subestación.
44
A continuación (tabla 2-3) se presentan las subestaciones del SNT con los
valores promedios anuales de los parámetros ambientales considerados.
2.4.2 NIVEL ISOCERAÚNICO PROPORCIONADO POR LA DIRECCIÓN DE
AVIACION CIVIL.
Mediante la DAC14 a través de su base de datos del monitoreo del clima se pudo
establecer los niveles isoceraúnicos pertenecientes a las zonas de ubicación de
las subestaciones de transmisión, este nivel isoceraúnico representa el número
promedio - anual de descargas atmosféricas que se presentan en el país, .
Con una estadística de 5 años por parte del DAC y conjuntamente con la
FIGURA 2-1, se estableció el nivel isoceraúnico para cada subestación del SNT
(ver tabla 2-4).
Según la estadística de la Dirección de Aviación de Civil el número de descargas
promedio al año varían entre 5 como un mínimo y un máximo de 60.
14 Dirección de Aviación Civil
SUBESTACIÓN HUMEDAD
(%)
PRECIPITACIÓN
(mm)
TEMPERATURA
(ºC)
Ambato 49,00 42,04 15,95
Babahoyo 80,92 95,31 25,46
45
TABLA 2-3: Asignación de parámetros de humedad, precipitación y temperatura a cada una de las subestación según estaciones del INAMHI
Chone 77,67 39,32 25,67
Cuenca 69,17 83,06 16,13
Dos Cerritos 79,67 86,46 26,86
Esmeraldas 87,71 56,68 26,12
Ibarra 80,54 65,13 17,34
Loja 74,54 71,36 17,09
Machala 87,47 32,24 25,22
Milagro 78,79 86,46 26,86
Molino 82,92 60,59 18,03
Mulaló 75,67 40,07 14,13
Orellana 88,83 276,05 27,04
Pascuales 80,33 63,11 25,97
Policentro 80,33 63,11 25,97
Pomasqui 69,79 57,53 15,40
Portoviejo 77,67 39,32 25,67
Posorja 80,33 63,11 25,97
Quevedo 83,83 127,28 25,37
Riobamba 71,75 33,42 14,88
Salitral 80,33 63,11 25,97
Santa Rosa 79,33 114,62 12,31
Sta. Elena 80,33 2,96 25,87
Sto. Domingo 87,33 200,45 24,33
Tena 79,58 273,49 27,08
Totoras 74,83 48,18 13,79
Trinitaria 80,33 63,11 25,97
Tulcán 77,75 74,68 13,10
Vicentina 68,79 83,46 16,55
46
F
IGU
RA
2-1
: M
apa
de
los
máx
imo
s n
ivel
es i
soce
raú
nic
os
del
Ecu
ado
r.
47
TABLA 2-4: Niveles Isoceraúnicos para cada una de las Subestaciones del SNT
2.4.3 EMANACIÓN DE GASES DESDE TERMOELÉCTRICAS.
Los agentes contaminantes inorgánicos son generados por los vehículos y las
industrias, Las centrales termoeléctricas, las refinerías y las fábricas de papel
contribuyen con un porcentaje significativo de SO2 en la atmósfera [19].
Esto implica, por consiguiente, la necesidad de medir la cantidad de los distintos
contaminantes dispersados dentro de la capa de aire. Lo anterior puede lograrse
usando equipo adecuado o mediante el uso de los modelos de difusión de gases
contaminantes.
SUBESTACIÓN NIVEL
ISOCERAÚNICO SUBESTACIÓN
NIVEL
ISOCERAÚNICO
AMBATO 10 POSORJA 5
BABAHOYO 5 PUCARA 10
CHONE 5 QUEVEDO 20
CUENCA 10 RIOBAMBA 5
DOS CERRITOS 5 SALITRAL 10
ESMERALDAS 5 SAN
IDELFONSO 5
IBARRA 5 STA. ELENA 5
LOJA 10 SANTA ROSA 60
MACHALA 5 STO. DOMINGO 20
MILAGRO 5 TENA 40
MOLINO 10 TOTORAS 5
MULALÓ 20 TRINITARIA 5
POLICENTRO 5 TULCÁN 20
POMASQUI 20 ORELLANA 60
PORTOVIEJO 10 PASCUALES 5
VICENTINA 60
48
El fenómeno de la lluvia ácida se ha convertido en uno de los íconos de la
degradación del medio ambiente provocada por la industrialización. Se produce
cuando el dióxido de azufre (SO2) y los óxidos de nitrógeno (NOx) reaccionan con
el oxígeno atmosférico y se disuelven en el agua lluvia, formando ácidos, sulfúrico
y nítrico [18]. El viento puede provocar que estos corrosivos elementos recorran
miles de kilómetros antes de precipitarse en forma de lluvia, rocío, granizo, nieve
o niebla, e incluso en forma de gases y partículas ácidas, aunque la naturaleza
también genera estos gases, por ejemplo a partir del magma volcánico, los
principales responsables de este problema medio ambiental son las emisiones
causadas por los medios de transporte, centrales térmicas que queman
combustibles, etc.
La acción corrosiva del NO2 actuando solo es despreciable frente al SO2, en los
casos en los cuales se observa un efecto acelerante, se encuentra una mayor
proporción de iones sulfato en los productos de corrosión, mientras que en los
mismos no se detectan compuestos de nitrógeno [20].
2.4.3.1 Información Estadística proporcionada por el Concejo Nacional de
Electrificación.
Según la NORMA ECUATORIANA DE CALIDAD DEL AIRE [21], se define los
niveles de concentración máxima permitida para los contaminantes comunes del
aire siendo estos contaminantes los siguientes:
· Partículas sedimentables
· Material particulado menor a 10 micrones (PM10)
· Material particulado menor a 2.5 micrones (PM2.5)
· Dióxido de azufre (SO2)
· Monóxido de carbono (CO)
· Oxidantes fotoquímicos, expresados como ozono (O3)
· Óxidos de nitrógeno, expresados como dióxido de nitrógeno (NO2).
49
El CONELEC15 rigiéndose a la Ley de Gestión Ambiental [22], resuelve obligar a
las empresas termo-generadoras a presentar un informe del impacto en la calidad
del aire, información que ha servido para determinar la emisión de gases fijos a la
atmósfera que circunda a las subestaciones del SNT.
En la tabla 2-5 se presenta el promedio anual de emisión de gases fijos al aire por
las centrales generadoras [23] así también a que subestación del SNT tienen
como la más cercana.
Material Particulado: El dióxido de nitrógeno puede combinarse con compuestos
orgánicos volátiles en presencia de luz solar para formar ozono, así como con
agua para formar ácido nítrico y nitratos [19]. Esto contribuye a la producción de
lluvia ácida y al aumento de los niveles de partículas en el aire.
SUBESTACION TERMOELÉCTRICA
EMANACIÓN DE GASES (mg/Nm3)16
NOx 17 SO2 CO Material
Particulado
Esmeraldas Termo-Esmeraldas 537,20 2464,80 6,10 145,70
Salitral
Alvaro Tinajero 609,45 505,65
Electroquil 488,00 793,00 104,00
Aníbal Santos 475,00 2043,00 294,19 238,00
G. Zevallos 813,65 1245,65 412,36
Trinitaria
Trinitaria 537,80 1336,10 13,73 206,13
Victoria II 178,79 6,93 4,90
Power Bage 1618,06 2822,06 661,80 486,74
Pascuales E. García 243,90 74,40 22,50 70,34
Machala Machala 116,00 10,00 286,00
Santa Rosa Santa Rosa 102,64 111,46 277,34 *145
Vicentina Guangopolo 2136,30 554,99 84,26 *352
TABLA 2-5: Emanación de gases de las centrales generadoras
16 CONELEC: Consejo Nacional de Electrificación 16 mg/Nm3 : miligramos por cada metro cúbico a condiciones normales (1atm,25ºC y 15% O2) 17 NOx: Suma aritmética del NO y del NO2
50
Existen muchas centrales térmicas adicionales a las presentadas especialmente
de empresas de distribución de energía eléctrica, sin embargo no han sido
consideradas para el estudio porque el ente regulador no las considera debido a
que se conectan al SNT solamente cuando la demanda no puede ser suplida con
la interconexión.
2.4.3.2 Información estadística proporcionada por el monitoreo de ciudades.
La contaminación en zonas donde se encuentran las subestaciones de estudio,
no depende únicamente de los gases que emanan las centrales termoeléctricas,
dependen también de la contaminación de las actividades humanas,
especialmente de la industria y del parque automotor.
Lamentablemente, todas las ciudades del país no cuentan con un monitoreo
ambiental solamente el Distrito Metropolitano de Quito a través de CORPAIRE y
La dirección del Medio Ambiente del Muy Ilustre Municipio de Guayaquil realizan
estudios de contaminación ambiental.
2.4.3.2.1 Distrito Metropolitano de Quito.
El Distrito Metropolitano de Quito a través de CORPAIRE18 tienen ubicadas
varias estaciones en distintos puntos estratégicos de contaminación encargados
del monitoreo del aire de la ciudad de Quito.
CODIGO Nombre Altitud
(msnm)
Dirección
CAR Carapungo 2851 Edificio Andinatel Carapungo(Super
Manzana B, el Verjel S/N)
GUA Guamani 2887 Escuela Julio Enrique Moreno
(Patricio Romero S/N y Lucía
Alban)
TABLA 2-6: Nombre y dirección de cada estación del REMMAQ. 19
18 CORPAIRE: Corporación para el Mejoramiento del Aire en Quito.
51
Analizando la información de la tabla anterior y con los datos mensuales
proporcionados en la pagina web del CORPAIRE, se pudo calcular un promedio
anual de presencia de gases en la atmósfera para las zonas de influencia para
nuestro estudio.
Se puede concluir dos de las tres subestaciones ubicadas en Quito, cuentan en
sus proximidades con estaciones de monitoreo ambiental cuyos datos serán
tomados en cuenta para el análisis de impacto ambiental en subestaciones del
SNT.
En la tabla siguiente se especifica el promedio anual de contaminación de cada
gas y a que subestación del SNT influye.
SUBESTACIÓN
DEL SNT
ESTACIÓN DEL
REMMAQ
PROMEDIO ANUAL (µg/Nm3)
SO2 CO NOx
Material
Particulado
POMASQUI CARAPUNGO 43,8 7183,2 129,648 303,1
SANTA ROSA GUAMANI 24,5 54312 112,128 289,3
TABLA 2-7: Promedio anual de la presencia de gases según las estaciones cercanas a las subestaciones ubicadas en la ciudad de Quito.
2.4.3.2.2 Guayaquil.
De acuerdo a los recientes estudios realizados sobre la calidad del aire en la
ciudad de Guayaquil se tomó en cuenta puntos estratégicos donde se encuentra
mayor concentración de contaminantes [24].
De acuerdo a la ubicación y a su cercanía de estos sitios con las subestaciones
se agrupó de la siguiente manera:
19REMMAQ: Red Metropolitana de Monitoreo Atmosférico de Quito.
52
SUBESTACIÓN
DEL SNT
N° DE
SITIO Dirección
Trinitaria 25
Coop. Santiaguito Roldós II MZ. 3981
SL. 01 ESQ.
Policentro 36 CDLA. Kennedy Norte MZ. 160 SL.3
Pascuales 49 KM 16 1/2 Vía a Daule
TABLA 2-8: Sitios considerados para medir la contaminación en subestaciones del SNT.
El promedio anual de contaminación que afecta a las subestaciones de
transmisión en esta ciudad de acuerdo a los sitios que se tomaron como
referencia con los siguientes:
TABLA 2-9: Promedio anual de la presencia de gases según los sitios cercanos a las subestaciones ubicadas en la ciudad de Guayaquil.
Los valores obtenidos de contaminación de las ciudades en comparación con los
de las generadoras térmicas son muy bajos, razón por la cuál no se consideran
como efecto en la contaminación a las que son sometidas las subestaciones.
2.4.4 NIVEL DE CORROSIÓN SEGÚN NORMA ISO 9223.
Corrosión es la interacción de un metal con el medio que lo rodea, produciendo el
deterioro en sus propiedades tanto físicas como químicas.
20 NA: No hay reporte.
PROMEDIO ANUAL
SUBESTACIÓN
DEL SNT
N°
DE SITIO
NO2
(µg/Nm3)
SO2
(µg/Nm3)
CO
(µg/Nm3)
Material Part.
(ug/Nm3)
Trinitaria 25 244,33 156,43 1482,83 21,5
Policentro 36 55,619 NA 1473,71 NA20
Pascuales 49 NA11 NA 506,44 NA
53
La corrosión atmosférica se caracteriza por ser un fenómeno electroquímico que
causa un desgaste generalmente uniforme, al que son muy susceptibles el hierro
y sus aleaciones. Estos al encontrarse expuestos a la acción de la intemperie dan
lugar a la ocurrencia del fenómeno de oxidación sobre su superficie formando
principalmente óxido de hierro [18].
La velocidad a que un material se corroe es lenta y continua, todo depende del
ambiente donde se encuentre, tal como lo manifiesta la norma ISO 9223 que está
relacionada con la corrosión de metales y aleaciones, a medida que pasa el
tiempo se va creando una capa fina de material en la superficie, que van
formándose inicialmente como manchas hasta que llegan a aparecer
imperfecciones en la superficie del metal [23].
Corrosividad de la atmósfera.
Es la capacidad de la atmósfera para causar corrosión en un determinado
elemento corroible.
La Categoría de polución según [23] es basada en medidas cuantitativas de
sustancias específicas químicamente activas, gases corrosivos o partículas en
suspensión en el aire (naturales o resultantes de la actividad humana) que son
diferentes de los componentes normales del aire.
Un ambiente corrosivo puede consistir de varios elementos, no todos los
contaminantes corrosivos se concentran en un solo ambiente, como también casi
nunca se consigue un ambiente agresivo con un solo contaminante en su
atmósfera.
El concreto, acero, la mayoría de las aleaciones de los diferentes tipos de
estructuras y equipos tanto residenciales como industriales requieren protección
contra la corrosión proveniente de la abundancia de contaminantes encontrados
en la atmósfera según [20], e inclusive a distancias no tan cerca del océano los
materiales son susceptibles a la contaminación proveniente de la costa.
54
La norma ISO 9223 establece para las atmósferas diferentes categorías en
cuanto a humectación y a concentración de dióxido de azufre y cloruros.
Los factores que afectan principalmente a los materiales desde el punto de vista
de su exposición a la atmósfera son climáticos y químicos, como se especifica a
continuación:
2.4.4.1 Influencia de las Condiciones Meteorológicas en los Procesos de Corrosión.
La característica atmosférica más importante que se relaciona directamente con el
proceso de corrosión es la humedad.
Una de las causas más importantes que influyen en la formación de películas de
humedad sobre la superficie metálica es la precipitación atmosférica (en forma de
lluvia o niebla espesa).
2.4.4.1.1 Clasificación de Ambientes en Función de las Categorías de Humedad.
Atendiendo a la categoría de humectación, se establece la siguiente clasificación
de ambientes [23]:
1.- Ambiente Húmedo.
Se considera ambiente húmedo aquel en el que:
El porcentaje anual de humedad es tal que le corresponde las categorías 4 ó 5
Este ambiente se da en las zonas de la Cornisa Cantábrica, o de inmediata
vecindad de costas, embalses, pantanos, grandes ríos o zonas sujetas a nieblas
persistentes.
2.- Ambiente seco.
Se considera ambiente seco aquel en el que:
El porcentaje anual de humedad es tal que le corresponde las categorías 2 ó 3
55
3.- Ambientes especiales.
Cuando existan en la atmósfera otros elementos corrosivos no contemplados en
la norma ISO 9223 se considerarán ambientes especiales.
En la siguiente tabla se muestra los rangos de humedad en porcentajes,
correspondientes a cada categoría según norma ISO 9223.
CATEGORIA
HUMEDAD
ANUAL (%)
1 H < 0,1
2 0,1 < H < 3
3 3 < H < 30
4 30 < H < 60
5 60 < H
TABLA 2-10: Categorías de acuerdo al porcentaje de humedad al año.
Los materiales que se consideran como resistentes para el control de la corrosión
son los polímeros, elementos cerámicos y en algunos metales se desarrolla una
especial resistencia a la corrosión mediante la pasivación [20].
2.4.4.2 Influencia de la Contaminación Atmosférica en los Procesos de Corrosión.
Cuando se alcanza el nivel de humedad necesario para la formación de pilas de
corrosión, comienza a ser importante un segundo factor, el de contaminación
atmosférica.
CONTAMINACIÓN ATMOSFÉRICA.
Se puede definir la contaminación atmosférica como "la presencia en el aire de
sustancias extrañas, sean gaseosas, sólidas o la combinación de ambas, en
56
cantidad y durante un tiempo de permanencia que puede provocar efectos
nocivos para la salud humana y un deterioro de los bienes de uso y del paisaje”.
En relación a su toxicidad, los contaminantes producen efectos nocivos en el ser
humano y su medio ambiente, además, atacan a muchos metales y materiales de
construcción, deterioran equipo eléctrico, superficies pintadas, etc. [23].
Los contaminantes atmosféricos de mayor importancia son: partículas
suspendidas totales, ozono, monóxido de carbono, dióxido de nitrógeno y dióxido
de azufre.
El grado de ataque de corrosión es lento cuando la concentración del ácido es
baja, pero aumenta considerablemente cuando el ambiente es más concentrado y
agresivo [23].
El agua de mar, la niebla salina y la contaminación atmosférica son situaciones
habituales.
2.4.4.2.1 Clasificación de Ambientes en Función de las Categorías de Polución.
A continuación se realiza la especificación de cada uno de estos ambientes
relacionados con el nivel de corrosividad .
1.- Rural.
La atmósfera no contiene contaminantes de productos químicos concentrados,
pero contienen polvo orgánico e inorgánico. La humedad es el principal
constituyente corrosivo y por supuesto las sustancias gaseosas como el oxígeno y
el dióxido de carbono (SO2).
En climas áridos hay muy poco o nada de llovizna de ahí que posean una alta
humedad relativa y condensación al mismo tiempo, lo que producen un ambiente
corrosivo.
57
Esta situación se puede considerar en aquellas zonas en las que dentro de un
radio de 5 km no existan fábricas, industrias pesadas, grandes zonas urbanas y
no estén próximas a la línea del litoral [23].
2.- Industrial.
Se tienen varios contaminantes atmosféricos como: óxido de sulfuro, nitrógeno,
óxidos, lluvia ácida o rocío de bajo ph proveniente de corrosivos sueltos en la
atmósfera.
Caracterizado por la composición de contaminantes principalmente los
compuestos de azufre (SO2) que proviene del quemado de carbón, petróleo y
otros combustibles el cual es atrapado por la humedad en las partículas de polvo
como ácido sulfuroso, éste a su vez es oxidado por un proceso catalítico21 en las
partículas de polvo. Acido sulfúrico depositándose en gotas microscópicas en las
superficies expuestas y también ácido sulfuroso y dióxido de azufre.
El resultado es que los contaminantes en una atmósfera industrial más el rocío o
neblina produce una película húmeda ácida altamente corrosivo en las superficies
expuestas.
Esta situación puede considerarse cuando dentro de un radio menor a 5 km
existen fábricas, industrias pesadas o se encuentren grandes núcleos urbanos
[23].
3.- Marino.
Aire salado, lluvia ácida, emisión de vehículos, aguas con azufre, fluidos de
animales, pájaros e insectos.
21 Proceso Catalítico: Transformación química motivada por sustancias que no se alteran en el curso de la reacción.
58
La cantidad de sal (cloruros) decrece rápidamente, con la distancia del océano
hacia el interior del continente y la influencia de las corrientes del viento juega un
papel de importancia. La atmósfera marina también incluye el espacio sobre la
superficie del mar donde se produce el reventazón22 y la pulverización23 del agua
de mar. Algunas zonas de reventazón o salpicadura pueden ser clasificadas como
inmersión intermitente. Dentro de la mezcla atmosférica se da el caso de la
atmósfera marina industrial y atmósfera marino-rural.
Este ambiente está caracterizado por la presencia significativa del ión Cl, se
considera en las proximidades de la costa, hasta una distancia al mar menor de 5
km [23].
FIGURA 2-2: Relación entre la deposición de sal, corrosión y distancia al mar [23].
22 Reventazón: deshacerse en espuma las olas. 23 Pulverización: esparcir un líquido en partículas muy pequeñas.
59
4.- Industrial – Marino.
Esta combinación de contaminantes corrosivos generalmente se consigue en
perforaciones petroleras, industrias localizadas en zona de costa.
La característica de la atmósfera marina son la presencia de partículas finas de
agua de mar llevado por el viento para depositarse en las superficies expuestas
[23].
2.4.4.3 Determinación de los Grados de Corrosividad en Función de las Categorías de
Polución y las Categorías de Humedad.
Como consecuencia de todo lo indicado anteriormente, la clasificación de
ambientes en función de las categorías de polución y en función de las categorías
de humedad, quedan definidos seis tipos de ambientes diferenciados con sus
correspondientes categorías de corrosividad atmosférica tal como se presenta a
continuación en la tabla [23]:
TABLA 2-11: Grados de corrosividad de acuerdo a los ambientes en función de las
categorías de polución y tiempos de humedad .
AMBIENTES EN FUNCIÓN DE
CATEGORÍAS DE POLUCIÓN
AMBIENTES EN FUNCIÓN
DE LAS CATEGORÍAS DEL
TIEMPO DE HUMEDAD
GRADO DE
CORROSIVIDAD
NIVEL DE
CORROSIVIDAD
DESIGNACIÓN DEFINICIÓN HÚMEDO SECO
RS Ambiente rural seco
0,1 a 3 ó
3 a 30 Bajo 1
RH
Ambiente rural
húmedo
30 a 60 ó
mayor a 60 Medio 2
IS
Ambiente industrial
seco
0,1 a 3 ó
3 a 30 Medio 2
IH
Ambiente industrial
húmedo
30 a 60 ó
mayor a 60 Severo 3
M Ambiente marino Severo 3
IM
Ambiente industrial
marino Muy Severo 4
60
2.4.4.4 Pérdida de Masa de Materiales en Función del Grado de Corrosividad.
Según la norma ISO 9223 establece categorías para cada uno de los cuatro
metales estructurales típicos. Los materiales de referencia para la calibración de
la corrosividad del ambiente atmosférico que comúnmente se emplea son [25]:
- El acero al carbón
- El zinc
- Aluminio puro, y
- Cobre
PÉRDIDA DE MASA (x) GRADO DE
CORROSIVIDAD ACERO
µm/año
ZINC
µm/año
COBRE
µm/año
ALUMINIO
g/m2año
1,3< x < 25 0,1< x < 0,7 0,1< x < 0,6 x < 0,6 Baja
25 < x < 50 0,7 < x < 2,1 0,6 < x < 1,3 0,6 < x < 2 Media
50 < x < 80 2,1 < x < 4,2 1,3 < x < 2,8 2 < x < 5 Severa
80 < x < 200 4,2 < x < 8,4 2,8 < x < 5,6 5 < x < 10 Muy Severa
TABLA 2-12: Pérdida de masa para cada uno de los metales estructurales típicos, con
respecto al grado de corrosividad.
2.4.4.5 Clasificación de las Subestaciones de Acuerdo a su Grado de Corrosividad.
Una vez conocidas la humedad de cada una de las subestaciones de transmisión
y la ubicación de las mismas mediante información proporcionada por el área de
mantenimiento perteneciente a la gerencia de explotación, se procedió a
clasificarles de acuerdo a categorías de contaminación y a categorías del tiempo
de humedad.
61
SUBESTACIÓN AMBIENTES GRADO DE CORROSIVIDAD
SUBESTACIÓN AMBIENTES GRADO DE CORROSIVIDAD
AMBATO RH Medio PORTOVIEJO RH Medio
BABAHOYO RH Medio POSORJA M Severo CHONE RH Medio PUCARÁ RH Medio
CUENCA RH Medio QUEVEDO RH Medio DOS CERRITOS RH Medio RIOBAMBA RH Medio
ESMERALDAS IM Muy severo SALITRAL IM Muy severo
IBARRA RH Medio SAN IDELFONSO RH Medio
LOJA RH Medio STA. ELENA M Severo
MACHALA RH Medio SANTA ROSA IH Severo
MILAGRO RH Medio STO. DOMINGO RH Medio
MOLINO RH Medio TENA RH Medio
MULALÓ IH Severo TOTORAS RH Medio ORELLANA RH Medio TRINITARIA IM Muy Severo
PASCUALES IH Severo TULCÁN RH Medio
POLICENTRO IM Muy Severo
VICENTINA IH Severo POMASQUI IH Severo TABLA 2-13: Grado de corrosividad de las subestaciones considerando el ambiente propio
de cada una de ellas.
2.4.5 CONTAMINACIÓN VEGETAL.
Los equipos ubicados a la intemperie siempre están expuestos a la
contaminación, pues aún cuando se toman medidas con respecto a limitar o
reducir las emisiones de contaminantes por parte de las fuentes industriales, la
contaminación de tipo natural es prácticamente imposible de controlar. Estos
equipos están sometidos a las condiciones del medio en que se encuentran
situados, las cuales varían ampliamente de un lugar a otro, dependiendo de las
características de la zona en que se encuentre la parte de la instalación en
cuestión [20].
Existe un caso particular de contaminación que se presenta en las zonas
desprovistas de vegetación, por efecto del polvo que puede llegar a depositarse
en los diferentes equipos, esto es muy común en períodos secos muy
62
prolongados. En algunos de los casos el contaminante puede ser eliminado con
facilidad con el uso de medidas de lavado, mientras que en otros como el
cemento, puede llegar a formarse incrustaciones que sólo pueden ser eliminadas
con el uso de agentes químicos [19].
La contaminación vegetal se considera a la presencia de líquenes los cuales se
presentan en lugares no destinados para su cultivo, estas plantas son una
simbiosis mutua entre hongos y algas, se puede evidenciar en las subestaciones
que se encuentran ubicadas en lugares húmedos y en los que no se tiene una
presencia considerable de SO2, la presencia de estos líquenes es nula debido a
que no son afines a la lluvia ácida [20].
Se puede apreciar estos líquenes (por inspección) en las siguientes
subestaciones Quevedo, Orellana, Santo Domingo, San Idelfonso, Machala, Tena
y Molino, en las cuales su nivel de humedad es alto y su grado de contaminación
proveniente de los gases emanados por industrias son bajos, por lo cual las hace
propensas a la presencia de estas plantas.
Debido a la presencia de líquenes se debe realizar periódicamente un lavado en
las subestaciones con agua desmineralizada con el fin de evitar inyectar
compuestos o sustancias provechosas para el hábitat de estas plantas.
Para la agrupación de las subestaciones se conformó un solo grupo que tenga
esta característica es decir en las que mediante simple inspección visual se pudo
constatar la presencia de estos líquenes alrededor de los equipos que forman
parte de una subestación.
2.4.6 CLASIFICACIÓN DE LAS SUBESTACIONES DEL SNT.
Para la agrupación de las subestaciones del SNT se consideró los parámetros
ambientales de nivel isoceraúnico, humedad, precipitación, temperatura,
emanación de gases de termoeléctricas, contaminación vegetal y niveles de
corrosión.
63
PARÁMETROS PRESENTACIÓN DE DATOS FUENTE
Nivel Isoceraúnico Promedio anual
Dirección de Aviación
Civil
Humedad Promedio anual INAMHI
Precipitación Promedio anual INAMHI
Temperatura Promedio anual INAMHI
Nivel de Corrosividad
Estado actual según norma ISO
9223 Norma ISO 9223
Emanación de Gases de
Termoeléctricas Promedio anual CONELEC
TABLA 2-14: Presentación de datos y fuente de información de cada uno de los parámetros
ambientales.
2.4.6.1 Conformación de Grupos.
Grupo 1
Las subestaciones pertenecientes a este grupo se caracterizan por poseer valores
de humedad altos, valores de temperatura elevados y niveles de corrosión
severos y muy severos.
Grupo 2
Estás subestaciones se caracterizan por poseer un rango de nivel isoceraúnico
bajo, valores de humedad relativamente altos, valores de temperatura elevados y
niveles de corrosión medio y severo.
Grupo 3
La conformación de este grupo se caracteriza por poseer niveles de humedad
altos, un nivel de corrosión medio y severos y por presencia de contaminación
vegetal en estas subestaciones, la cual se presenta en forma de un liquen verde
el cual se puede evidenciar en distintas partes constitutivas de las subestaciones.
64
Grupo 4
La clasificación de este grupo se la realizó en base a la consideración de los
parámetros de humedad y temperatura los cuales son valores bajos
PARÁMETROS GRUPO 1 GRUPO 2 GRUPO 3 GRUPO 4
Nivel Isoceraúnico (NI) X
Humedad (H) X X X X
Precipitación (P)
Temperatura (T) X X X
Nivel de Corrosividad (NC) X X X
Contaminación Vegetal X
LÍMITES
80,33 < H < 87,71 77,67 < H < 80,92 79,58 < H < 87,47 68,79<H< 80,54
25,87< T < 26,12 25,46 < T < 26,86 2 < NC < 3 12,31<T < 17,09
3 < NC < 4 2 < NC < 3
Contaminación
vegetal.
5 < NI < 10
TABLA 2-15: Parámetros y Rangos Considerados en la Conformación de Grupos
6
5
Gru
po
1
SU
BE
ST
AC
IÓN
N
IVE
L
ISO
CE
RA
ÚN
ICO
FE
NÓ
ME
NO
S
NA
TU
RA
LE
S
(%)
HU
ME
DA
D
(%)
PR
EC
IPIT
AC
IÓN
(mm
)
TE
MP
ER
AT
UR
A
(°C
)
CO
RR
OS
IVID
AD
D
IST
AN
CIA
AL
MA
R k
m
TE
RM
O
EL
ÉC
TR
ICA
EM
AN
AC
IÓN
DE
GA
SE
S (
mg
/m3 )
AM
BIE
NT
E
NIV
EL
N
Ox
SO
2 C
O
Mat
eria
l
Par
t.
Sta
. E
len
a 5
5
,56
80
,33
2,9
6 2
5,8
7 M
3
4
,90
Sa
litra
l 1
0
80
,33
63
,11
25
,97
IM
4
2,1
4
Alv
aro
Tin
aje
ro
60
9,5
5
05
,7
Ele
ctro
qui
l 4
88
79
3 1
04
An
íba
l Sa
nto
s
47
5 2
04
3 2
94
,19
23
8
G.
Ze
vallo
s
81
3,7
1
24
6
41
2,3
55
Tri
nita
ria
5
80
,33
63
,11
25
,97
IM
4
0,5
Tri
nita
ria
5
37
,8
13
36
13
,73
20
6,1
3
Vic
toria
II
17
8,8
6
,93
4
,9
Po
we
r B
ag
e
16
18
28
22
66
1,7
9 4
86
,73
6
Po
sorja
5
2
,78
80
,33
63
,11
25
,97
M
3
4,7
5
Esm
era
ldas
5
87
,71
56
,68
26
,12
IM
4
4,0
5 T
erm
oe
sme
rald
as
53
7,2
2
46
5 6
,1
14
5,7
Gru
po
2
SU
BE
ST
AC
ION
N
IVE
L
ISO
CE
RA
UN
ICO
FE
NÓ
ME
NO
S
NA
TU
RA
LE
S
(%)
HU
ME
DA
D
(%)
PR
EC
IPIT
AC
IÓN
(mm
)
TE
MP
ER
AT
UR
A
(°C
)
CO
RR
OS
IVID
AD
D
IST
AN
CIA
AL
MA
R k
m
TE
RM
O
EL
ÉC
TR
ICA
.
EM
AN
AC
IÓN
DE
GA
SE
S (
mg
/m3 )
AM
BIE
NT
E
NIV
EL
N
Ox
SO
2 C
O
Mat
eria
l
Par
t.
Ba
ba
ho
yo
5
8
0,9
2 9
5,3
1 2
5,4
6 R
H
2
Po
rto
vie
jo
10
7
7,6
7 3
9,3
2 2
5,6
7 R
H
2
21
,40
Cho
ne
5
5,5
6 7
7,6
7 3
9,3
2 2
5,6
7 R
H
2
40
,80
Mila
gro
5
2
,78
79
,67
86
,46
26
,86
RH
2
2
2,6
0
Dos
Ce
rrito
s 5
2
,78
79
,67
86
,46
26
,86
RH
2
2
1,4
2
Po
lice
ntr
o
5
5,5
6 8
0,3
3 6
3,1
1 2
5,9
7 M
3
2
,63
Pa
scu
ale
s 5
2
,78
80
,33
63
,11
25
,97
IH
3
12
,41
E.
Ga
rcía
2
43
,9
74
,4
22
,5
70
,34
6
6
Gru
po
3
SU
BE
ST
AC
ION
N
IVE
L
ISO
CE
RA
ÚN
ICO
FE
NÓ
ME
NO
S
NA
TU
RA
LE
S
(%)
HU
ME
DA
D
(%)
PR
EC
IPIT
AC
IÓN
(%)
TE
MP
ER
AT
UR
A
(°C
)
CO
RR
OS
IVID
AD
D
IST
AN
CIA
AL
MA
R k
m
TE
RM
O
EL
ÉC
TR
ICA
EM
AN
AC
IÓN
DE
GA
SE
S (
mg
/Nm
3)
AM
BIE
NT
E
NIV
EL
N
Ox
SO
2 C
O
Mat
eria
l
Par
ticu
lad
o
Sa
n I
del
fon
so
5
5,5
6 8
3,6
1 4
5,3
5 2
4,6
0 R
H
2
10
,10
Mac
ha
la P
.
11
6 1
0 2
86
Mac
ha
la
5
87
,47
32
,24
25
,22
RH
2
1
8,8
Te
na
4
0 8
,33
79
,58
27
3,4
9 2
7,0
8 R
H
2
Ore
llan
a
60
2,7
8 8
8,8
3 2
76
,05
27
,04
RH
2
Qu
eve
do
20
8
3,8
3 1
27
,28
25
,37
RH
2
Sto
. D
om
ingo
2
0 5
,56
87
,33
20
0,4
5 2
4,3
3 R
H
2
Mo
lino
1
0 2
,78
82
,92
60
,59
18
,03
RH
2
Gru
po
4
SU
BE
ST
AC
ION
N
IVE
L
ISO
CE
RA
ÚN
ICO
FE
NÓ
ME
NO
S
NA
TU
RA
LE
S
(%)
HU
ME
DA
D
(%
)
PR
EC
IPIT
AC
IÓN
(%)
TE
MP
ER
AT
UR
A
(°C
)
CO
RR
OS
IVID
AD
TE
RM
O
EL
ÉC
TR
ICA
EM
AN
AC
IÓN
DE
GA
SE
S (
mg
/Nm
3)
AM
BIE
NT
E
NIV
EL
N
Ox
SO
2 C
O
Mat
eria
l Par
t.
Sa
nta
Ros
a 6
0 8
,33
79
,33
11
4,6
2 1
2,3
1 I
H
3
Sa
nta
Ros
a
10
2,6
4 1
11
,5
27
7,3
1
45
mg
/m3
gscn
Vic
ent
ina
60
2,7
8 6
8,7
9 8
3,4
6 1
6,5
5 I
H
3
Gu
an
gop
olo
2
13
6,3
0 5
55
84
,26
35
2 m
g/m
3gs
cn
L
oja
10
,00
R
H
2
Cue
nca
10
,00
R
H
2
Am
ba
to
1
0,0
0
RH
2
Iba
rra
5,0
0
R
H
2
Po
mas
qu
i
20
,00
I
H
3
Rio
bam
ba
5,0
0
RH
2
Mu
laló
20
,00
IH
3
To
tora
s
5
,00
R
H
2
Tu
lcá
n
20
,00
R
H
2
67
3. CONDICIONES OPERATIVAS.
3.1 INTRODUCCIÓN.
La regulación 002/06 del CONELEC a través de La Ley de Régimen del Sector
Eléctrico establece como uno de los objetivos fundamentales de la Política
Nacional en materia de electricidad, el proporcionar un servicio de alta calidad y
confiabilidad que garantice su desarrollo económico y social, y el de asegurar la
confiabilidad, igualdad y uso generalizado de los servicios e instalaciones de
transmisión y distribución de electricidad, siendo la compañía única de
transmisión (TRANSELECTRIC) la responsable de operar el SNT en
coordinación con el CENACE33.
TRANSELECTRIC es el responsable de la operación del SNT, así también del
mantenimiento programado y no programado de sus instalaciones sujeto al
cumplimiento de criterios de Calidad del Transporte de Potencia y, Calidad del
Servicio de Transmisión y Conexión.
Para cumplir con la normativa anterior, el transmisor debe establecer un
programa de mantenimiento y operación de sus instalaciones y de los equipos
que lo conforman.
Estos dos ítems (mantenimiento y operación) deben ir encaminados
conjuntamente; por un lado, la operación correcta y eficiente brinda al
consumidor final un servicio de calidad; por el otro, siempre los equipos y
sistemas deben estar óptimos en su desempeño y para lograr eso, deben
someterse periódicamente a mantenimientos.
Saber lo que se debe hacer, hacerlo de forma correcta, minimizando costos y
tiempo sin disminuir la vida útil de los activos, permite brindar a los clientes un
servicio de energía eléctrica de calidad de forma eficaz.
33 CENACE: Centro Nacional de Control de Energía
68
3.2 GENERALIDADES.
3.2.1 SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN, SNT.
Un sistema de transmisión de energía eléctrica es el medio de conexión entre
los consumidores y los centros de generación, el cual permite el intercambio de
energía entre ellos a todo lo largo de la geografía nacional.
Las líneas de transmisión y las subestaciones representan los principales
componentes de un sistema o red de transmisión y se caracteriza por poseer
diferentes niveles de voltaje de operación. Esta diversidad técnica necesaria
permite que el intercambio se dé en condiciones que minimicen las pérdidas de
energía, de esta forma se logra el uso eficiente de la energía por parte de todos
los integrantes del sistema eléctrico (consumidores y generadores).
El equipamiento de compensación, transformación, protección, maniobra,
conexión, control y comunicaciones, tanto existentes como aquellas que se
incorporen como resultado de expansiones efectuadas en los términos del Plan
de Expansión aprobado por el CONELEC destinadas al servicio público de
transporte de energía eléctrica, son responsabilidad de la única empresa de
transmisión.
El Sistema Nacional de Transmisión (SNT) se encuentra conformado por un
anillo a 230 kV, con líneas de doble circuito que unen las subestaciones de
Paute, Milagro, Pascuales (Guayaquil), Quevedo, Sto. Domingo, Sta. Rosa
(Quito), Totoras (Ambato) y Riobamba. Vincula fundamentalmente el principal
centro de generación del país (Paute), con los dos grandes centros de
consumo: Guayaquil y Quito, además, se dispone de una línea adicional de 230
kV, doble circuito, entre Paute, Pascuales y Trinitaria (Guayaquil), la misma
que, junto con el anillo principal, permiten evacuar sin restricciones, excepto
por voltajes, la generación disponible de la central hidroeléctrica Paute.
Del anillo de transmisión de 230 kV, se derivan líneas radiales de 138 y 69 kV,
para enlazar los principales centros de generación y de consumo del país,
69
excepto algunas zonas del oriente y las islas Galápagos, que operan como
sistemas aislados.
En las interconexiones regionales con la República de Colombia existe una
línea de 7,5 km (del lado ecuatoriano) a 138 kV que une las ciudades de
Tulcán-Ipiales y la línea Pomasqui-Jamondino de 136.7 km a 230 kV.
Con Perú la interconexión es de 53,2 km (del lado de ecuatoriano) a 138 kV
uniendo las ciudades de Arenillas (Ecuador) hasta Zorritos (Perú).
A marzo de 2007 el sistema de transmisión, está conformado según [26] por:
Nivel de Voltaje LINEAS DE TRANSMISIÓN (km)
Doble circuito Circuito simple Total
A 230 kV 972,76 558,99 1531,75
A 138 kV 608,43 1039,27 1647,70
TABLA 3-1: Longitud de las líneas de transmisión.
SUBESTACIONES DE TRANSMISION
De transformación (#) 29
De seccionamiento (#) 2
Capacidad de Transformación total instalada (MVA) 7297
Capacidad de Transformación en Operación (MVA) 6470
Capacidad de Transformación en reserva (MVA) 827
TABLA 3-2: Capacidad y número de las subestaciones de transmisión.
La configuración predominante en subestaciones de 230 Kv es doble barra y un
disyuntor; en cambio, en 138 kV predomina el esquema de barra principal y
transferencia, con algunas excepciones, donde existe doble barra y un
disyuntor.
70
El equipamiento de las subestaciones del SNT es de tipo convencional,
excepto el de la S/E Policentro y los patios de maniobra de las centrales Paute,
Agoyán y Trinitaria, que son de tipo compacto en SF6 [26].
3.2.1.1 Unidades de Transmisión, UT.
Son unidades de trabajo responsables de los activos del SNT cuyo objetivo es
mantener disponibles y confiables los mismos, superando las exigencias
regulatorias del MEM sin impactar al medio ambiente y a la sociedad.
Para conseguir el objetivo, cada unidad de transmisión debe elaborar y ejecutar
planes para:
· Gestionar programas de responsabilidad ambiental y social.
· Racionalizar costos de mantenimiento y compensaciones
· Elevar la calidad de servicio
A continuación se presenta el esquema geográfico del SNT [27].
71
FIGURA 3-1: Esquema geográfico del SNT.
Cada unidad de transmisión tiene un número determinado de subestaciones
para brindar mantenimiento a través de compañías legalmente constituidas y
beneficiarias del contrato de mantenimiento de subestaciones, líneas y/o
operación.
72
3.2.1.2 Subestación Eléctrica.
Es una instalación industrial empleada para la transformación del voltaje y
corriente a niveles que se requieran. Está conformado por equipos de conexión
y protección, conductores, barras, transformadores y equipos auxiliares, cuya
función es permitir e interrumpir la transmisión de energía eléctrica. Se ubican
en las inmediaciones de las centrales de generación para elevar el voltaje y
transmitir energía por las líneas. En las cercanías de las poblaciones y grandes
consumidores se baja el voltaje [9].
3.2.1.2.1. Patio de maniobras.
Denominado asi el espacio físico donde se encuentran los elementos de
transformación, corte y seccionamiento a niveles de voltaje específicos.
3.2.1.2.2. Posición de una Subestación eléctrica.
Denominada también como bahía o tramo y forma parte de un patio de
maniobras.
Constituido por equipos de control, protección y medición necesarios para la
maniobra de un circuito eléctrico, salvaguardar los mismos, control y monitoreo
de los parámetros eléctricos y parámetros de calidad. De acuerdo a la función
que cumplen, las bahías pueden clasificarse en:
• Bahía de Generación
• Bahía de Transformación
• Bahía de Salida de línea
• Bahía de Acoplamiento y/o seccionamiento de barra
• Bahía de Transferencia
73
3.2.1.3 Agentes del Mercado Eléctrico Mayorista relacionados con las
Subestaciones de Transmisión.
Los agentes que intervienen en el sector eléctrico en este caso en el Sistema
Nacional de Transmisión específicamente en las subestaciones son los
siguientes [28]:
Empresas concesionarias de distribución, las cuales se conforman como
sociedades anónimas, para satisfacer toda la demanda de servicios de
electricidad que estén dentro de los términos de su contrato de concesión. Está
obligada a permitir el libre acceso de terceros.
Empresas concesionarias de generación, constituidas en sociedades
anónimas, las mismas que asumen los riesgos comerciales inherentes a su
propia explotación, bajo principios de libre competencia, eficiencia y
transparencia.
Grandes consumidores, los cuales tienen posibilidades de libre generación;
deben registrar una demanda máxima igual o mayor a 650 kW, un consumo
mínimo de energía anual de 4500 MWh y poseer un solo punto de medición
instalado al lado primario del sistema de transformación.
Actualmente constan 56 grandes consumidores que mantienen puntos de
conexión con el SNT.
A continuación se presentan las distribuidoras y generadoras que mantienen
relación con cada una de las subestaciones [29].
74
SU
BE
ST
AC
IÓN
N
IVE
L D
E V
OL
TA
JE
(KV
) A
GE
NT
E
AL
IME
NT
AD
OR
ES
T
IPO
E
squ
ema
de
Bar
ras
SA
NT
A R
OS
A 1
38 K
V
138
TE
RM
OP
ICH
INC
HA
C
. G
AS
ST
A.
RO
SA
3U
NID
. G
ene
rad
or
BP
T
EE
QS
A
EL C
AR
ME
N
Dis
trib
uid
or
VIC
EN
TIN
A
EU
GE
NIO
ES
PE
JO
S. A
LE
GR
E
E.E
.Q (
2L)
TO
TO
RA
S 2
30/
138/
69
230
H
IDR
OP
AS
TA
ZA
H
IDR
OP
AS
TA
ZA
(2L)
G
ene
rad
or
DB
138
H
IDR
OA
GO
YÁ
N
AG
OY
ÁN
(2L)
G
ene
rad
or
BP
T
69
E
EA
SA
AM
BA
TO
Dis
trib
uid
or
BP
T
MO
NT
ALV
O
BA
ÑO
S
VIC
EN
TIN
A 1
38 K
V
138
E
EQ
SA
E
.E.Q
(2)
Dis
trib
uid
or
BP
T
TE
RM
OP
ICH
INC
HA
C
T G
UA
NG
OP
OLO
Gene
rad
or
BP
T
AM
BA
TO
69
E
EA
SA
A
MB
AT
O (
2L)
D
istr
ibu
idor
BP
T
EL
EP
CO
SA
LA
TA
CU
NG
A
Dis
trib
uid
or
IBA
RR
A
69
E
ME
LN
OR
TE
OT
AV
ALO
Dis
trib
uid
or
BS
TU
LC
AN
CO
TA
CA
CH
I
EM
ELN
OR
TE
LIB
RE
75
SU
BE
ST
AC
IÓN
N
IVE
L D
E V
OL
TA
JE
(KV
) A
GE
NT
E
AL
IME
NT
AD
OR
ES
T
IPO
E
squ
ema
de
Bar
ras
TU
LC
AN
69
E
ME
LN
OR
TE
SA
N G
AB
RIE
L
Dis
trib
uid
or
BP
T
TU
LC
AN
SA
N M
IGU
EL D
EL C
AR
ME
N
MU
LA
LO
69
E
LE
PC
OS
A
EL
EP
CO
SA
D
istr
ibu
idor
BP
T N
o t
ien
e b
arr
a
en
69 k
V.
PO
MA
SQ
UI
138
E
EQ
SA
Q
UIT
O (
2L)
D
istr
ibu
idor
BP
T
CE
NT
RA
L P
UC
AR
A
138
H
IDR
OA
GO
YÁ
N
2 U
NID
AD
ES
G
ene
rad
or
BP
T
OR
EL
LA
NA
69
E
E S
UC
UM
BIO
S
PA
YA
MIN
O
Dis
trib
uid
or
BS
JI
VIN
O
TE
NA
69
E
EA
SA
P
UY
O
Dis
trib
uid
or
BS
T
EN
A
PA
SC
UA
LE
S
138
E
LE
CT
RO
QU
IL
EL
EC
TR
OQ
UIL
3 (
17
6 M
W)
Gene
rad
or
BP
T
EM
EP
E
CE
DE
GE
D
istr
ibu
idor
69
C.T
. P
AS
CU
ALE
S
TU
RB
INA
A G
AS
G
ene
rad
or
BP
T
EM
ELG
UR
D
AU
LE
D
istr
ibu
idor
QU
INT
O G
UA
YA
S
CA
TE
G
CE
RV
EC
ER
IA
Dis
trib
uid
or
VE
RG
EL
ES
SA
LIT
RA
L 1
38 K
V
138
C.G
. Z
EV
AL
LO
S T
1 Y
T2
G
ene
rad
or
MA
CH
AL
A
69
E
ME
LO
RO
E
ME
LO
RO
(2L)
D
istr
ibu
idor
DB
con
aco
pla
dor
76
SU
BE
ST
AC
IÓN
N
IVE
L D
E V
OL
TA
JE
(KV
) A
GE
NT
E
AL
IME
NT
AD
OR
ES
T
IPO
E
squ
ema
de
Bar
ras
TR
INIT
AR
IA 2
30 Y
138
KV
TR
INIT
AR
IA 2
30 Y
138
KV
230
T
ER
MO
GU
AY
AS
T
ER
MO
GU
AY
AS
(180
MW
) G
ene
rad
or
BS
138
EL
EC
TR
OG
UA
YA
S S
.A.
C.T
. TR
INIT
AR
IA (
13
3 M
W)
Gene
rad
or
DB
con
aco
pla
dor
INT
ER
VIS
A T
RA
DE
B
AR
CA
ZA
VIC
TO
RIA
II
105
MW
G
ene
rad
or
TR
INIT
AR
IA 6
9 K
V
69
CA
TE
G
GU
AS
MO
D
istr
ibu
idor
DB
con
aco
pla
dor
UL
YS
SE
AS
IN
C.
PO
WE
R B
AR
GE
I (
30 M
W)
Gene
rad
or
CA
TE
G
PR
AD
ER
A
Dis
trib
uid
or
PA
DR
E C
AN
AL
S
PO
LIC
EN
TR
O 1
38/
69
KV
69
CA
TE
G
TR
ES
CE
RR
ITO
S
Dis
trib
uid
or
BS
CR
IST
AV
ID
PIE
DR
AH
ITA
FC
O.
DE
OR
ELL
AN
A
ST
A.
EL
EN
A
69
EE
ST
A.
ELE
NA
SA
LIN
AS
Dis
trib
uid
or
BP
T
LIB
ER
TA
D
CO
LO
NC
HE
CH
AN
DU
Y
77
SU
BE
ST
AC
IÓN
N
IVE
L D
E V
OL
TA
JE
(KV
) A
GE
NT
E
AL
IME
NT
AD
OR
ES
T
IPO
E
squ
ema
de
Bar
ras
PO
SO
RJ
A
69
E
ME
PE
P
LA
YA
S
Dis
trib
uid
or
BP
T
PO
SO
RJA
MA
CH
AL
A
69
E
ME
LO
RO
E
ME
LO
RO
(2L)
D
istr
ibu
idor
DB
con
aco
pla
dor
SA
N I
DE
LF
ON
SO
138
M
AC
HA
LA
PO
WE
R C
ia.
Ltd
a
PL
AN
TA
MA
CH
ALA
PO
WE
R
Gene
rad
or
AN
ILLO
DO
S C
ER
RIT
OS
69
E
ME
LG
UR
TE
NIS
Dis
trib
uid
or
BS
S
AM
BO
RO
ND
ON
RE
CR
EO
1
RE
CR
EO
2
ST
O.
DO
MIN
GO
69
E
ME
LS
AD
S
TO
. D
OM
ING
O (
2L)
D
istr
ibu
idor
BP
T
QU
EV
ED
O
69
E
ME
LG
UR
Q
UE
VE
DO
NO
RT
E
Dis
trib
uid
or
BP
T
QU
EV
ED
O S
UR
EN
ER
MA
X
CA
LO
PE
(G
) G
ene
rad
or
PO
RT
OV
IEJO
69
E
ME
LM
AN
AB
I P
OR
TO
VIE
JO 1
,2,3
D
istr
ibu
idor
BP
T
JIP
IJA
PA
ES
ME
RA
LD
AS
69
E
ME
LE
SA
E
SM
ER
ALD
AS
D
istr
ibu
idor
BP
T
RE
FIN
ER
ÍA
138
T
ER
MO
ES
ME
RA
LD
AS
C
EN
TR
AL E
SM
ER
AL
DA
S
Gene
rad
or
BP
T
MIL
AG
RO
69
E
ME
LG
UR
E
ME
LG
UR
D
istr
ibu
idor
BP
T
EE
MIL
AG
RO
M
ILA
GR
O 1
, 2, 3
D
istr
ibu
idor
78
SU
BE
ST
AC
IÓN
N
IVE
L D
E V
OL
TA
JE
(KV
) A
GE
NT
E
AL
IME
NT
AD
OR
ES
T
IPO
E
squ
ema
de
Bar
ras
CH
ON
E
69
E
ME
LM
AN
AB
I
CA
LC
ET
A
Dis
trib
uid
or
BP
T
TO
SA
GU
A
CH
ON
E
PA
UT
E (
MO
LIN
O)
230
KV
(F
AS
E C
) 230
HID
RO
PA
UT
E
5 U
NID
AD
ES
(6
-10)
50
5 M
W
Gene
rad
or
DB
con
Aco
pla
dor
P
AU
TE
(M
OL
INO
) 13
8
KV
(F
AS
E A
-B)
138
5 U
NID
AD
ES
(1
-5)
500
MW
G
ene
rad
or
MIL
AG
RO
69
E
ME
LG
UR
E
ME
LG
UR
D
istr
ibu
idor
BP
T
EE
MIL
AG
RO
M
ILA
GR
O 1
, 2, 3
D
istr
ibu
idor
RIO
BA
MB
A
69
E
.E.
RIO
BA
MB
A
RIO
BA
MB
A (
3L)
Dis
trib
uid
or
BP
T
E.E
. B
OL
IVA
R
GU
AR
AN
DA
D
istr
ibu
idor
CU
EN
CA
69
EE
AZ
OG
UE
S
AZ
OG
UE
S
Dis
trib
uid
or
BP
T
EE
RC
SS
A
CU
EN
CA
(2
L)
Dis
trib
uid
or
HID
RO
AB
AN
ICO
(LIM
ON
)
Dis
trib
uid
or
LO
JA
69
E
ER
SS
A
LO
JA (
2L)
D
istr
ibu
idor
BP
T
BA
BA
HO
YO
69
E
ME
LR
IOS
E
ME
LR
IOS
D
istr
ibu
idor
BS
T
AB
LA
3-3
: A
gen
tes
del
ME
N r
elac
ion
adas
co
n l
as
Su
be
stac
ion
es
de
Tra
nsm
isió
n
79
3.3 DETERMINACIÓN DE LAS SUBESTACIONES DE ESTUDIO Y
ANALISIS EN BASE A LOS GRUPOS REPRESENTATIVOS.
3.3.1 CONDICIONES OPERATIVAS.
El cumplimiento de las normativas de calidad, y la preservación de cada uno de
los equipos que involucran la transformación y transporte de la energía eléctrica
están íntimamente relacionados con:
· Capacidad de trabajo de los transformadores y autotransformadores
· Potencia de transmisión en las líneas
· Balance de energía
· Nivel de voltaje en las barras
3.3.2 ANALISIS OPERATIVOS DE LAS SUBESTACIONES.
El desempeño de las funciones de los activos deben ser controladas y analizadas
de acuerdo a las necesidades operativas que se presentan en el sistema. Estas
necesidades tienen como objetivo final abastecer la carga con un servicio de
calidad.
Sin duda alguna la demanda no es constante en el tiempo lo que representa
cambios en la forma de trabajo de los equipos en el tiempo, siendo la vida útil del
equipo un parámetro continuo del análisis.
3.3.3 PARAMETROS OPERATIVOS A CONSIDERAR CON LA
INFORMACIÓN ESTADISTICA PROPORCIONADA POR
TRANSELECTRIC.
Los parámetros a considerar en el estudio y análisis son, la capacidad máxima de
operación, número de fallas en cada nivel de voltaje, fallas por presencia de
fenómenos atmosféricos, confiabilidad e indisponibilidad, y tiempo de
80
mantenimiento obtenidos de fuentes de TRANSELECTRIC de un registro diario
reportado mensualmente durante los últimos 4 años.
Es importante señalar que la mayoría de los parámetros operativos deben ser
analizados de forma independiente en cada equipo o elemento, sin embargo para
un primer análisis de conformación de los grupos, se ha procedido a identificar el
comportamiento total de la instalación.
Por lo anterior, los valores operativos a calcular se los realizarán en promedios
anuales, obteniendo un comportamiento global de cada subestación de
transmisión
3.3.3.1 Capacidad Máxima Promedio de Operación Anual.
Es el trabajo máximo de operación promedio de los transformadores de potencia
de la subestación por año.
Se determinó obteniendo el dato máximo de operación de cada mes del año
considerado. Los valores correspondientes a cada año se muestran en el
ANEXO 3 del presente trabajo.
Posteriormente se promedió los registros máximos del mismo mes de los años
2004 – 2005 – 2006 - 2007 obteniendo así un valor máximo promedio de
operación mensual, estos valores se presentan en el ANEXO 4
Se promedió los 12 valores máximos promedios de operación mensual;
obteniendo así una capacidad máxima promedio de operación anual expresado
en MVA.
Para expresarlo en porcentaje, se dividió la capacidad máxima promedio de
operación anual para la capacidad nominal de operación de la placa de datos,
obteniendo así una perspectiva del trabajo del transformador y de la subestación.
81
A continuación se presentan los valores promedios calculados por subestación
pertenecientes a TRANSELECTRIC.
TABLA 3-4: Capacidades promedios de las subestaciones de transmisión.
Subestación Nombre del
Transformador Capacidad
(MVA)
PROMEDIO ANUAL
% MAX DE TRABAJO CAPACIDAD MAXIMA DE % MAX DE OPERACIÓN DEL TRAFO ANUAL OPERACIÓN DE LA S/E DE LA S/E
AMBATO T1 43.0 30.4242 70.75393797 30.4242 70.75393797
BABAHOYO ATQ 55.0 46.9821 85.42201394 46.9821 85.42201394
CHONE ATQ 60.0 43.0108 71.68462743 43.0108 71.68462743
CUENCA ATQ 100.0 89.4147 89.41473867 89.4147 89.41473867 DOS CERRITOS ATK 165.0 81.2447 49.23922342 81.2447 49.23922342 ESMERALDAS AA1 75.0 68.6807 91.57426291 68.6807 91.57426291 IBARRA ATQ 33.0 27.5532 83.49457798
54.5958 53.00566647
IBARRA T1 40.0 13.2248 33.06211062 IBARRA MÓVIL (ATQ) 30.0 13.8178 46.05927161
LOJA ATQ 66.0 37.4976 56.81458082 37.4976 56.81458082
MACHALA ATQ 100.0 85.1251 85.12508454
163.4381 44.7775581
MACHALA ATR 100.0 48.7425 48.74249222
MACHALA TRK 165.0 29.5705 17.9215214 MILAGRO ATK 165.0 91.9528 55.72899209
191.1847 63.72824838 MILAGRO ATU 135.0 99.2319 73.50511717 MOLINO AT1 375.0 220.9547 58.92124139
439.0966 58.54621853 MOLINO AT2 375.0 218.1420 58.17119568
MULALÓ ATQ 55.0 33.5938 61.07961377 33.5938 61.07961377
ORELLANA ATQ 33.0 11.5390 34.96661347 11.5390 34.96661347 PASCUALES ATU 375.0 201.3083 53.68222086
549.4626 59.40136551
PASCUALES ATT 375.0 227.9126 60.77669354 PASCUALES ATR 175.0 120.2417 68.70954398
POLICENTRO ATQ 150.0 135.3384 90.2255888 135.3384 90.2255888 POMASQUI ATU 300.0 173.5442 57.84807471 173.5442 57.84807471 PORTOVIEJO AA1 75.0 69.1230 92.16397539
133.3139 88.87590706 PORTOVIEJO AA2 75.0 64.1909 85.58783873
POSORJA ATQ 33.0 18.5468 56.20237509 18.5468 56.20237509
QUEVEDO ATT 165.0 129.8110 78.67334259
187.6496 70.81117345 QUEVEDO ATR 100.0 57.8386 57.83859437
RIOBAMBA TRK 75.0 48.5525 64.7366559 48.5525 48.55249192 SALITRAL ATQ 150.0 113.1161 75.41070075
226.6248 75.54160202 SALITRAL ATR 150.0 113.5088 75.67250329
STA. ELENA ATQ 50.0 46.2721 92.54424977 46.2721 92.54424977 SANTA ROSA ATU 375.0 262.4236 69.97963888
533.3557 59.26174355
SANTA ROSA TRN 75.0 63.0334 84.04447847 SANTA ROSA ATT 375.0 147.4964 39.33238322 STO. DOMINGO ATU 165.0 93.5031 56.66855873
156.1211 58.91362052 STO. DOMINGO ATR 100.0 62.6180 62.61797249 TENA TRQ 33.0 13.1287 39.78388183 13.1287 39.78388183 TOTORAS ATT 128.0 104.7003 81.79709192
171.6974 75.30588149 TOTORAS ATQ 100.0 66.9971 66.99713215 TRINITARIA ATT 225.0 130.2578 57.8923389
257.6303 68.70141563 TRINITARIA ATQ 150.0 127.3725 84.91503072
TULCÁN ATQ 33.0 18.8312 57.06434671 18.8312 57.06434671 VICENTINA T1 48 36.5531 76.15226337
108.7814 73.50097718 VICENTINA T2-EEQ 100.0 72.2284 72.22835981
82
Con los resultados obtenidos, se puede observar que ninguna de las
subestaciones alcanza el 100% de la capacidad máxima promedio de
transformación, no obstante hay otras que están subutilizadas.
Según el porcentaje máxima de operación, se designó a la subestación de la
siguiente forma:
RANGO CAPACIDAD DE OPERACIÓN
Menor a 50% bajo
Entre 50% y 80% normal
Entre 80% y 100% alto
TABLA 3-5: Rango de capacidad promedio máxima de operación.
SUBESTACIÓN DESIGNACIÓN SUBESTACIÓN DESIGNACIÓN
Babahoyo Alto Pomasqui normal
Cuenca Alto Posorja normal
Esmeraldas Alto Quevedo normal
Policentro Alto Salitral normal
Portoviejo Alto Santa Rosa normal
Santa Elena Alto Sto. Domingo normal
Ambato normal Totoras normal
Chone normal Trinitaria normal
Ibarra normal Tulcán normal
Loja normal Vicentina normal
Milagro normal Dos cerritos Bajo
Molino normal Machala Bajo
Mulaló normal Orellana Bajo
Pascuales normal Riobamba Bajo
Tena Bajo
TABLA 3-6: Designación de las subestaciones en base a su capacidad promedio máxima de operación.
83
3.3.3.2 Número Promedio Anual de Operaciones en Equipo Primario En Cada Nivel
de Voltaje por Fallas Propias y Externas.
Es el número de operaciones promedio por nivel de voltaje al año que se
presentan en todas las bahías de cada subestación del SNT.
A través de la base de datos proporcionada por Transelectric de 4 años se logró
obtener los siguientes valores que se muestran en la tabla 3-7.
Posteriormente se promedió el número de fallas por cada nivel de voltaje para
conseguir un número promedio de fallas por año.
El porcentaje de operaciones promedio anual, se refiere al porcentaje de fallas
que se registran en una subestación respecto a un mismo nivel de voltaje entre
todas las subestaciones que tienen aquel nivel de voltaje de transformación.
SUBESTACION
NÚMERO DE OPERACIONES
PROMEDIO POR FALLAS ANUAL
PORCENTAJE DE OPERACIONES
PROMEDIO POR FALLAS ANUAL
69 Kv 138 Kv 230 Kv 69 (%) 138 (%) 230 (%)
Ambato 1 1 NA 0,4 1,1 NA
Babahoyo 3 5 NA 1,3 5,3 NA
Chone 13 1 NA 5,7 0 NA
Cuenca 12 2 NA 5,2 2,1 NA
Dos Cerritos 13 NA 1 5,7 NA 1,8
Esmeraldas 3 4 NA 1,3 4,3 NA
Ibarra 4 2 NA 1,7 2,1 NA
Loja 5 1 NA 2,2 1,1 NA
Machala 5 2 0 2,2 2,1 0,0
Milagro 26 12 4 11,3 12,8 7,0
Molino NA 2 4 NA 2,1 7,0
Mulaló 1 1 NA 0,4 1,1 NA
Orellana 25 7 NA 10,9 7,4 NA
Pascuales 19 4 4 8,3 4,3 7,0
Policentro 9 2 NA 3,9 2,1 NA
Pomasqui NA 2 24 NA 2,1 42,1
84
TABLA 3-7: Operación promedio por falla de las subestaciones en los niveles de voltaje de transmisión.
Es importante señalar que el mayor número de fallas suceden a 69kV los mismos
que son originados en su mayoría por agentes del MEN, aunque no son
responsabilidad del transmisor; los equipos de protección de las S/E del SNT se
disparan y los interruptores actúan.
Según el porcentaje de fallas de ocurrencia a 69kV, 138kV y 230kV la subestación
es designada de la siguiente forma:
RANGO PORCENTAJE DE FALLA
Menor a 4% bajo
Entre 4% y 8% medio
Entre 8% y 10% alto
Mayor a 10% crítico
TABLA 3-8: Rango según el número de fallas promedio.
SUBESTACION
NÚMERO DE OPERACIONES
PROMEDIO POR FALLAS ANUAL
PORCENTAJE DE OPERACIONES
PROMEDIO POR FALLAS ANUAL
69 Kv 138 Kv 230 Kv 69 (%) 138 (%) 230 (%)
Portoviejo 6 4 NA 2,6 4,3 NA
Posorja 17 2 NA 7,4 2,1 NA
Quevedo 12 2 1 5,2 2,1 1,8
Riobamba 10 NA 2 4,3 NA 3,5
Salitral 2 2 NA 0,9 2,1 NA
San Idelfonso NA 11 NA NA 11,7 NA
Santa Rosa NA 3 9 NA 3,2 15,8
Sta. Elena 20 3 NA 8,7 3,2 NA
Sto. Domingo 6 4 3 2,6 4,3 5,3
Tena 3 6 NA 1,3 6,4 NA
Totoras 4 2 4 1,7 2,1 7,0
Trinitaria 8 2 1 3,5 2,1 1,8
Tulcán 3 2 NA 1,3 2,1 NA
Vicentina NA 3 NA NA 3,2 NA
85
SUBESTACION
PORCENTAJE DE
FALLAS ANUAL SUBESTACION
PORCENTAJE DE
FALLAS ANUAL
69 138 230 69 138 230
Ambato Bajo Bajo NA Pomasqui NA Bajo Crítico
Babahoyo Bajo Medio NA Portoviejo Bajo Medio NA
Chone Medio Bajo NA Posorja Medio Bajo NA
Cuenca Medio Bajo NA Quevedo Medio Bajo Bajo
Dos Cerritos Medio NA bajo Riobamba Medio NA Bajo
Esmeraldas Bajo Medio NA Salitral Bajo Bajo NA
Ibarra Bajo Bajo NA San Idelfonso NA Crítico NA
Loja Bajo Bajo NA Santa Rosa NA Bajo Crítico
Machala Bajo Bajo Bajo Sta. Elena Alto Bajo NA
Milagro Crítico Crítico Medio Sto. Domingo Bajo Medio Medio
Molino NA Bajo Medio Tena Bajo Medio NA
Mulaló Bajo Bajo NA Totoras Bajo Bajo Medio
Orellana Crítico Medio NA Trinitaria Bajo Bajo Bajo
Pascuales Alto Medio Medio Tulcán Bajo Bajo NA
Policentro Bajo Bajo NA Vicentina NA Bajo NA
TABLA 3-9: Designación de las subestaciones en base al número de fallas promedio.
3.3.3.3 Fallas por presencia de fenómenos atmosféricos.
La caída de rayos en una determinada zona y específicamente en elementos o
equipos, hacen que los sistemas de protección actúen, aislando el circuito del
sistema.
En la base de datos proporcionada por TRANSELECTRIC, se estableció un
promedio anual de fallas por consecuencia de fenómenos atmosféricos, durante
los años 2004 – 2005 – 2006 - 2007 de igual manera en porcentaje de fallas
suscitadas en cada subestación del total registrados en el SNT durante el mismo
periodo. En el ANEXO 5 se presenta la información anteriormente mencionada.
86
S/E
PROMEDIO
ANUAL DE
FALLAS
ATMOSFÉRICA
S (#)
PORCENTAJE
DE FALLAS
ATMOSFÉRICAS
(%)
S/E
PROMEDIO
ANUAL DE
FALLAS
ATMOSFÉRICA
S (#)
PORCENTAJE DE
FALLAS
ATMOSFÉRICAS
(%)
Santa. Elena 2 5,56 Tena 3 8,33
Esmeraldas 0 0 Orellana 1 2,78
Policentro 2 5,56 Quevedo 0 0
Portoviejo 0 0
Sto.
Domingo 2 5,56
Babahoyo 0 0
Santa
Rosa 3 8,33
Salitral 0 0 Vicentina 1 2,78
Chone 2 5,56 Molino 1 2,78
Trinitaria 0 0 Loja 2 5,56
Milagro 1 2,78 Cuenca 0 0
Pascuales 1 2,78 Ambato 1 2,78
Posorja 1 2,78 Ibarra 1 2,78
Dos Cerritos 1 2,78 Pomasqui 5 13,89
Machala 0 0 Riobamba 2 5,56
San
Idelfonso 2 5,56 Mulaló 0 0
TABLA 3-10: Fallas atmosféricas promedio en subestaciones.
Según los reportes de falla del centro de operaciones de TRANSELECTRIC, se
puede concluir que existen zonas con alto grado de nivel isoceraúnico siendo
estas Pomasqui, Santa Rosa y Tena las mismas que deben ser consideradas
para un mejor diseño de aislamiento y comparadas con el nivel isoceraúnico del
estudio de parámetros ambientales.
Según el porcentaje promedio de fallas por consecuencia de fenómenos
atmosféricos de ocurrencia en todas las subestación se ha designado de la
siguiente forma:
87
RANGO PORCENTAJE DE FALLAS POR
FENÓMENOS ATMOSFÉRICOS
Menor o igual a 3% bajo
Entre 3% y 6% normal
Mayor a 6% alto
TABLA 3-11: Rango según el número de fallas atmosféricas promedio.
SUBESTACIÓN DESIGNACIÓN SUBESTACIÓN DESIGNACIÓN
Ambato Bajo Salitral Bajo
Babahoyo Bajo Totoras Bajo
Cuenca Bajo Trinitaria Bajo
Dos cerritos Bajo Tulcán Bajo
Esmeraldas Bajo Vicentina Bajo
Ibarra Bajo Sto. Domingo Normal
Machala Bajo Sta. Elena Normal
Milagro Bajo San Idelfonso Normal
Molino Bajo Riobamba Normal
Mulaló Bajo Policentro Normal
Orellana Bajo Chone Normal
Pascuales Bajo Loja Normal
Portoviejo Bajo Pomasqui Alto
Posorja Bajo Santa rosa Alto
Quevedo Bajo Tena Alto
TABLA 3-12: Designación de las subestaciones en base al número de fallas atmosféricas promedio.
3.3.3.4 Disponibilidad.
Un equipo o sistema debe estar en capacidad de cumplir con su funcionamiento
óptimo en operación o reserva, si está en operación, la disponibilidad se verá
reflejada en la confiabilidad del sistema para realizar adecuadamente su trabajo,
representado en el número de horas de falla en un tiempo operativo determinado.
88
No obstante, si el equipo no está funcionando, su capacidad inherente de
desempeñar correctamente su función cuando lo requieran asociado al tiempo de
reparación o mantenimiento, estará representado a través de la mantenibilidad.
3.3.3.4.1 Disponibilidad de Instalaciones de Transmisión.
Según la regulación del CONELEC 002/06 las instalaciones y equipos de
transmisión, considerados en el control son:
· Campos de conexión de los sistemas de transporte con Empresas
Distribuidoras y Grandes Consumidores.
· Circuitos de líneas de transmisión que operan a voltajes mayores a 90 kV.
· Equipos de potencia para transformación de voltajes.
· Equipos de compensación capacitiva y reactiva para regulación de voltaje.
%100*8760
1 úû
ùêë
éúû
ùêë
é÷ø
öçè
æ-=leIndisponibTiempo
idadDisponibil (3 – 1)
Donde:
Tiempo Indisponible = Es el número de horas de disminución de la capacidad
normal de transporte.
3.3.3.4.2 Indisponibilidad de Instalaciones.
En el cálculo de las horas de indisponibilidad anuales de una instalación de
transmisión, 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:
89
úûù
êëé -å=
= 1 *
1 CNCR
iTIP i
n
i
(3-2)
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:
1å==
j
ii
TIT (3-3)
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.
Entonces la disponibilidad según la regulación se la puede calcular también de la
siguiente manera:
%100*8760
1 úû
ùêë
éúû
ùêë
é +-=
ITIPidadDisponibil (3-4)
3.3.3.4.3 Determinación de Indisponibilidades.
El tiempo de indisponibilidad de una instalación desconectada se considerará,
desde el momento de ocurrencia del evento hasta que el CENACE autorice su
energización y el Transmisor cumpla, o el CENACE decida no energizarla por no
ser necesaria para la operación del sistema. Previo a la energización del equipo,
90
el Transmisor informará al CENACE sobre las protecciones y alarmas actuadas, y
declarará la disponibilidad del mismo.
Número de desconexiones.- El Número de Desconexiones de una instalación,
se calcula sobre la base de su número de indisponibilidades totales en el año.
3.3.3.4.4 Disponibilidad en Operación.
Denominado también confiabilidad.
Conocido el número de fallas y las horas de indisponibilidad en posiciones y
transformadores que se reportan mensualmente en las subestaciones durante el
año 2006, se procede según la regulación No. CONELEC - 002/06 a calcular la
disponibilidad.
Mediante el uso de la ecuación 3-1el tiempo indisponible se calcula también de la
siguiente manera:
MVAsOperacióndeMVAs
ilidadindisponibdehoras
leIndisponibTiempo
n
i 100*#
: 1å= (3-5)
Donde:
( )60
min#
1
trafosdeleindisponibhorasposicionesdelesindisponibhorasilidadindisponibdehoras
n
i
+=å
=
Conocidas las horas de indisponibilidad mensuales de los transformadores y de
las posiciones de cada subestación se calcula un valor total mediante la suma de
ambas horas de todos los meses. Una vez establecidas las horas totales de
indisponibilidad y conocidos los MVAs de operación de cada subestación se
procede mediante la ecuación (3-5) a calcular el tiempo indisponible, por último se
calcula la disponibilidad de cada subestación. Los datos mencionados
anteriormente se presentan en el ANEXO 6.
91
TABLA 3-13: Confiabilidad de las subestaciones pertenecientes al SNT.
SUBESTACIÓN NÚMERO DE DESCONEXIONES MVA
OPERACIÓN
CONFIABILIDAD
(%) POSICIONES TRANSFORMADOR
Ambato 2 1 43 99,9796
Babahoyo 0 3 55 99,9934
Chone 16 0 60 99,8754
Cuenca 8 0 100 99,9814
Dos cerritos 16 0 165 99,9641
Esmeraldas 4 1 75 99,9247
Ibarra 4 0 103 99,9854
Loja 7 0 66 99,9775
Machala 6 1 365 99,9971
Milagro 32 2 300 99,8877
Molino 0 0 750 100,0000
Mulaló 0 0 55 100,0000
Orellana 46 1 33 99,5866
Pascuales 24 3 925 99,9899
Policentro 8 0 150 99,9855
Pomasqui 2 0 300 99,9989
Portoviejo 3 1 150 99,9864
Posorja 19 0 33 99,9060
Quevedo 10 2 265 99,9782
Riobamba 8 0 75 99,9056
Salitral 0 0 300 100,0000
Sta. Elena 9 0 50 99,9174
Santa rosa 2 0 900 99,9995
Sto. Domingo 4 0 265 99,9938
Tena 0 0 33 100,0000
Totoras 1 0 228 99,9974
Trinitaria 6 0 375 99,9915
Tulcán 3 0 33 99,9890
Vicentina 0 0 148 100,0000
92
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 CONFIABILIDAD
Menor a 99,90 % BAJO
Entre 99,90 y 99,97 NORMAL
Mayor a 99,97 ALTO
TABLA 3-14: Rango según la confiabilidad de cada subestación
SUBESTACIÓN DESIGNACIÓN SUBESTACIÓN DESIGNACIÓN
Ambato alto Policentro alto
Babahoyo alto Pomasqui alto
Chone bajo Portoviejo alto
cuenca alto Posorja normal
Dos cerritos normal Quevedo alto
Esmeraldas normal Riobamba normal
Ibarra alto Salitral alto
Loja alto Santa Rosa alto
Machala alto Sta. Elena normal
Milagro bajo Sto. domingo alto
Molino alto Tena alto
Mulaló alto Totoras alto
Orellana bajo Trinitaria alto
Pascuales alto Tulcán alto
Vicentina alto
TABLA 3-15: Designación de las subestaciones en base a su confiabilidad
93
3.3.3.4.5 Disponibilidad en Mantenimiento.
Para cálculos de la indisponibilidad del mantenimiento se considera los tiempos y
equipos de las subestaciones que no han permitido cumplir con los índices de
calidad del transporte de potencia y del servicio de transmisión.
Según el (Plan anual de mantenimiento del SNT), cada subestación del SNT
entra en mantenimiento en una fecha específica y por un tiempo determinado.
DISPONIBILIDAD
FALLAS MANTENIMIENTO
99,98 99,94
TABLA 3-16: Disponibilidad en Mantenimiento según el Plan Anual de Mantenimiento
94
4 PROPUESTAS DE MANTENIMIENTO BASADO EN LA
ESTRATEGIA DEL MCC PARA LOS CASOS DE
ESTUDIO.
4.1 SELECCIÓN DE LOS CASOS DE ESTUDIO
a) S/E SANTA ELENA.- Presenta el mas alto porcentaje de fallas promedio
anual a nivel de 69kV, y el porcentaje de tiempo mas alto de mantenimiento
del grupo1. Adicionalmente contribuye con el 92.5% promedio, de los 50
MVAs de la capacidad instalada para la demanda de la península; una
zona importante para el turismo.
b) S/E TRINITARIA.- Presenta el segundo mas alto porcentaje de fallas
promedio anual a nivel de 69kV del grupo1 y con 375 MVAs de capacidad
instalada es de gran importancia en el sistema; ya que permite trasformar y
transmitir; voltaje, potencia y energía eléctrica al SNI. A través de la
generación conectada a sus barras, aporta aproximadamente con 418MW.
c) S/E MILAGRO.- Presenta un nivel crítico en porcentaje de fallas promedio
anual a nivel de 69kV del grupo2, una confiabilidad baja y un porcentaje de
tiempo en mantenimiento alto. Es una subestación muy importante; ya que
permite transportar potencia y energía al parque industrial del país desde la
S/E Molino que a su vez se conecta con Hidropaute.
d) S/E PASCUALES.- Tiene un alto porcentaje de fallas promedio anual a
nivel de 69kV y un nivel medio en 138 y 230kV. Con su capacidad instalada
de 925 MVAs es considerada como una subestación de centro de carga, ya
que de esta se energizan la mayoría de las subestaciones de la costa
ecuatoriana a 230 y 138kV. A la barra de 69kV se conecta la central
térmica Pascuales aportando al sistema con 176MW.
95
e) S/E ORELLANA.- Presenta un nivel crítico en porcentaje de fallas
promedio anual a nivel de 69kV, siendo la segunda a nivel nacional. La
confiabilidad y tiempo promedio de mantenimiento son bajos.
f) S/E SANTA ROSA.- Presenta alto porcentaje de fallas promedio anual a
nivel de 230kV, con 900MVAs de capacidad instalada es de gran
importancia en el sistema; ya que permite trasformar y transmitir; voltaje,
potencia y energía eléctrica al SNI. A través de la conexión con la S/E
Pomasqui que por medio de la línea de transmisión Pomasqui-Jamondino
permite incorporar al SNT energía desde Colombia.
4.2 REGISTRO DEL AMEF, TAREAS, ACCIONES Y FRECUENCIAS DE MANTENIMIENTO PARA LOS SISTEMAS DE LOS CASOS DE ESTUDIO
La metodología del MCC, propone un procedimiento que permite identificar las
necesidades reales de mantenimiento de los activos en su contexto operacional, a
partir del análisis de modos y efectos de fallas se dan respuesta a las siete
preguntas descritas en la figura 1-4 [3].
Inicialmente se establecen y tabulan las características fundamentales de los
casos de estudio, así también como de sus equipos primarios. Identificadas las
características técnicas se establecen las respectivas hojas de registro para el
AMEF y el plan de mantenimiento de los respectivos sistemas de los casos de
estudio.
El MCC propone tareas y periodos de mantenimiento mediante un estudio
probabilístico; basándose en indisponibilidades ocurridas por los activos a través
de un registro historial [4].
Es decir; para proponer frecuencias de mantenimientos preventivos y/o
correctivos programados, se basa en el TPEF si lo hubiera, si no fuese así; se
96
basará en el manual del mantenimiento propuesto por el fabricante o en manual
del mantenimiento desarrollado por el Transelectric.
Para proponer frecuencias de mantenimiento mediante tareas de mantenimiento a
condición; es necesario determinar la curva P-F a través de un buen criterio
probabilístico para la estimación de fallas en un periodo de operación.
97
CA
RA
CT
ER
ÍST
ICA
S D
E L
OS
CA
SO
S D
E E
ST
UD
IO.
TA
BL
A 4
-1:
Ca
ract
erís
tic
as d
e la
s b
ahía
s p
erte
ne
cie
nte
s a
lo
s c
aso
s d
e e
stu
dio
.
DA
TO
S D
E L
OS
T
RA
NS
FO
RM
AD
OR
ES
DE
LA
S S
UB
ES
TA
CIO
NE
S R
EP
RE
SE
NT
AT
IVA
S
Sub
est
aci
ón
# T
rans
form
ado
res
Tip
o
# T
. R
ese
rva
V
olta
je (
kV)
Pote
nci
a (
MV
As)
A
ño
fabr
icaci
ón
A
ño
de
Op
era
ció
n
Enfr
iam
ient
o
LT
C's
SA
NT
A E
LE
NA
1
3Ø
0
138
/69/
13,8
44/
53.3
/66.
7
1986
1988
O
A/F
A/F
OA
1
MIL
AG
RO
4
1Ø
1
230
/69/
13.8
33.
3/4
4.4/5
5.5
1981
1983
O
A/F
A/F
OA
0
SA
NT
A R
OS
A
4
1Ø
1
230
/138
/13,
8
75/
100/
125
1980
1982
O
NA
N/O
NA
F/O
NA
F
0
3
1Ø
0
230
/138
/13,
8
75/
100/
125
2005
2006
O
NA
N/O
NA
F/O
NA
F
3
1
3Ø
0
138
/69/
13,8
45/
60/7
5
1978
1978
O
A/F
A/F
A
0
PA
SC
UA
LE
S
7
1Ø
1
230
/138
/13,
8
75/
100/
125
1980
1983
O
A/F
A/F
OA
0
1
3Ø
0
138
/69/
13,8
120
/150
/200
2006
2006
O
NA
N/O
NA
F1/O
NA
F2
1
TR
INIT
AR
IA
1
3Ø
0
230
/138
/13.
8
135
/180
/225
2000
2000
O
NA
N/O
NA
F/O
NA
F
0
4
1Ø
1
138
/69/
13.8
30/
40/5
0
1995
1997
O
NA
N/O
NA
F/O
NA
F
4
OR
ELL
AN
A
1
3Ø
0
138
/69/
13.8
20/
26.7
/33.
3
1980
2004
O
A/F
A/F
A
1
T
AB
LA
4-2
: C
ara
cter
ísti
cas
del
Sis
tem
a d
e T
ran
sfo
rmac
ión
de
Po
ten
cia
pe
rten
ecie
nte
s a
las
sub
est
acio
nes
rep
res
enta
tiv
as.
S
UB
ES
TA
CIO
NE
S
B
ahí
as
a 2
30
kV
Bahí
as
a 1
38
kV
Bahí
as
a 6
9 k
V
React
ore
s
Sub
est
aci
ón
Lín
ea
T
rans
form
ado
r A
copl
ad
or
Tota
les
Lín
ea
T
rans
form
ado
r A
copl
ad
or
Tota
les
Lín
ea
T
rans
form
ado
r A
copl
ad
or
Tota
les
Tota
les
SA
NT
A E
LE
NA
0
0
0
0
1
0
1
2
4
1
2
7
0
MIL
AG
RO
6
2
1
9
3
1
1
5
5
1
1
7
1
SA
NT
A R
OS
A
6
2
1
9
5
4
1
10
0
0
0
0
0
PA
SC
UA
LE
S
7
2
1
10
7
3
1
11
6
1
1
8
2
TR
INIT
AR
IA
2
1
0
3
3
2
1
6
4
1
1
6
0
OR
ELL
AN
A
0
0
0
0
1
1
0
2
2
1
0
3
0
98
DA
TO
S D
E L
OS
D
ISY
UN
TO
RE
S D
E L
AS
SU
BE
ST
AC
ION
ES
RE
PR
ES
EN
TA
TIV
AS
Su
bes
taci
ón
V
olt
aje
(kV
) M
arca
T
ipo
K
vm
ax
(kv
) In
om
(am
p)
/bil
(kv
) Ic
c(ka
)/
t.ap
ert(
sg)
Lin
ea/t
rafo
/ ag
ente
men
D
ielé
ctri
co
Mo
do
de
op
era
ció
n
Sta
. E
LE
NA
69
A
SE
A
HLC
72
.5/2
000
V
72.5
200
0/3
50
25/
0,0
83
LIB
ER
TA
D
SF
6
reso
rte
138
A
SE
A
HP
L-1
45/
2501
145
250
0/6
50
40/
0.0
4
PA
SC
UA
LE
S
SF
6
reso
rte
69
A
SE
A
HLC
72
.5/2
000
V
72.5
200
0/3
50
25/
0,0
83
AT
Q
SF
6
reso
rte
138
A
SE
A
HP
L-1
45/
2501
145
250
0/6
50
40/0
.04
T
RA
NS
FE
RE
NC
IA
SF
6
reso
rte
69
A
SE
A
HLC
72
.5/2
000
V
72.5
200
0/3
50
25/
0,0
83
TR
AN
SF
ER
EN
CIA
S
F6
re
sort
e
MIL
AG
RO
230
M
itsub
ish
i 200-S
FM
T-4
0ª
242
120
0/9
00
40/
0.0
3
MA
CH
AL
A #
2
SF
6
reso
rte
230
M
itsub
ish
i 200-S
FM
T-4
0ª
242
120
0/9
00
40/
0.0
3
AT
K
SF
6
aire
-reso
rte
230
M
itsub
ish
i 200-S
FM
T-4
0ª
242
120
0/9
00
40/
0.0
3
AC
OP
LA
DO
R
SF
6
aire
-reso
rte
138
A
SE
A
HP
L-1
45/
2501
145
250
0/6
50
40/
0.0
4
SA
N I
DE
LF
ON
SO
2
SF
6
reso
rte
138
A
SE
A
HP
L-1
45/
2501
145
250
0/6
50
40/
0.0
4
AT
U
SF
6
reso
rte
138
A
SE
A
HP
L-1
45/
2501
145
250
0/6
50
40/
0.0
4
TR
AN
SF
ER
EN
CIA
S
F6
re
sort
e
69
M
itsub
ish
i 70-G
TE
-20ª
72.5
800
/350
19/
0.0
83
MIL
AG
RO
# 1
A
CE
ITE
aire
-reso
rte
69
M
itsub
ish
i 70-G
TE
-20ª
72.5
160
0/3
50
19/
0.0
83
AT
K-2
30 K
V
AC
EIT
E
aire
-reso
rte
69
M
itsub
ish
i 70-G
TE
-20ª
72.5
800
/350
19/
0.0
83
AT
Q
AC
EIT
E
aire
-reso
rte
69
M
itsub
ish
i 70-G
TE
-20ª
72.5
160
0/3
50
19/
0.0
83
TR
AN
SF
ER
EN
CIA
A
CE
ITE
aire
-reso
rte
Sta
. R
OS
A
230
M
itsub
ish
i 200-S
FM
T-4
0A
242
120
0/(
105
0)
40/
0.0
3
ST
O.D
OM
# 1
S
F6
aire
-reso
rte
230
M
agri
ni G
alil
eo S
pa
200
MH
Me -
2Y
245
200
0/(
112
5-9
00)
50/0
.03
T
OT
OR
AS
# 2
S
F6
aire
230
M
itsub
ish
i 200
MH
Me -
2Y
242
120
0/(
105
0)
40/
0.0
3
AT
U
SF
6
aire
-reso
rte
230
M
itsub
ish
i 200
MH
Me -
2Y
242
120
0/(
105
0)
40/
0.0
3
AC
OP
LA
DO
R
SF
6
aire
-reso
rte
230
A
lsto
m
GL 3
14
PO
MA
SQ
UI
1
SF
6
reso
rte
138
M
itsub
ish
i 140 -
SF
MT
- 4
0A
145
160
0/6
50
40/
0.0
5
VIC
EN
TIN
A
SF
6
aire
-reso
rte
138
M
itsub
ish
i 140 -
SF
MT
- 4
0A
145
160
0/7
50
40/
0.0
5
AT
U230K
V
SF
6
aire
-reso
rte
138
M
itsub
ish
i 140 -
SF
MT
- 4
0A
145
160
0/6
50
40/
0.0
5
TR
N
SF
6
aire
-reso
rte
138
M
itsub
ish
i 140 -
SF
MT
- 4
0A
145
160
0/7
50
40/
0.0
5
TR
AN
FE
RE
NC
IA
SF
6
aire
-reso
rte
138
S
IEM
EN
S
SP
52-
14
5-4
0-2
145
125
0/7
50
40/
0,0
33
TR
P
re
sort
e
OR
ELL
AN
A
138
A
BB
LT
B145
D1
/B
145
125
0/6
50
31.
5/3
T
EN
A
SF
6
reso
rte
69
A
BB
LT
B 1
23G
1
123
125
0/5
50
31.
5/3
A
TQ
69k
V.
SF
6
reso
rte
69
A
BB
LT
B 1
23G
1
123
125
0/5
50
31.
5/3
JI
VIN
O
SF
6
reso
rte
99
DA
TO
S D
E L
OS
D
ISY
UN
TO
RE
S D
E L
AS
SU
BE
ST
AC
ION
ES
RE
PR
ES
EN
TA
TIV
AS
Su
bes
taci
ón
V
olt
aje
(kV
) M
arca
T
ipo
K
vm
ax
(kv
) In
om
(am
p)/
b
il(k
v)
Icc(
ka)/
t.
aper
t(sg
) L
inea
/tra
fo/
agen
te m
en
Die
léct
rico
M
od
o d
e o
per
ació
n
PA
SC
UA
LE
S
230
M
itsub
ish
i 200-S
FM
T-4
0A
242
120
0/9
00
40/
0.0
33
PA
UT
E #
1
SF
6
aire
-reso
rte
230
C
EN
EM
ES
A
245
/WE
30/
200
0
242
200
0/1
050
31.
5/0
.033
T
RIN
ITA
RIA
# 1
S
F6
aire
-reso
rte
230
M
itsub
ish
i 200-S
FM
T-5
0B
242
160
0/9
00
31.
5/0
.033
P
AU
TE
# 2
S
F6
aire
-reso
rte
230
M
itsub
ish
i 200-S
FM
T-4
0A
242
120
0/9
00
40/
0.0
33
AT
U
SF
6
aire
-reso
rte
230
M
itsub
ish
i 200-S
FM
T-4
0A
242
200
0/9
00
40/
0.0
33
AC
OP
LA
DO
R
SF
6
aire
-reso
rte
138
M
itsub
ish
i 120-S
FM
T-4
0
145
160
0/6
50
40/
0.0
5
SA
NT
A E
LE
NA
S
F6
aire
-reso
rte
138
C
EN
EM
ES
A
I45-I
WE
30/
200
0
145
200
0/5
50
40/
0.0
5
PO
LIC
EN
TR
O #
2
SF
6
aire
-reso
rte
138
G
EC
-AL
ST
HO
M
FX
11
145
315
0/6
50
31,
5/0
,055
C
ED
EG
E
SF
6
aire
-reso
rte
138
M
itsub
ish
i 120-S
FM
T-4
0A
145
200
0/5
50
40/
0.0
5
AT
U 2
30 K
V
SF
6
aire
-reso
rte
138
M
itsub
ish
i 140-S
FM
T-4
0
145
160
0/6
50
40/
0.0
5
AT
R(O
HIO
) S
F6
aire
-reso
rte
138
M
itsub
ish
i 120-S
FM
T-4
0A
145
200
0/5
50
40/
0.0
5
TR
AN
SF
ER
EN
CIA
S
F6
aire
-reso
rte
69
A
BB
72P
M31
-12
72.5
120
0/3
50
23/
0.0
5
TU
RB
INA
A G
AS
S
F6
re
sort
e
69
A
BB
72P
M31
-12
72.5
200
0/3
50
23/
0.0
5
AT
R(O
HIO
) S
F6
re
sort
e
69
A
BB
72P
M31
-12
72.5
120
0/3
50
23/
0.0
5
TR
AN
SF
ER
EN
CIA
S
F6
re
sort
e
TR
INIT
AR
IA
230
M
itsub
ish
i 200-S
FM
T-4
0B
245
160
0/9
50
31.
5/0
.05
A
TT
S
F6
aire
-reso
rte
230
M
itsub
ish
i 200-S
FM
T-4
0B
245
160
0/9
50
31.
5/0
.05
P
AS
CU
AL
ES
1
SF
6
aire
-reso
rte
138
M
itsub
ish
i 120-S
FM
T-3
2C
145
200
0/6
50
31.
5/0
.05
A
PLA
NT
A V
AP
OR
S
F6
aire
-reso
rte
138
M
itsub
ish
i 120-S
FM
T-3
2C
145
200
0/6
50
31.
5/0
.05
A
TQ
138
S
F6
aire
-reso
rte
138
M
itsub
ish
i 120-S
FM
T-3
2C
145
200
0/6
50
31.
5/0
.05
A
TT
S
F6
aire
-reso
rte
138
M
itsub
ish
i 120-S
FM
T-3
2C
145
200
0/6
50
31.
5/0
.05
A
CO
PLA
DO
R
SF
6
aire
-reso
rte
69
M
itsub
ish
i 70-S
FM
T-3
2CB
72.5
125
0/3
25
20/
0.0
5
GU
AS
MO
S
F6
re
sort
e
69
M
itsub
ish
i 70-S
FM
T-3
2CB
72.5
125
0/3
25
20/
0.0
5
AT
Q
SF
6
reso
rte
69
M
itsub
ish
i 70-S
FM
T-3
2CB
72.5
125
0/3
25
20/
0.0
5
A P
OW
ER
BA
RG
E
SF
6
reso
rte
69
M
itsub
ish
i 70-S
FM
T-3
2CB
72.5
125
0/3
25
20/
0.0
5
AC
OP
LA
DO
R
SF
6
reso
rte
TA
BL
A 4
-3 :
Car
act
erís
tic
as d
el S
iste
ma
de
Co
rte
y S
ecc
ion
amie
nto
(d
isyu
nto
res)
p
ert
enec
ien
tes
a l
as
sub
esta
cio
nes
rep
res
en
tati
vas
.
100
Ho
ja d
e r
eg
istr
o d
el A
ná
lis
is d
e M
od
os
y E
fec
tos
de
Fa
lla d
el:
Tra
ns
form
ad
or/
Au
totr
an
sfo
rma
do
r 23
0/1
38/1
3.8
, 230
/69/
13.
8,
13
8/6
9/1
3.8
kV
. N
º E
stán
dar
de
Eje
cuci
ón
N
º F
alla
Fu
nci
on
al
Nº
Mo
do
de
fall
a E
vid
ent
e E
fect
o d
e F
alla
P
rob
able
Cau
sa
1
Per
miti
r la
co
ntin
uida
d, e
l flu
jo m
áxim
o de
pot
enci
a co
n pé
rdid
as
no m
ayor
es a
la
s de
ple
na
carg
a
A
Inca
paci
dad
pa
ra e
ntre
gar
la
pote
ncia
de
man
dada
1A
1
Des
perf
ecto
de
los
radi
ador
es
No
Ele
vaci
ón
de la
te
mpe
ratu
ra p
or m
al
func
iona
mie
nto
del
sist
ema
de
enfr
iam
ient
o.
Se
activ
an
las
alar
mas
po
r so
bre
tem
pera
tura
en
el a
ceite
y e
n lo
s de
vana
dos.
S
i la
anom
alía
no
es
corr
egid
a,
oper
an lo
s di
syun
tore
s de
sene
rgiz
ando
la
bahí
a de
l tr
afo/
auto
traf
o.
La e
xces
iva
tem
pera
tura
dañ
a lo
s de
vana
dos,
el p
apel
ai
slan
te,
no
perm
itien
do a
lca
nzar
la
pot
enci
a no
min
al y
en
cas
o e
xtre
mo
desc
onec
tand
o el
tr
afo/
auto
traf
o;
dism
inuy
end
o la
vid
a út
il de
l eq
uipo
.
1. N
o ap
ertu
ra t
otal
de
la v
álvu
la
de a
lgú
n ra
dia
dor.
2.
Obs
truc
ción
del
flu
jo p
or la
tu
berí
a po
r pr
esen
cia
de
lodo
s de
oxi
daci
ón d
el a
ceite
. 3.
Fis
ura
en e
l rad
iad
or.
1A
2
Des
perf
ecto
de
arr
anq
ue d
e lo
s gr
upos
de
enfr
iam
ient
o
No
1. F
alla
en
el m
otor
ven
tilad
or.
2.D
espe
rfec
to e
n la
s se
ñale
s de
l mon
itore
o de
tem
pera
tura
101
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
B
Per
dida
s m
ayor
es a
las
de
plen
a ca
rga
1B1
A
ccio
nam
ient
o no
req
ueri
do o
ex
cesi
vo d
el
grup
o de
en
fria
mie
nto
No
P
érdi
da d
el
rend
imie
nto
del
traf
o/au
totr
afo,
de
la
vida
útil
de
los
mot
ores
y
de lo
s te
rmin
ales
por
ar
cos
de b
aja
inte
nsid
ad p
rovo
cand
o au
men
to d
e l a
te
mpe
ratu
ra e
n el
ac
eite
. E
n ex
trem
o de
scon
exi
ón d
e la
s ju
ntur
as,d
esco
nexi
ón
de u
na d
e la
s fa
ses
y op
erac
ión
del r
ele
di
fere
ncia
l dej
and
o fu
era
al t
rafo
/ aut
otra
fo
1. S
eñal
def
ectu
osa
de
acci
onam
ient
o/de
scon
exi
ón
envi
ada
desd
e e
l mon
itor
de
tem
pera
tura
.
1B2
F
ugas
a t
ierr
a
No
1.
Aflo
jam
ient
o de
las
chap
as
del n
úcle
o.
2.P
unto
s ca
lient
es p
or a
lta
resi
sten
cia
de c
onta
cto
s en
los
cone
ctor
es d
el T
AP
, bu
shin
gs
por
alta
vib
raci
ón
C
Pot
enci
a de
en
treg
a nu
la
1C1
F
alla
elé
ctrica
en
los
deva
nado
s po
r fa
ctor
es
eléc
tric
os
Si
Ope
ran
las
prot
ecci
ones
y
disp
ara
n lo
s di
syun
tore
s as
ocia
dos
traf
o/au
totr
afo
afec
tand
o la
co
ntin
uida
d de
l se
rvic
io y
/o
disp
onib
ilida
d de
l eq
uipo
.
1. E
xpos
ició
n a
volta
jes
de f
alla
po
r m
anio
bra
o ra
yos.
2.
Pre
senc
ia d
e hu
med
ad e
n el
pa
pel o
ace
ite.
3. D
esca
rgas
est
átic
as e
ntre
el
acei
te y
par
tes
met
álic
as.
4. D
esca
rgas
par
cia
les
por
falla
s en
el d
iseñ
o de
ai
slam
ient
o de
fáb
rica
y/o
por
co
ntam
inac
ión.
102
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
1C2
F
alla
elé
ctrica
en
los
deva
nado
s po
r fa
ctor
es
mec
ánic
os
Si
Def
orm
ació
n de
los
cond
ucto
res
pró
xim
os
al n
úcle
o en
cim
ándo
se
uno
sobr
e ot
ro,
resq
uebr
ajan
do e
l pa
pel a
isla
nte
con
posi
bles
cor
to-c
ircui
tos
1. I
nsta
laci
ón d
efec
tuos
a.
2. M
ater
iale
s y/
o di
seño
de
fect
uoso
.
1C3
F
alla
elé
ctrica
en
los
deva
nado
s po
r fa
ctor
es
térm
icos
Si
Se
dete
cta
una
sobr
e te
mpe
ratu
ra e
n el
ac
eite
y/o
bo
bin
ados
S
i no
es c
orre
gido
a
tiem
po;
se d
egra
da e
l ai
slam
ient
o, s
e ac
tivan
la
s al
arm
as
corr
espo
ndie
ntes
y s
e di
spar
an
los
disy
unto
res
asoc
iado
s po
r m
edio
del
equ
ipo
de p
rote
cció
n.
Afe
cta
al s
ervi
cio
y op
erac
ione
s de
l SN
T.
1. E
xces
ivo
trab
ajo
del
tran
sfor
mad
or p
or e
ncim
a de
su
capa
cid
ad n
omin
al.
2.F
alla
en
el s
iste
ma
de
refr
iger
ació
n po
r:
Inco
rrec
to m
onito
reo
de
tem
pera
tura
. 3.
Obs
truc
ción
de
los
cond
ucto
s de
ace
ite.
4. F
alla
s en
los
radi
ado
res.
5.
Ope
rar
el t
rafo
/aut
otra
fo e
n co
ndic
ione
s de
so
bre
-exc
itaci
ón
(sob
re v
olta
je o
baj
a fr
ecue
ncia
) ca
usan
do
un
sobr
ecal
enta
mie
nto
por
aisl
amie
nto
del f
lujo
mag
nétic
o en
el n
úcle
o o
estr
uctu
ras
cerc
anas
. 6.
Ope
raci
ón d
el t
rafo
/aut
otra
fo
en c
ondi
cion
es d
e te
mpe
ratu
ras
extr
emas
.
103
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
1C
4
Fal
las
en lo
s bus
hin
gs
No
Oper
an
las
pro
tecc
ione
s y
dis
par
an
los
dis
yunt
ore
s aso
ciado
s, a
fect
and
o a
las
opera
cione
s.
1.
Hum
eda
d o
cont
amin
aci
ón
en
la s
uperf
icie
y/o
ter
min
acio
nes
de
los
cable
s.
2.
Em
paq
ues
y/o
por
cela
na
en
mal e
stado
por
def
ect
os d
e fá
bric
a o
por
sobr
e e
sfuer
zos
elé
ctrico
s y/
o m
ecá
nic
os.
1C
5
Fug
a del
ace
ite
a tra
vés
de la
cu
ba,
radi
ado
res,
ta
nque
de
exp
ansi
ón
o
inst
rum
ent
os
Si
Impac
to e
n el a
mbie
nte.
S
i no
es
cont
rola
da a
tie
mpo p
uede
dañ
ar la
par
te a
ctiv
a
pro
duci
end
o una
arc
o a
tierr
a ope
rando
las
pro
tecc
ione
s,
dis
yunt
ore
s y
des
ene
rgiz
and
o el
traf
o/a
utotr
afo
1.
Aflo
jam
ient
o o
corr
osi
ón
de
torn
illos.
1C
6
Desp
erf
ect
o o
in
corr
ect
a ope
raci
ón
de
dis
pos
itivo
s de
pro
tecc
ión
Si
Un d
ispos
itivo
de
pro
tecc
ión
mecá
nic
a o
elé
ctrica
se
act
iva
err
óne
ament
e, o
pera
n uno
o a
mbos
dis
yunt
ore
s ais
land
o a
la v
ez
una
o a
mbas
bah
ías
del l
tr
afo/a
utotr
afo
1.
Elé
ctric
os:
circ
uito
de
baj
a
abi
ert
o o
flo
jo e
n T
Cs
y/o
des
calib
raci
ón
de
rele
s.
2.
Mecá
nic
os:
cont
act
os
sulfa
tado
s por
em
paq
ues
en
mal
est
ado.
3.
Desc
alib
raci
ón
o m
ala
si
ncr
oniz
aci
ón d
el e
quip
o d
e
pro
tecc
ión.
4. m
ani
obr
a in
corr
ect
a
104
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
1C
7
Aper
tura
del
dis
yunt
or
princ
ipal
Si
Se d
ese
nerg
iza e
l tr
afo/a
utotr
afo
obl
igand
o a q
ue
las
bahía
s se
ene
rgiz
en
a
la b
arr
a 2 (
si h
ubie
ra)
Baja
pre
sión
del
SF
6.
Man
iobr
a in
corr
ect
a.
Cone
xione
s de c
ont
rol
sulfa
tada
s.
2
Tra
nsf
orm
aci
ón
del
volta
je
bal
anc
ead
o d
e alta
/baja
o
vice
vers
a,
a 6
0 H
z. D
ent
ro d
e lo
s ra
ngos
ace
pta
ble
s por
el r
egula
dor;
sin
des
fasa
je e
ntre
el p
rim
ario
y
secu
nda
rio
y de
30º
resp
ect
o al
terc
iario
en
sent
ido
ant
i hor
ario
A
Tens
ione
s se
cunda
rias
des
bal
anc
ead
as
y/o
sobr
e te
nsio
nes
trans
itoria
s
2A
1
Fal
la d
e
cone
xión
del
neu
tro
a ti
err
a
Si
Exi
ste u
n p
unto
neu
tro
flota
nte
con
alta
im
ped
anci
a e
xpon
iend
o al s
iste
ma
a
des
bal
anc
es
y so
bre
tens
ione
s, d
ejand
o in
oper
ant
es
las
pro
tecc
ione
s de
falla
- tie
rra,
dis
min
uyend
o la
ca
lidad
de s
erv
icio
, se
gur
idad
hum
ana
y
dañando e
l sis
tem
a de
ais
lam
iento
.
Aflo
jam
ient
o d
e la
conexi
ón
del
neu
tro
deb
ido
a c
orr
osi
ón.
P
rese
nci
a d
e p
eque
ños
arc
os
o co
rtos
circ
uito
s en
los
dis
tinto
s pas
os
del c
ambio
de
tom
as
bajo
ca
rga o
sin
car
ga.
T
AB
LA
4-4
: A
ME
F d
el
sist
ema
de
tran
sfo
rmac
ión
de
po
ten
cia
105
Ho
ja d
e r
eg
istr
o d
el A
ná
lis
is d
e M
od
os
y E
fec
tos
de
Fa
lla:
Sis
tem
a d
e C
orte
y S
ecci
onam
ien
to. D
isyu
nto
r 23
0, 1
38,6
9 k
V.
Nº
Est
ánd
ar d
e E
jecu
ció
n
Nº
Fal
la
Fu
nci
on
al
Nº
Mo
do
de
fall
a E
vid
ente
E
fect
o d
e F
alla
P
rob
able
Cau
sa
1
Perm
itir
cerr
ar
o
abr
ir ci
rcuito
s elé
ctrico
s, c
on
o
sin c
arg
a, o
corr
ient
e
de
falla
. S
u a
per
tura
deb
e se
r in
stantá
nea
por
act
uaci
ón
del
si
stem
a de
pro
tecc
ione
s ant
e una
falla
, o
par
a
mani
obr
as
por
ope
raci
ón
o p
or
traba
jos
de
mant
eni
mie
nto.
A
No r
esp
ond
er
a m
ani
obr
a de
ape
rtur
a /
cierr
e.
1A
1
Fal
la e
n e
l circ
uito
de
mand
o a
dis
tanc
ia.
Si
No a
ccio
nam
iento
de
ape
rtur
a/c
ierr
e d
el i
nte
rrupt
or
des
de
la c
asa
de
cont
rol,
por
lo
que
se h
ace
nec
esa
rio a
brir
el
dis
yunt
or
loca
lment
e o tr
ans
ferir
la b
ahía
hast
a h
abili
tar
el m
and
o de
cierr
e/ape
rtura
a d
ista
nci
a.
Afe
cta
a O
per
acio
nes.
1.
Dese
ner
giz
aci
ón
del t
abl
ero
de
cont
rol.
2.
Ele
ment
os
del
circ
uito
de
cont
rol
def
ect
uoso
s.
1A
2
Fal
la e
n la
ope
raci
ón
de
uno
o
más
cont
act
os
aux
iliare
s del
dis
yunt
or
por
fa
lla m
ecá
nic
a,
ele
ctro
mec
áni
ca o
des
calib
raci
ón.
No
N
o p
aso
de
la c
orr
ient
e por
alta
re
sist
enc
ia e
léct
rica
o p
or
des
calib
raci
ón
del
eq
uip
o.
Afe
ctand
o a la
s ope
raci
ones
1.
Pre
senc
ia d
e co
rrosi
ón,
su
lfata
ción
en
cont
act
os
mecá
nic
os.
2.
Desc
alib
raci
ón
o fu
era
de
sincr
oniz
aci
ón
del
eq
uip
o ele
ctro
mec
áni
co.
1A
3
Fal
la e
n u
no o
más
relé
s de p
rote
cció
n.
No
No o
pera
la p
rote
cció
n pr
imaria
- se
cunda
ria
del
circ
uito
, act
uan
do
el r
elé
50 B
F q
uie
n a
su v
ez,
hab
ilita
al r
elé
86B
de
la b
ahía
dis
par
and
o y
blo
quea
ndo t
odo
s lo
s dis
yunt
ore
s q
ue
est
án
cone
ctados
a la
bar
ra d
e la
que
est
á d
el d
isyu
ntor
que
no o
peró
af
ect
ando
al s
ervi
cio a
l y
ope
raci
one
s del S
NT
Desc
alib
raci
ón
del
eq
uip
o pr
imario
y se
cunda
rio
de
pro
tecc
ión
ele
ctro
mec
áni
cos
y dig
itale
s
106
Nº
Est
ánd
ar d
e E
jecu
ció
n
Nº
Fal
la
Fu
nci
on
al
Nº
Mo
do
de
fall
a E
vid
ente
E
fect
o d
e F
alla
P
rob
able
Cau
sa
A
per
tura
o
cierr
e
ines
per
ado
s.
1B
1
Aper
tura
del
dis
yunt
or
por
falla
en
el c
ircuito
de
fuer
za
de
la b
ahía
.
Si
Act
úa
la p
rote
cció
n del
relé
dife
renc
ial (
87)
o d
e so
bre
corr
ient
e (5
0/51)
del
tra
fo y
dis
par
a a
l dis
yunt
or.
Afe
cta a
l se
rvic
io a
l SN
T y
Oper
aci
one
s.
(Dis
par
o d
el d
isyu
ntor
por
falla
en
la lí
nea
.
Est
a fu
era
de
los
limite
s del
MC
C
par
a e
l dis
yunt
or)
.
1B
2
Aper
tura
del
dis
yunt
or
por
ope
raci
ón
err
óne
a.
Si
Por
una
mani
obr
a err
óne
a,
se
dis
par
a e
l dis
yunt
or,
se
des
ene
rgiz
a e
l circ
uito
y s
ale
de
serv
icio
. A
fect
a a
las
ope
raci
one
s y
en
ocasi
one
s al
serv
icio
.
Fal
ta d
e
cono
cim
ient
o y
ent
rena
mie
nto d
el
per
sona
l
1B
3
Dis
crepa
ncia
de
ope
raci
ón
de
los
pol
os.
Si
Uno
o m
as
polo
s no
ope
ran
al
mand
o del
dis
yunt
or.
Act
úa
la
pro
tecc
ión
inte
rna
a tr
avé
s de lo
s re
lés
47T
y 4
7TX
, lo
s m
ism
os
que
dan
una
nue
va o
rden
de
dis
par
o d
el d
isyu
ntor.
Si e
sto n
o su
cede,
ope
ra e
l relé
50B
F, q
ue
por
medi
o d
el r
elé
62B
F y
a
travé
s del r
elé
86B
env
ía e
l m
and
o de
ape
rtura
a to
dos
los
inte
rrupt
ore
s de
la b
arra
princ
ipal
A
fect
a al s
erv
icio
al S
NT
y
Oper
aci
one
s.
1.
Meca
nis
mo d
e
acc
iona
mie
nto
irr
egula
r.
2.D
esca
libra
ción
del
eq
uip
o
107
Nº
Est
ánd
ar d
e E
jecu
ció
n
Nº
Fal
la
Fu
nci
on
al
Nº
Mo
do
de
fall
a E
vid
ente
E
fect
o d
e F
alla
P
rob
able
Cau
sa
1B4
A
pert
ura
del
disy
unto
r po
r ba
ja p
resi
ón d
el
diel
éctr
ico.
Si
Act
úa
las
prot
ecci
ones
inte
rnas
po
r ba
ja p
resi
ón;
se a
bre
el
inte
rrup
tor,
afe
ctan
do a
l se
rvic
io,
al S
NT
y O
pera
cion
es.
Fug
as d
el
diel
éctr
ico
1B5
F
alla
en
el m
odo
de
oper
ació
n de
ap
ertu
ra d
el
disy
unto
r (c
ompr
esor
o b
arra
tr
acto
ra)
Si
1.-A
ctúa
las
prot
ecci
ones
in
tern
as (
63)
por
baja
pre
sión
de
aire
com
prim
ido,
se
abre
el
inte
rrup
tor
a tr
avés
del
rel
e 86
(d
isyu
ntor
es d
e ai
re-r
esor
te)
2.-L
a ba
rra
trac
tora
est
á bl
oque
ada
en s
u po
sici
ón d
e ac
tivac
ión.
3.
- In
corr
ecto
fun
cion
am
ient
o de
l moto
r
1.a)
Fug
a de
aire
co
mpr
imid
o.
1.b)
Inc
orre
cto
func
iona
mie
nto
del s
iste
ma
de
man
do n
eum
átic
o de
l dis
yunt
or.
2) f
alta
de
lubr
icac
ión
en la
ca
ja d
e en
gran
aje
ejes
y
bloq
uead
ores
TA
BL
A 4
-5:
AM
EF
de
l si
stem
a d
e co
rte
y s
ecci
on
am
ien
to:
Dis
yun
tor.
108
FIG
UR
A 4
-1:
Dia
gra
ma
Un
ifil
ar d
e l
a S
/E S
ta.
Ele
na.
109
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: S
AN
TA
EL
EN
A
Sis
tem
a d
e T
ran
sfo
rmac
ión
de
Po
ten
cia
: A
TQ
(13
8/69
/13.
8)
Mo
do
de
Fal
la
Fre
cuen
cia
de
Eve
nto
T
area
de
man
ten
imie
nto
A
cci
ón
de
man
ten
imie
nto
F
recu
enci
a d
e m
ante
nim
ien
to
1A
1
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r la
posi
ción
de
las
válv
ula
s, li
mpia
r el p
olvo
e
info
rmar
cua
lquie
r ano
malía
. 2)
Real
izar
pru
ebas
ter
mogr
áfic
as
1)
Dia
rio
2),
Anua
l
1A
2
No h
a o
curr
ido
1)
y 2)
Pre
vent
ivo
3)
Pre
dict
ivo
4)
y 5)
Corr
ectiv
o
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r y
reg
istr
ar
las
tem
per
atu
ras
de
los
dev
ana
dos
y del
ace
ite d
ielé
ctrico
. 2)
Verif
icar
el a
rran
que
de c
ada g
rupo s
egún
la te
mper
atura
y
con
la
pot
enc
ia e
léct
rica s
umin
istr
ada
en
el m
oment
o.
3)
Real
izar
pru
ebas
ter
mogr
áfic
as.
4)
Pro
bar
y ca
libra
r lo
s in
dic
ado
res
de
tem
per
atura
, te
rmo
cupla
s, r
elé
de
Buch
hol
z y,
la v
álv
ula
de a
livio
de p
resi
ón.
5)
Cheq
uea
r, a
just
ar
y pro
bar
el f
unc
iona
mie
nto
del s
iste
ma
de
refr
igera
ción
(repa
rar
o re
empla
zar
si e
s nece
sario
).
1)
y 2)
Dia
rio
3)
Anua
l, C
ond
ició
n
4)
Bia
nual
5)
Sem
est
ral
1B
1
1 e
n 6
año
s 1)
Pre
vent
ivo
2)
Corr
ect
ivo
- C
ond
ició
n
1)
Acc
ión
de
mant
eni
mie
nto
sim
ilar
A2
2)
Revi
sión
del
sof
tware
, TC
´s
de
imag
en
térm
ica y
corr
ient
es.
1)
Dia
rio,
anu
al,
bia
nual
2)
Anua
l y/o
co
ndic
ión
1B
2
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
dict
ivo
2)
y 3)
Pre
vent
ivo
-Cond
ició
n
1)
Real
izar
pru
ebas
ter
mogr
áfic
as
a: c
one
xione
s, ju
ntur
as
y gra
pas.
2)
Insp
ecc
iona
r y
apr
etar
pun
tos
de
cone
xión.
3)
Lub
ricaci
ón,
pru
ebas
y a
just
e de
meca
nis
mo
de L
TC
1)
Anua
l 2)
y 3)
Anua
l y/o
a c
ondic
ión
1C
1
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Cond
ició
n
3),
4) y
5)
pre
dic
tivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r, e
l colo
r y
niv
el d
el a
ceite
, síli
ca-g
el d
el
tanq
ue
resp
irade
ro y
par
arr
ayo
s.
2)
Reem
pla
zar
empaq
uet
adu
ras
de
pue
rtas
de
gab
inet
es,
de
caja
s de
cone
xione
s de c
abl
es,
de in
dic
ado
res
de
tem
per
atu
ra.
cuan
do m
ues
tre d
eco
lora
ción.
3)
Real
izar
pru
ebas
fís
ico
-quím
icas
y cr
om
atog
ráfic
as a
l ace
ite d
ielé
ctric
o
del
tra
nsfo
rmado
r, s
i es
nec
esa
rio d
esh
idra
taci
ón
del
ais
lam
iento
medi
ant
e
vací
o,
rem
oci
ón
de
lodo
s y
áci
dos
. 4)
Real
izar
pru
ebas
elé
ctric
as
com
ple
tas
a lo
s dev
ana
dos
5)
Real
izar
pru
ebas
elé
ctric
as
a lo
s T
C´s
, par
arr
ayos.
1)
Dia
rio
2)
Cond
ició
n
3)
Anua
l 4)
Cada
5 a
ños
y/
o a
Cond
ició
n
5)
Anua
l
110
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: S
AN
TA
EL
EN
A
Sis
tem
a d
e T
ran
sfo
rmac
ión
de
Po
ten
cia
: A
TQ
(13
8/69
/13.
8)
Mo
do
de
Fal
la
Fre
cuen
cia
de
Eve
nto
T
area
de
man
ten
imie
nto
A
cci
ón
de
man
ten
imie
nto
F
recu
enci
a d
e m
ante
nim
ien
to
1C
2
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
- C
ond
ició
n
1)
Moni
tore
ar
la o
pera
ción
en tie
mpo r
eal
del
tra
nsfo
rmad
or
a
travé
s de u
n ana
lizado
r de
H2.
2)
Real
izar
las
pru
ebas
de:
índi
ce d
e p
olariza
ción,
y a
nális
is d
e re
spues
ta o
barr
ido
de
frecu
enc
ia.
1)
Dia
riam
ent
e p
or
un
año
. 2)
Cada
5 a
ños
o
cond
ició
n 1C
3
No h
a o
curr
ido
Las
tar
eas
, acc
ione
s y
las
frecu
enc
ias
de
mant
enim
ient
o d
e la
falla
func
iona
l A s
on
apl
icada
s ta
mbié
n a e
ste
modo
de
falla
. 1C
4
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
dict
ivo
-C
orr
ect
ivo
2 y
3)
Pre
dict
ivo
o C
ondi
ción
1)
Lim
pia
r y
real
izar
pru
ebas
ter
mog
ráfic
as
a lo
s bus
hin
gs
y pun
tos
de
cone
xión.
2)
Real
izar
pru
ebas
elé
ctric
as
com
ple
tas.
3)
Real
izar
pru
ebas
fís
ico
-quím
icas
y cr
om
atog
ráfic
as a
l ace
ite, s
i es
nece
sario
desh
idra
taci
ón
del
ais
lam
iento
medi
ant
e h
orno
s de
seca
do.
1)
Anua
l 2)
Bia
nual
3)
Cada
5 a
ños
1C
5
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Cond
ició
n –
Corr
ect
ivo
3)
Corr
ect
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r e in
form
ar
de
cual
quie
r fu
ga.
2)
Aju
star
torn
illos
de b
ushin
gs
y m
aho
les
has
ta 4
0 lb
-f (
IEE
E).
3)
Al d
etect
ar fug
as,
cam
bia
r em
paq
ues
, re
move
r oxi
do
y pin
tar.
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Anua
l y c
ond
ició
n
3)
Cond
ició
n
1C
6
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
- C
orr
ect
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r lo
s dis
pos
itivo
s de
pro
tecc
ión,
bor
ner
as,
cont
act
os
y co
nex
ione
s de c
abl
es
de c
ont
rol;
her
met
icid
ad y
cale
facc
ión
de
los
gab
inet
es.
2)
Reca
libra
r (s
i es
nece
sario)
y r
eal
izar
pru
ebas
func
iona
les
a lo
s re
lees
y d
e re
com
isio
nam
ient
o a
los
circ
uito
s de
pro
tecc
ión.
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Bia
nual
1C
7
1 e
n 6
año
s 1 y
2)
Pre
vent
ivo
- C
orr
ect
ivo
1)
Insp
ecc
iona
r, li
mpia
r y
pin
tar
dis
yunt
ore
s y
secc
iona
dore
s aso
ciado
s.
2)
Verif
icar
pue
sta
a ti
err
a d
el d
isyu
ntor
1)
y 2)
Anua
l
2A
1
No h
a o
curr
ido
1)
y 2)
Pre
vent
ivo
3)
Pre
dict
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r la
conexi
ón
de
pue
sta a
tie
rra.
2)
Insp
ecc
iona
r, li
mpia
r y
apr
etar
toda
s la
s co
nexi
one
s.
3)
Real
izar
pru
eba
term
ográ
fica, m
edi
r co
rrie
nte r
esi
dua
l del
neu
tro-
tierr
a y
res
iste
ncia
de c
one
xión
a m
alla
de
tierr
a.
1)
Dia
riam
ent
e
2)
y 3)
Anua
l
111
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: S
AN
TA
EL
EN
A.
Sis
tem
a d
e C
ort
e y
Sec
cio
nam
ien
to :
Dis
yun
tor
138
Kv.
M
od
o d
e F
alla
F
recu
enci
a d
e E
ven
to
Tar
ea d
e m
ante
nim
ien
to
Ac
ció
n d
e m
ante
nim
ien
to
Fre
cuen
cia
de
man
ten
imie
nto
1A
1
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
1)
y 2)
Pre
dict
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r el e
stado
fís
ico y
cone
xione
s del
circ
uito
aso
ciado
. 2)
Real
izar
pru
ebas
de
calib
raci
ón
a lo
s re
lees
y d
e ais
lam
iento
del
ca
blead
o.
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Anua
l o c
ond
ició
n
1A
2
No h
a ocu
rrid
o 1)
Pre
vent
ivo
2)
Cond
ició
n
1)
Insp
ecc
iona
r y
limpia
r lo
s co
nta
ctos
auxi
liare
s y
lubr
icar
el s
iste
ma
de
acc
iona
mie
nto
. 2)
Real
izar
pru
ebas
func
iona
les
al d
isyu
ntor.
3)
Real
izar
pru
eba
de
term
ogra
fía.
1),
2)
y 3)
A
nua
l
1A
3
No h
a o
curr
ido
Est
a fuer
a de
los
límite
s del M
CC
par
a e
l dis
yunt
or
1B
1
No h
a o
curr
ido
Est
a fu
era
de
los
límite
s del M
CC
par
a e
l dis
yunt
or
1B
2
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
1)
Capa
cita
ción
del
per
sona
l de
ope
raci
one
s 1)
Anua
l 1B
3
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
y 3)
Cond
ició
n
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r y
reg
istr
ar
el n
úmero
de
op
era
cione
s y
la p
resi
ón
del
gas
die
léct
rico
. 2)
Real
izar
pru
ebas
de
aper
tura
y c
ierr
e, d
e si
multa
neid
ad y
tie
mpos
de
ope
raci
ón
del
dis
yunt
or.
3)
Pru
ebas
elé
ctric
as
a la
s bobin
as d
e m
and
o
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Cada
5 a
ños
3)
Cada
5 a
ños
1B
4
1 e
n 3
año
s 1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
1)
Dar
mant
eni
mie
nto a
la t
ube
ría d
el g
as
y apr
iete
a la
s br
idas
. 2)
Real
izar
la p
rueb
a de
pre
sión
del
gas
1)
Anua
l 2)
Cada
5 a
ños
1B
5
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
1)
Lub
ricar
la c
aja
de
eng
rana
jes,
eje
s y
blo
quea
dor
es
2)
Medi
r la
corr
ient
e y
tie
mpo d
e te
nsad
o del
moto
r
1)
Cada
3 a
ños
2)
Cada
5 a
ños
112
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: S
AN
TA
EL
EN
A.
Sis
tem
a d
e C
ort
e y
Sec
cio
nam
ien
to :
Dis
yun
tor
69 K
v.
Mo
do
de
Fal
la
Fre
cuen
cia
de
Eve
nto
T
area
de
man
ten
imie
nto
A
cci
ón
de
man
ten
imie
nto
F
recu
enci
a d
e m
ante
nim
ien
to
1A
1
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
1)
y 2)
Pre
dict
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r el e
stado
fís
ico y
cone
xione
s del
circ
uito
aso
ciado
. 2)
Real
izar
pru
ebas
de
calib
raci
ón
a lo
s re
lees
y d
e ais
lam
iento
del
ca
blead
o.
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Anua
l
1A
2
1 e
n 3
año
s 1)
Pre
vent
ivo
2)
Cond
ició
n
1)
Insp
ecc
iona
r y
limpia
r lo
s co
nta
ctos
auxi
liare
s y
lubr
icar
el s
iste
ma
de
acc
iona
mie
nto
. 2)
Real
izar
pru
ebas
func
iona
les
al d
isyu
ntor.
3)
Real
izar
pru
eba
de
term
ogra
fía.
1),
2)
y 3)
A
nua
l
1A
3
No h
a o
curr
ido
Est
a fu
era
de
los
límite
s del M
CC
par
a e
l dis
yunt
or
1B
1
No h
a o
curr
ido
Est
a fu
era
de
los
límite
s del M
CC
par
a e
l dis
yunt
or
1B
2
2 e
n 3
año
s 1)
Pre
vent
ivo
1)
Capa
cita
ción
del
per
sona
l de
ope
raci
one
s 1)
Anua
l 1B
3
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
y 3)
Cond
ició
n
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r y
reg
istr
ar
el n
úmero
de
op
era
cione
s y
la p
resi
ón
del
gas
die
léct
rico
. 2)
Real
izar
pru
eb
as
de
aper
tura
y c
ierr
e, d
e si
multa
neid
ad y
tie
mpos
de
ope
raci
ón
del
dis
yunt
or.
3)
Pru
ebas
elé
ctric
as
a la
s bobin
as d
e m
and
o
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Cada
5 a
ños
3)
Cada
5 a
ños
1B
4
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
1)
Dar
mant
eni
mie
nto a
la t
ube
ría d
el g
as
y apr
iete
a la
s br
idas
. 2)
Real
izar
la p
rueb
a de
pre
sión
del
gas
1)
Anua
l 2)
Cada
5 a
ños
1B
5
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
1)
Lub
ricar
la c
aja
de
eng
rana
jes,
eje
s y
blo
quea
dor
es
2)
Medi
r la
corr
ient
e y
tie
mpo d
e te
nsad
o del
moto
r
1)
Cada
3 a
ños
2)
Cada
5 a
ños
T
AB
LA
4-6
: P
lan
de
man
ten
imie
nto
del
Eq
uip
o P
rim
ario
de
S/E
S
ta.
Ele
na
113
F
IGU
RA
4-2
: D
iag
ram
a u
nif
ila
r d
e la
S/E
Pas
cual
es
230
kV
.
114
F
IGU
RA
4-3
: D
iag
ram
a u
nif
iar
de
la S
/E P
asc
ua
les
138/
69 k
V.
115
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: P
AS
CU
AL
ES
S
iste
ma
de
Tra
nsf
orm
ació
n d
e P
ote
nci
a :
AT
T/A
TU
(23
0/13
8/13
.8)
Mo
do
de
Fal
la
Fre
cuen
cia
de
Eve
nto
T
area
de
man
ten
imie
nto
A
cci
ón
de
man
ten
imie
nto
F
recu
enci
a d
e m
ante
nim
ien
to
1A
1
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r la
posi
ción
de
las
válv
ula
s, li
mpia
r el
pol
vo e
info
rmar
cual
quie
r ano
malía
(fu
ga
de
ace
ite).
2)
Real
izar
pru
ebas
ter
mogr
áfic
as
1)
Dia
rio
2)
Anua
l
1A
2
No h
a o
curr
ido
1)
y 2)
Pre
vent
ivo
3)
Pre
dict
ivo
4)
y 5)
Corr
ectiv
o
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r y
reg
istr
ar
las
tem
per
atu
ras
de
los
dev
ana
dos
y del
ace
ite d
ielé
ctrico
. 2)
Verif
icar
el a
rran
que
de c
ada g
rupo s
egún
la te
mper
atura
y
con
la
pot
enc
ia e
léct
rica s
umin
istr
ada
en
el m
oment
o.
3)
Real
izar
pru
ebas
ter
mogr
áfic
as.
4)
Pro
bar
y ca
libra
r lo
s in
dic
ado
res
de
tem
per
atura
, te
rmo
cupla
s, r
elé
de
Buch
hol
z y,
la v
álv
ula
de
aliv
io d
e p
resi
ón.
5)
Cheq
uea
r, a
just
ar
y pro
bar
el f
unc
iona
mie
nto
del s
iste
ma
de
refr
iger
aci
ón
(repa
rar
o re
empla
zar
si e
s nec
esa
rio).
1)
y 2)
Dia
rio
3)
Anua
l, C
ond
ició
n
4)
Bia
nual
5)
Anua
l
1B
1
1 c
ada 6
año
s 1)
Pre
vent
ivo
2)
Corr
ect
ivo
- C
ond
ició
n
1)
Acc
ión
de
mant
eni
mie
nto
sim
ilar
A2
2)
Revi
sión
del
sof
tware
, TC
´s de
imag
en
térm
ica y
corr
ient
es.
1)
Dia
rio,
anu
al,
bia
nual
2)
Anua
l y/o
co
ndic
ión
1B
2
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
dict
ivo
2)
y 3)
Pre
vent
ivo
-Cond
ició
n
1)
Real
izar
pru
ebas
ter
mogr
áfic
as
a: c
one
xione
s, ju
ntur
as
y gra
pas.
2)
Insp
ecc
iona
r y
apr
etar
pun
tos
de
cone
xión.
1)
Anua
l 2)
Anua
l y/o
a
cond
ició
n 1C
1
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Cond
ició
n
3),
4) y
5)
pre
dic
tivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r, e
l colo
r y
niv
el d
el a
ceite
, síli
ca-g
el
del
tanq
ue
resp
irade
ro y
par
arr
ayo
s.
2)
Reem
pla
zar
empaq
uet
adu
ras
de
pue
rtas
de
gab
inet
es,
de
caja
s de
cone
xione
s de c
abl
es,
de
indi
cado
res
de
tem
pera
tura
. cu
ando
mues
tre d
eco
lora
ción.
3)
Real
izar
pru
ebas
fís
ico
-quím
icas
y cr
om
atog
ráfic
as a
l ace
ite
die
léct
rico
del t
rans
form
ado
r, s
i es
nec
esa
rio d
eshid
rata
ción
del
ais
lam
iento
medi
ant
e v
ací
o,
rem
oci
ón
de
lodo
s y
áci
dos
. 4)
Real
izar
pru
ebas
elé
ctric
as
com
ple
tas
a lo
s dev
ana
dos
5)
Real
izar
pru
ebas
elé
ctric
as
a lo
S T
C´s
, par
arr
ayos.
1)
Dia
rio
2)
Cond
ició
n
3)
Anua
l 4)
Cada
3 a
ños
y/o a
Cond
ició
n
5)
Anua
l
116
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: P
AS
CU
AL
ES
S
iste
ma
de
Tra
nsf
orm
ació
n d
e P
ote
nci
a :
AT
T/A
TU
(23
0/13
8/13
.8)
Mo
do
de
Fal
la
Fre
cuen
cia
de
Eve
nto
T
area
de
man
ten
imie
nto
A
cci
ón
de
man
ten
imie
nto
F
recu
enci
a d
e m
ante
nim
ien
to
1C
2
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
- C
ond
ició
n
1)
Moni
tore
ar
la o
pera
ción
en tie
mpo r
eal
del
tra
nsfo
rmador
a tr
avé
s de
un
ana
lizado
r de
H2
(par
a O
SA
KA
).
2)
Real
izar
las
pru
ebas
de:
índi
ce d
e p
olariza
ción,
y a
nális
is d
e re
spues
ta o
barr
ido
de
frecu
enc
ia.
1)
Dia
riam
ent
e
por
un
año
. 2.1
) C
ada
5 a
ños
(O
SA
KA
) 2.2
) C
ada
10 a
ños
1C
3
No h
a o
curr
ido
Las
tar
eas
, acc
ione
s y
las
frecu
enc
ias
de
mant
enim
ient
o d
e la
falla
func
iona
l A s
on
apl
icada
s ta
mbié
n a e
ste
modo
de
falla
. 1C
4
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
dict
ivo
-C
orr
ect
ivo
2 y
3)
Pre
dict
ivo
1)
Lim
pia
r y
real
izar
pru
ebas
ter
mog
ráfic
as
a lo
s bus
hin
gs
y pun
tos
de
cone
xión.
2)
Real
izar
pru
ebas
elé
ctric
as
com
ple
tas.
3)
Real
izar
pru
ebas
fís
ico
-quím
icas
y cr
om
atog
ráfic
as a
l ace
ite, s
i es
nec
esa
rio d
esh
idra
taci
ón
del
ais
lam
iento
medi
ant
e h
orn
os d
e se
cado.
1)
Anua
l 2)
Bia
nual
3.1
) C
ada
5 a
ños
(O
SA
KA
) 3.2
) C
ada
10 a
ños
1C
5
1 c
ada 6
año
s 1)
Pre
vent
ivo
2)
Cond
ició
n –
Corr
ect
ivo
3)
Corr
ect
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r e in
form
ar
de
cual
quie
r fu
ga.
2)
Aju
star
torn
illos
de b
ushin
gs
y m
aho
les
has
ta 4
0 lb
-f (
IEE
).
3)
Al d
etect
ar fug
as,
cam
bia
r em
paq
ues
, re
move
r oxi
do
y pin
tar.
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Anua
l y
cond
ició
n
3)
Cond
ició
n
1C
6
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
- C
orr
ect
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r lo
s dis
pos
itivo
s de
pro
tecc
ión,
bor
ner
as,
cont
act
os
y co
nex
ione
s de c
abl
es
de c
ont
rol;
herm
etic
idad
y
cale
facc
ión
de
los
gab
inet
es.
2)
Reca
libra
r (s
i es
nece
sario)
y r
eal
izar
pru
ebas
func
iona
les
a lo
s re
lees
y d
e re
com
isio
nam
ient
o a
los
circ
uito
s de
pro
tecc
ión.
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Bia
nual
1C
7
3 c
ada 6
año
s 1 y
2)
Pre
vent
ivo
- C
orr
ect
ivo
1)
Insp
ecc
iona
r, li
mpia
r y
pin
tar
dis
yunt
ore
s y
secc
iona
dore
s aso
ciado
s.
2)
Verif
icar
pue
sta
a ti
err
a d
el d
isyu
ntor
1)
Anua
l (58.
42%
) 2)
Anua
l
2A
1
No h
a o
curr
ido
1)
y 2)
Pre
vent
ivo
3)
Pre
dict
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r la
conexi
ón
de
pue
sta a
tie
rra.
2)
Insp
ecc
iona
r, li
mpia
r y
apr
etar
toda
s la
s co
nexi
one
s.
3)
Real
izar
pru
eba
term
ográ
fica, m
edi
r co
rrie
nte r
esi
dua
l del
neu
tro
-tie
rra
y re
sist
enc
ia d
e c
onex
ión
a m
alla
de t
ierr
a.
1)
Dia
riam
ent
e
2)
y 3)
Anua
l
117
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
tac
ión
: P
AS
CU
AL
ES
S
iste
ma
de
Tra
nsf
orm
ació
n d
e P
ote
nci
a :
AT
R (
138/
69/1
3.8)
M
od
o d
e F
alla
F
recu
enci
a d
e E
ven
to
Tar
ea d
e m
ante
nim
ien
to
Ac
ció
n d
e m
ante
nim
ien
to
Fre
cuen
cia
de
man
ten
imie
nto
1A
1
2 c
ada 6
año
s*
1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r la
posi
ción
de
las
válv
ula
s, li
mpia
r el
pol
vo e
info
rmar
cual
quie
r ano
malía
. 2)
Real
izar
pru
ebas
ter
mogr
áfic
as
1)
Dia
rio
2)
8 m
ese
s (6
3.8%
)
1A
2
No h
a o
curr
ido*
1)
y 2)
Pre
vent
ivo
3)
Pre
dict
ivo
4)
y 5)
Corr
ectiv
o
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r y
reg
istr
ar
las
tem
per
atu
ras
de
los
dev
ana
dos
y del
ace
ite d
ielé
ctrico
. 2)
Verif
icar
el a
rran
que
de c
ada g
rupo s
egún
la te
mper
atura
y
con
la
pot
enc
ia e
léct
rica s
umin
istr
ada
en
el m
oment
o.
3)
Real
izar
pru
ebas
ter
mogr
áfic
as.
4)
Pro
bar
y ca
libra
r lo
s in
dic
ado
res
de
tem
per
atura
, te
rmo
cupla
s, r
elé
de
Buch
olz
y,
la v
álv
ula
de a
livio
de p
resi
ón.
5)
Cheq
uea
r, a
just
ar
y pro
bar
el f
unc
iona
mie
nto
del s
iste
ma
de
refr
iger
aci
ón
(repa
rar
o re
empla
zar
si e
s nec
esa
rio).
1)
y 2)
Dia
rio
3)
Anua
l, C
ond
ició
n
4)
Bia
nual
5)
Anua
l
1B
1
No h
a o
curr
ido*
1)
Pre
vent
ivo
2)
Corr
ect
ivo
- C
ond
ició
n
1)
Acc
ión
de
mant
eni
mie
nto
sim
ilar
A2
2)
Revi
sión
del
sof
tware
, TC
´s de
imag
en
térm
ica y
corr
ient
es.
1)
Dia
rio,
anu
al,
bia
nual
2)
Anua
l y/o
co
ndic
ión
1B
2
3 c
ada 6
año
s*
1)
Pre
dict
ivo
2)
y 3)
Pre
vent
ivo
-Cond
ició
n
1)
Real
izar
pru
ebas
ter
mogr
áfic
as
a: c
one
xione
s, ju
ntur
as
y gra
pas.
2)
Insp
ecc
iona
r y
apr
etar
pun
tos
de
cone
xión.
3)
Lub
ricaci
ón,
pru
ebas
y a
just
e de
meca
nis
mo
de L
TC
1)
8 m
ese
s (6
2.3%
) 2)
y 3)
Anua
l y/o
a
cond
ició
n 1C
1
1 c
ada 6
año
s*
1)
Pre
vent
ivo
2)
Cond
ició
n
3),
4) y
5)
pre
dic
tivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r, e
l colo
r y
niv
el d
el a
ceite
, síli
ca-g
el d
el
tanq
ue
resp
irade
ro y
par
arr
ayo
s.
2)
Reem
pla
zar
empaq
uet
adu
ras
de
pue
rtas
de
gab
inet
es,
de
caja
s de
cone
xione
s de c
abl
es,
de in
dic
ador
es
de
tem
per
atu
ra.c
uan
do m
ues
tre
dec
olo
raci
ón.
3)
Real
izar
pru
ebas
fís
ico
-quím
icas
y cr
om
atog
ráfic
as a
l ace
ite
die
léct
rico
del t
rans
form
ado
r, s
i es
nec
esa
rio d
eshid
rata
ción
del
ais
lam
iento
medi
ant
e v
ací
o,
rem
oci
ón
de
lodo
s y
áci
dos
. 4)
Real
izar
pru
ebas
elé
ctric
as
com
ple
tas
a lo
s dev
ana
dos
5)
Real
izar
pru
ebas
elé
ctric
as
a lo
s bush
ing
s, T
C´s
, par
arr
ayo
s.
1)
Dia
rio
2)
Cond
ició
n
3)
Anua
l 4)
Cada
5 a
ños
y/o
a C
ondi
ción
5)
Anua
l
118
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: P
AS
CU
AL
ES
S
iste
ma
de
Tra
nsf
orm
ació
n d
e P
ote
nci
a :
AT
R (
138/
69/1
3.8)
M
od
o d
e F
alla
F
recu
enci
a d
e E
ven
to
Tar
ea d
e m
ante
nim
ien
to
Ac
ció
n d
e m
ante
nim
ien
to
Fre
cuen
cia
de
man
ten
imie
nto
1C
2
No h
a o
curr
ido*
1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
- C
ond
ició
n
1)
Moni
tore
ar
la o
pera
ción
en
tiem
po r
eal
del
tra
nsfo
rmador
a
travé
s de u
n ana
lizado
r de
H2.
2)
Real
izar
las
pru
ebas
de:
índi
ce d
e p
olariza
ción,
y a
nális
is d
e re
spues
ta d
e fr
ecu
enc
ia.
1)
Dia
riam
ent
e p
or 1
año
2)
Cada
10
año
s
1C
3
2 c
ada 6
año
s*
Las
tar
eas
, acc
ione
s y
las
frecu
enc
ias
de
mant
enim
ient
o d
e la
falla
func
iona
l A s
on
apl
icada
s ta
mbié
n a e
ste
modo
de
falla
. 1C
4
No h
a o
curr
ido*
1)
Pre
dict
ivo
-C
orr
ect
ivo
2 y
3)
Pre
dict
ivo
o C
ondi
ción
1)
Lim
pia
r y
real
izar
pru
ebas
ter
mog
ráfic
as
a lo
s bus
hin
gs
y pun
tos
de
cone
xión.
2)
Real
iza
r pru
ebas
elé
ctric
as
com
ple
tas.
3)
Real
izar
pru
ebas
fís
ico
-quím
icas
y cr
om
atog
ráfic
as a
l ace
ite, s
i es
nece
sario
desh
idra
taci
ón
del
ais
lam
iento
medi
ant
e h
orno
s de
seca
do.
1)
Anua
l 2)
Bia
nual
3)
Cada
10
año
s
1C
5
1 c
ada 6
año
s*
1)
Pre
vent
ivo
2)
Cond
ició
n –
Corr
ect
ivo
3)
Corr
ect
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r e in
form
ar
de
cual
quie
r fu
ga.
2)
Aju
star
torn
illos
de b
ushin
gs
y m
aho
les
has
ta 4
0 lb
-f (
IEE
).
3)
Al d
etect
ar fug
as,
cam
bia
r em
paq
ues
, re
move
r oxi
do
y pin
tar.
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Anua
l y c
ond
ició
n
3)
Condi
ción
1C
6
5 c
ada 6
año
* 1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
- C
orr
ect
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r lo
s dis
pos
itivo
s de
pro
tecc
ión,
bor
ner
as,
cont
act
os
y co
nex
ione
s de c
abl
es
de c
ont
rol,
her
met
icid
ad y
cale
facc
ión
de
los
gab
inet
es.
2)
Reca
libra
r (s
i es
nece
sario)
y r
eal
izar
pru
ebas
func
iona
les
a lo
s re
lees
y d
e re
com
isio
nam
ient
o a
los
circ
uito
s de
pro
tecc
ión.
Anua
l (50%
) 1)
Dia
riam
ent
e
2)
Bia
nual
1C
7
5 c
ada 7
año
s*
1 y
2)
Pre
vent
ivo
- C
orr
ect
ivo
1)
Insp
ecc
iona
r, li
mpia
r y
pin
tar
dis
yunt
ore
s y
secc
iona
dore
s aso
ciado
s.
2)
Verif
icar
pue
sta
a ti
err
a d
el d
isyu
ntor
Anua
l (50%
) 1)
Anua
l (58.
42%
) 2)
Anua
l 2A
1
No h
a o
curr
ido*
1)
y 2)
Pre
vent
ivo
3)
Pre
dict
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r la
conexi
ón
de
pue
sta a
tie
rra.
2)
Insp
ecc
iona
r, li
mpia
r y
apr
etar
toda
s la
s co
nexi
one
s.
3)
Real
izar
pru
eba
term
ográ
fica, m
edi
r co
rrie
nte r
esi
dua
l del
neu
tro-
tierr
a y
res
iste
ncia
de c
one
xión
a m
alla
de
tierr
a.
1)
Dia
riam
ent
e
2)
y 3)
Anua
l
119
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: P
AS
CU
AL
ES
. S
iste
ma
de
Co
rte
y S
ecci
on
amie
nto
: D
isyu
nto
r 23
0 K
v.
Mo
do
de
Fal
la
Fre
cuen
cia
de
Eve
nto
T
area
de
man
ten
imie
nto
A
cci
ón
de
man
ten
imie
nto
F
recu
enci
a d
e m
ante
nim
ien
to
1A
1
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
1)
y 2)
Pre
dict
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r el e
stado
fís
ico y
cone
xione
s del
circ
uito
aso
ciado
. 2)
Real
izar
pru
ebas
de
calib
raci
ón
a lo
s re
lees
y d
e ais
lam
iento
del
cabl
ead
o.
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Anua
l
1A
2
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Cond
ició
n
1)
Insp
ecc
iona
r y
limpia
r lo
s co
nta
ctos
auxi
liare
s y
lubr
icar
el
sist
em
a de
acc
iona
mie
nto
. 2)
Real
izar
pru
ebas
func
iona
les
al d
isyu
ntor.
3)
Real
izar
pru
eba
de
term
ogra
fía.
1),
2)
y 3)
A
nua
l
1A
3
No h
a o
curr
ido
Est
a fu
era
de
los
límite
s del M
CC
par
a e
l dis
yunt
or
1B
1
No h
a o
curr
ido
Est
a fu
era
de
los
límite
s del M
CC
par
a e
l dis
yunt
or
1B
2
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
1)
Capa
cita
ción
del
per
sona
l de
ope
raci
one
s 1)
Anua
l 1B
3
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
y 3)
Cond
ició
n
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r y
reg
istr
ar
el n
úmero
de
ope
raci
one
s y
la p
resi
ón
del
gas
die
léct
rico
. 2)
Realiz
ar
pru
ebas
de
aper
tura
y c
ierr
e, d
e si
multa
neid
ad y
tie
mpos
de
ope
raci
ón
del
dis
yunt
or.
3)
Pru
ebas
elé
ctric
as
a la
s bobin
as d
e m
and
o
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Cada
3 a
ños
3)
Cada
3 a
ños
1B
4
1 c
ada 3
año
s 1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
1)
Dar
mant
eni
mie
nto a
la t
ube
ría d
el g
as
y apr
iete
las
brida
s.
2)
Real
izar
la p
rueb
a de
pre
sión
del
gas
1)
Anua
l 2)
Cada
6 a
ños
1B
5
No h
a o
curr
ido
1)
y 3)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
1)
Insp
ecc
iona
r y
apr
etar
pos
ible
s af
loja
mie
nto
s de
anill
os
de
reso
rte y
cada
per
no
de
la u
nid
ad d
e e
nlace
de
la v
arilla
de
ope
raci
ón.
2)
Real
izar
pru
ebas
de
fug
as
de
aire
.
3)
Rutin
ariam
ent
e ve
rific
ar
si e
xist
e o
no
soni
dos
de
fug
a d
e aire
.
1)
Cada
3 a
ños
2)
Cada
3 a
ños
3)
Dia
riam
ent
e
120
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: P
AS
CU
AL
ES
. S
iste
ma
de
Co
rte
y S
ecci
on
amie
nto
: D
isyu
nto
r 13
8 K
v.
Mo
do
de
Fal
la
Fre
cuen
cia
de
Eve
nto
T
area
de
man
ten
imie
nto
A
cci
ón
de
man
ten
imie
nto
F
recu
enci
a d
e m
ante
nim
ien
to
1A
1
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
1)
y 2)
Pre
dict
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r el e
stado
fís
ico y
cone
xione
s del
circ
uito
aso
ciado
. 2)
Real
izar
pru
ebas
de
calib
raci
ón
a lo
s re
lees
y d
e ais
lam
iento
del
cabl
ead
o.
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Anua
l
1A
2
1 c
ada 3
año
s 1)
Pre
vent
ivo
2)
Cond
ició
n
1)
Insp
ecc
iona
r y
limpia
r lo
s co
nta
ctos
auxi
liare
s y
lubr
icar
el
sist
em
a de
acc
iona
mie
nto
. 2)
Real
izar
pru
ebas
func
iona
les
al d
isyu
ntor.
3)
Real
izar
pru
eba
de
term
ogra
fía.
1),
2)
y 3)
A
nua
l
1A
3
1 c
ada 3
año
s E
sta fu
era
de
los
límite
s del M
CC
par
a e
l dis
yunt
or
1B
1
No h
a o
curr
ido
Est
a fu
era
de
los
límite
s del M
CC
par
a e
l dis
yunt
or
1B
2
1 c
ada 3
año
s 1)
Pre
vent
ivo
1)
Capa
cita
ción
del
per
sona
l de
ope
raci
one
s 1)
Anua
l 1B
3
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
y 3)
Cond
ició
n
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r y
reg
istr
ar
el n
úmero
de
ope
raci
one
s y
la p
resi
ón
del
gas
die
léct
rico
. 2)
Real
izar
pru
ebas
de
aper
tura
y c
ierr
e, d
e si
multa
neid
ad y
tie
mpos
de
ope
raci
ón
del
dis
yunt
or.
3)
Pru
ebas
elé
ctric
as
a la
s bobin
as d
e m
and
o
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Cada
3 a
ños
3)
Cada
3 a
ños
1B
4
1 c
ada 3
año
s 1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
1)
Dar
mant
eni
mie
nto a
la t
ube
ría d
el g
as
y apr
iete
las
brida
s.
2)
Real
izar
la p
rueb
a de
pre
sión
del
gas
1)
Anua
l 2)
Cada
6 a
ños
1B
5
No h
a o
curr
ido
1)
y 3)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
1)
Insp
ecc
iona
r y
apr
etar
pos
ible
s af
loja
mie
nto
s de
anill
os
de
reso
rte y
cada
per
no
de
la u
nid
ad d
e e
nlace
de
la v
arilla
de
ope
raci
ón.
2)
Real
izar
pru
ebas
de
fug
as
de
aire
.
3)
Rutin
ariam
ent
e ve
rific
ar
si e
xist
e o
no
soni
dos
de
fug
a d
e aire
.
1)
Cada
3 a
ños
2)
Cada
3 a
ños
3)
Dia
riam
ent
e
121
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: P
AS
CU
AL
ES
. S
iste
ma
de
Co
rte
y S
ecci
on
amie
nto
: D
isyu
nto
r 69
Kv.
M
od
o d
e F
alla
F
recu
enci
a d
e E
ven
to
Tar
ea d
e m
ante
nim
ien
to
Ac
ció
n d
e m
ante
nim
ien
to
Fre
cuen
cia
de
man
ten
imie
nto
1A
1
2 c
ada 3
año
s 1)
Pre
vent
ivo
1)
y 2)
Pre
dict
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r el e
stado
fís
ico y
cone
xione
s del
circ
uito
aso
ciado
. 2)
Real
izar
pru
ebas
de
calib
raci
ón
a lo
s re
lees
y d
e ais
lam
iento
del
cabl
ead
o.
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Anua
l
1A
2
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Cond
ició
n
1)
Insp
ecc
iona
r y
limpia
r lo
s co
nta
ctos
auxi
liare
s y
lubr
icar
el
sist
em
a de
acc
iona
mie
nto
. 2)
Real
izar
pru
ebas
func
iona
les
al d
isyu
ntor.
3)
Real
izar
pru
eba
de
term
ogra
fía.
1),
2)
y 3)
A
nua
l
1A
3
No h
a o
curr
ido
Est
a fu
era
de
los
límite
s del M
CC
par
a e
l dis
yunt
or
1B
1
No h
a ocu
rrid
o E
sta fu
era
de
los
límite
s del M
CC
par
a e
l dis
yunt
or
1B
2
2 c
ada 3
año
s 1)
Pre
vent
ivo
1)
Capa
cita
ción
del
per
sona
l de
ope
raci
one
s 1)
Anua
l 1B
3
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
y 3)
Cond
ició
n
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r y
reg
istr
ar
el n
úmero
de
ope
raci
one
s y
la p
resi
ón
del
gas
die
léct
rico
. 2)
Real
izar
pru
ebas
de
aper
tura
y c
ierr
e, d
e si
multa
neid
ad y
tie
mpos
de
ope
raci
ón
del
dis
yunt
or.
3)
Pru
ebas
elé
ctric
as
a la
s bobin
as d
e m
and
o
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Cada
5 a
ños
3)
Cada
5 a
ños
1B
4
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
1)
Dar
mant
eni
mie
nto a
la t
ube
ría d
el g
as
y apr
iete
a la
s br
idas
. 2)
Real
izar
la p
rueb
a de
pre
sión
del
SF
6 1)
Anua
l 2)
Cada
5 a
ños
1B
5
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
1)
Lub
ricar
la c
aja
de
eng
rana
jes,
eje
s y
blo
que
ador
es
2)
Medi
r la
corr
ient
e y
tie
mpo d
e te
nsad
o del
moto
r
1)
Cada
3 a
ños
2)
Cada
5 a
ños
T
AB
LA
4-7
: P
lan
de
man
ten
imie
nto
del
Eq
uip
o P
rim
ario
de
S/E
P
ascu
ales
122
FIG
UR
A 4
-4:
Dia
gra
ma
un
ifil
ar d
e l
a S
/E T
rin
itar
ia 2
30/1
38/
kV.
123
F
IGU
RA
4-5
: D
iag
ram
a u
nif
ilar
de
la
S/E
Tri
nit
aria
69
kV.
124
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: T
RIN
ITA
RIA
S
iste
ma
de
Tra
nsf
orm
ació
n d
e P
ote
nci
a :
AT
T (
230/
138/
13.8
) M
od
o d
e F
alla
F
recu
enci
a d
e E
ven
to
Tar
ea d
e m
ante
nim
ien
to
Ac
ció
n d
e m
ante
nim
ien
to
Fre
cuen
cia
de
man
ten
imie
nto
1A
1
No h
a
ocu
rrid
o 1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r la
posi
ción
de
las
válv
ula
s, li
mpia
r el
pol
vo e
info
rmar
cual
quie
r ano
malía
. 2)
Real
izar
pru
ebas
ter
mogr
áfic
as
1)
Dia
rio
2)
Anua
l
1A
2
No h
a
ocu
rrid
o 1)
y 2)
Pre
vent
ivo
3)
Pre
dict
ivo
4)
y 5)
Corr
ectiv
o
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r y
reg
istr
ar
las
tem
per
atu
ras
de
los
dev
ana
dos
y del
ace
ite d
ielé
ctrico
. 2)
Verif
icar
el a
rran
que
de c
ada g
rupo s
egún
la te
mper
atura
y
con
la
pot
enc
ia e
léct
rica s
umin
istr
ad
a en
el m
oment
o.
3)
Real
izar
pru
ebas
ter
mogr
áfic
as.
4)
Pro
bar
y ca
libra
r lo
s in
dic
ado
res
de
tem
per
atura
, te
rmo
cupla
s, r
elé
de
Buch
hol
z y,
la v
álv
ula
de a
livio
de p
resi
ón.
5)
Cheq
uea
r, a
just
ar
y pro
bar
el f
unc
iona
mie
nto
del s
iste
ma
de
refr
iger
aci
ón
(repa
rar
o re
empla
zar
si e
s nec
esa
rio).
1)
y 2)
Dia
rio
3)
Anua
l, C
ond
ició
n
4)
Bia
nual
5)
Sem
est
ral
1B
1
No h
a
ocu
rrid
o 1)
Pre
vent
ivo
2)
Corr
ect
ivo
- C
ond
ició
n
1)
Acc
ión
de
mant
eni
mie
nto
sim
ilar
A2
2)
Revi
sión
del
sof
tware
, TC
´s de
imag
en
térm
ica y
corr
ient
es.
1)
Dia
rio,
anu
al,
bia
nual
2)
Anua
l y/o
co
ndic
ión
1B
2
No h
a
ocu
rrid
o 1)
Pre
dict
ivo
2)
y 3)
Pre
vent
ivo -
Cond
ició
n
1)
Real
izar
pru
ebas
ter
mogr
áfic
as
a: c
one
xione
s, ju
ntur
as
y gra
pas.
2)
Insp
ecc
iona
r y
apr
etar
pun
tos
de
cone
xión.
1)
Anua
l 2)
Anua
l y/o
a
cond
ició
n
1C
1
No h
a
ocu
rrid
o 1)
Pre
vent
ivo
2)
Cond
ició
n
3),
4) y
5)
pre
dic
tivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r, e
l colo
r y
niv
el d
el a
ceite
, síli
ca-g
el d
el
tanq
ue
resp
irade
ro y
par
arr
ayo
s.
2)
Reem
pla
zar
empaq
uet
adu
ras
de
pue
rtas
de
gab
inet
es,
de
caja
s de
cone
xiones
de c
abl
es,
de in
dic
ado
res
de
tem
per
atu
ra.
cuan
do m
ues
tre d
eco
lora
ción.
3)
Real
izar
pru
ebas
fís
ico
-quím
icas
y cr
om
atog
ráfic
as a
l ace
ite
die
léct
rico
del t
rans
form
ado
r, s
i es
nec
esa
rio d
eshid
rata
ción
del
ais
lam
iento
medi
ant
e v
ací
o,
rem
oci
ón
de
lodo
s y
áci
dos.
4)
Real
izar
pru
ebas
elé
ctric
as
com
ple
tas
a: l
os
dev
ana
dos,
TC
´s,
par
arr
ayo
s.
1)
Dia
rio
2)
Cond
ició
n
3)
Anua
l 4)
Cada
8 a
ños
y/o a
Cond
ició
n
5)
Anua
l
125
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: T
RIN
ITA
RIA
S
iste
ma
de
Tra
nsf
orm
ació
n d
e P
ote
nci
a :
AT
T (
230/
138/
13.8
) M
od
o d
e F
alla
F
recu
enci
a d
e E
ven
to
Tar
ea d
e m
ante
nim
ien
to
Ac
ció
n d
e m
ante
nim
ien
to
Fre
cuen
cia
de
man
ten
imie
nto
1C
2
No h
a
ocu
rrid
o 1)
Pre
dict
ivo
- C
ond
ició
n
1)
Real
izar
las
pru
ebas
de:
índi
ce d
e p
olariza
ción,
y a
nális
is d
e re
spues
ta d
e fr
ecu
enc
ia.
1)
Cada
10
año
s
1C
3
No h
a
ocu
rrid
o Las
tar
eas
, acc
ione
s y
las
frecu
enc
ias
de
mant
enim
ient
o d
e la
falla
func
iona
l A s
on
apl
icada
s ta
mbié
n a e
ste
modo
de
falla
. 1C
4
No h
a
ocu
rrid
o 1)
Pre
dict
ivo
-C
orr
ect
ivo
2 y
3)
Pre
dict
ivo
1)
Lim
pia
r y
real
izar
pru
ebas
ter
mog
ráfic
as
a lo
s bus
hin
gs
y pun
tos
de
cone
xión.
2)
Real
izar
pru
ebas
elé
ctric
as
com
ple
tas.
3)
Real
izar
pru
ebas
fís
ico
-quím
icas
y cr
om
atog
ráfic
as a
l ace
ite, s
i es
nec
esa
rio d
esh
idra
taci
ón
del
ais
lam
iento
medi
ant
e h
orn
os d
e se
cado
.
1)
Anua
l 2)
Bia
nual
3)
Cada
10
año
s
1C
5
No h
a
ocu
rrid
o 1)
Pre
vent
ivo
2)
Cond
ició
n –
Corr
ect
ivo
3)
Corr
ect
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r e in
form
ar
de
cual
quie
r fu
ga.
2)
Aju
star
torn
illos
de b
ushin
gs
y m
aho
les
has
ta 4
0 lb
-f (
IEE
).
3)
Al d
etect
ar f
ugas,
cam
bia
r em
paq
ues
, re
move
r oxi
do
y pin
tar.
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Anua
l y
cond
ició
n
3)
Cond
ició
n
1C
6
No h
a
ocu
rrid
o 1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
- C
orr
ect
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r lo
s dis
pos
itivo
s de
pro
tecc
ión,
bor
ner
as,
co
ntact
os y
cone
xione
s d
e c
able
s de
cont
rol;
her
metic
idad
y c
ale
facc
ión
de
los
gabi
net
es.
2)
Reca
libra
r (s
i es
nece
sario)
y r
eal
izar
pru
ebas
func
iona
les
a lo
s re
lees
y
de
reco
mis
iona
mie
nto
a lo
s ci
rcuito
s de
pro
tecc
ión.
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Bia
nual
1C
7
1 c
ada 7
año
s 1 y
2)
Pre
ventiv
o-
Corr
ect
ivo
1)
Insp
ecc
iona
r, li
mpia
r y
pin
tar
dis
yunt
ore
s y
secc
iona
dore
s aso
ciado
s.
2)
Verif
icar
pue
sta
a ti
err
a d
el d
isyu
ntor
1)
Anua
l (58.
42%
) 2)
Anua
l 2A
1
No h
a
ocu
rrid
o 1)
y 2)
Pre
vent
ivo
3)
Pre
dict
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r la
conexi
ón
de
pue
sta a
tie
rra.
2)
Insp
ecc
iona
r, li
mpia
r y
apr
etar
toda
s la
s co
nexi
one
s.
3)
Real
izar
pru
eba
term
ográ
fica, m
edi
r co
rrie
nte r
esi
dua
l del
neu
tro
-tie
rra
y re
sist
enc
ia d
e co
nexi
ón
a m
alla
de tie
rra.
1)
Dia
riam
ent
e
2)
y 3)
Anua
l
126
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: T
RIN
ITA
RIA
S
iste
ma
de
Tra
nsf
orm
ació
n d
e P
ote
nci
a :
AT
Q (
138/
69/1
3.8)
M
od
o d
e F
alla
F
recu
enci
a d
e E
ven
to
Tar
ea d
e m
ante
nim
ien
to
Ac
ció
n d
e m
ante
nim
ien
to
Fre
cuen
cia
de
man
ten
imie
nto
1A
1
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r la
posi
ción
de
las
válv
ula
s, li
mpia
r el
pol
vo e
info
rmar
cual
quie
r ano
malía
. 2)
Real
izar
pru
ebas
ter
mogr
áfic
as
1)
Dia
rio
2)
Anua
l
1A
2
No h
a o
curr
ido
1)
y 2)
Pre
vent
ivo
3)
Pre
dict
ivo
4)
y 5)
Corr
ectiv
o
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r y
reg
istr
ar
las
tem
per
atu
ras
de
los
dev
ana
dos
y del
ace
ite d
ielé
ctrico
. 2)
Verif
icar
el a
rran
que
de c
ada g
rupo s
egún
la te
mper
atura
y
con
la
pot
enc
ia e
léct
rica s
umin
istr
ada
en
el m
oment
o.
3)
Real
izar
pru
ebas
ter
mogr
áfic
as.
4)
Pro
bar
y ca
libra
r lo
s in
dic
ado
res
de
tem
per
atura
, te
rmo
cupla
s, r
elé
de
Buch
hol
z y,
la v
álv
ula
de
aliv
io d
e p
resi
ón.
5)
Cheq
uea
r, a
just
ar
y pro
bar
el f
unc
iona
mie
nto
del s
iste
ma
de
refr
iger
aci
ón
(repa
rar
o re
empla
zar
si e
s nec
esa
rio).
1)
y 2)
Dia
rio
3)
Anua
l, C
ond
ició
n
4)
Bia
nual
5)
Sem
est
ral
1B
1
1 c
ada 7
año
s 1)
Pre
vent
ivo
2)
Corr
ect
ivo
- C
ond
ició
n
1)
Acc
ión
de
mant
eni
mie
nto
sim
ilar
A2
2)
Revi
sión
del
sof
tware
, TC
´s de
imag
en
térm
ica y
corr
ient
es.
1)
Dia
rio,
anu
al,
bia
nual
2)
Anua
l y/o
con
dici
ón
1B
2
1 c
ada 7
año
s 1)
Pre
dict
ivo
2)
y 3)
Pre
vent
ivo
-Cond
ició
n
1)
Real
izar
pru
ebas
ter
mogr
áfic
as
a: c
one
xione
s, ju
ntur
as
y gra
pas.
2)
Insp
ecc
iona
r y
apr
etar
pun
tos
de
cone
xión.
3)
Lub
ricaci
ón,
pru
ebas
y a
just
e de
meca
nis
mo
de L
TC
1)
Anua
l 2)
y 3)
Anua
l y/o
a
cond
ició
n
1C
1
3 c
ada 7
año
s 1)
Pre
vent
ivo
2)
Cond
ició
n
3),
4) y
5)
pre
dic
tivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r, e
l colo
r y
niv
el d
el a
ceite
, síli
ca-g
el
del
tanq
ue
resp
irade
ro y
par
arr
ayo
s.
2)
Reem
pla
zar
empaq
uet
adu
ras
de
pue
rtas
de
gab
inet
es,
de
caja
s de
cone
xione
s de c
abl
es,
de
indi
cado
res
de
tem
pera
tura
. cu
ando
mues
tre d
eco
lora
ción.
3)
Real
izar
pru
ebas
fís
ico
-quím
icas
y cr
om
atog
ráfic
as a
l ace
ite
die
léct
rico
del t
rans
form
ado
r, s
i es
nec
esa
rio d
eshid
rata
ción
del
ais
lam
iento
medi
ant
e v
ací
o,
rem
oci
ón
de
lodo
s y
áci
dos
. 4)
Real
izar
pru
ebas
elé
ctric
as
com
ple
tas
a: l
os
dev
ana
dos,
TC
´s,
par
arr
ayo
s.
1)
Dia
rio
2)
Cond
ició
n
3)
Anua
l 4)
Cada
5 a
ños
y/o a
C
ond
ició
n
5)
Anua
l
127
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: T
RIN
ITA
RIA
S
iste
ma
de
Tra
nsf
orm
ació
n d
e P
ote
nci
a :
AT
Q (
138/
69/1
3.8)
M
od
o d
e F
alla
F
recu
enci
a d
e E
ven
to
Tar
ea d
e m
ante
nim
ien
to
Ac
ció
n d
e m
ante
nim
ien
to
Fre
cuen
cia
de
man
ten
imie
nto
1C
2
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
dict
ivo
- C
ond
ició
n
1)
Real
izar
las
pru
ebas
de:
índi
ce d
e p
olari
zaci
ón,
y a
nális
is d
e re
spues
ta d
e fr
ecu
enc
ia.
2)
Cada
10
año
s
1C
3
No h
a o
curr
ido
Las
tar
eas
, acc
ione
s y
las
frecu
enc
ias
de
mant
enim
ient
o d
e la
falla
func
iona
l A s
on
apl
icada
s ta
mbié
n a e
ste
modo
de
falla
. 1C
4
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
dict
ivo
-C
orr
ect
ivo
2 y
3)
Pre
dict
ivo
1)
Lim
pia
r y
real
izar
pru
ebas
ter
mog
ráfic
as
a lo
s bus
hin
gs
y pun
tos
de
cone
xión.
2)
Real
izar
pru
ebas
elé
ctric
as
com
ple
tas.
3)
Real
izar
pru
ebas
fís
ico
-quím
icas
y cr
om
atog
ráfic
as a
l ace
ite, s
i es
nec
esa
rio d
esh
idra
taci
ón
del
ais
lam
iento
med
iant
e h
orn
os d
e se
cado.
1)
Anua
l 2)
Bia
nual
3)
Cada
10
año
s
1C
5
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Cond
ició
n –
Corr
ect
ivo
3)
Corr
ect
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r e in
form
ar
de
cual
quie
r fu
ga.
2)
Aju
star
torn
illos
de b
ushin
gs
y m
aho
les
has
ta 4
0 lb
-f (
IEE
).
3)
Al d
etect
ar fug
as,
cam
bia
r em
paq
ues
, re
move
r oxi
do
y pin
tar.
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Anua
l y c
ond
ició
n
3)
Cond
ició
n
1C
6
3 c
ada 7
año
s 1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
- C
orr
ect
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r lo
s dis
pos
itivo
s de
pro
tecc
ión,
bor
ner
as,
cont
act
os
y co
nex
ione
s de c
abl
es
de c
ont
rol;
herm
etic
idad
y
cale
facc
ión
de
los
gab
inet
es.
2)
Reca
libra
r (s
i es
nece
sario)
y r
eal
izar
pru
ebas
func
iona
les
a lo
s re
lees
y d
e re
com
isio
nam
ient
o a
los
circ
uito
s de
pro
tecc
ión.
Anua
l (78%
) 1)
Dia
riam
ent
e
2)
Bia
nual
1C
7
1 c
ada 7
año
s 1 y
2)
Pre
vent
ivo
- C
orr
ect
ivo
1)
Insp
ecc
iona
r, li
mpia
r y
pin
tar
dis
yunt
ore
s y
secc
iona
dore
s aso
ciado
s.
2)
Verif
icar
pue
sta
a ti
err
a d
el d
isyu
ntor
1)
y 2)
Anua
l
2A
1
No h
a o
curr
ido
1)
y 2)
Pre
vent
ivo
3)
Pre
dict
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r la
conexi
ón
de
pue
sta a
tie
rra.
2)
Insp
ecc
iona
r, li
mpia
r y
apr
etar
toda
s la
s co
nexi
one
s.
3)
Real
izar
pru
eba
term
ográ
fica, m
edi
r co
rrie
nte r
esi
dua
l del
neu
tro
-tie
rra
y re
sist
enc
ia d
e c
onex
ión
a m
alla
de t
ierr
a.
1)
Dia
riam
ent
e
2)
y 3)
Anua
l
128
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: T
RIN
ITA
RIA
S
iste
ma
de
Co
rte
y S
ecci
on
amie
nto
: D
isyu
nto
r 23
0 K
v.
Mo
do
de
Fal
la
Fre
cuen
cia
de
Eve
nto
T
area
de
man
ten
imie
nto
A
cci
ón
de
man
ten
imie
nto
F
recu
enci
a d
e m
ante
nim
ien
to
1A
1
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
1)
y 2)
Pre
dict
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r el e
stado
fís
ico y
cone
xione
s del
circ
uito
aso
ciado
. 2)
Real
izar
pru
ebas
de
calib
raci
ón
a lo
s re
lees
y d
e ais
lam
iento
del
ca
blead
o.
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Anua
l
1A
2
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Cond
ició
n
1)
Insp
ecc
iona
r y
limpia
r lo
s co
nta
ctos
auxi
liare
s y
lubr
icar
el
sist
em
a de
acc
iona
mie
nto
. 2)
Real
izar
pru
ebas
func
iona
les
al d
isyu
ntor.
3)
Real
izar
pru
eba
de
term
ogra
fía.
1),
2)
y 3)
A
nua
l
1A
3
No h
a o
curr
ido
Est
a fu
era
de
los
límite
s del M
CC
par
a e
l dis
yunt
or
1B
1
No h
a o
curr
ido
Est
a fu
era
de
los
límite
s del M
CC
par
a e
l dis
yunt
or
1B
2
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
1)
Capa
cita
ción
del
per
sona
l de
ope
raci
one
s 1)
Anua
l 1B
3
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
y 3)
Cond
ició
n
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r y
reg
istr
ar
el n
úmero
de
ope
raci
one
s y
la p
resi
ón
del
gas
die
léct
rico
. 2)
Real
izar
pru
ebas
de
aper
tura
y c
ierr
e, d
e si
multa
neid
ad y
tie
mpos
de
ope
raci
ón
del
dis
yunt
or.
3)
Pru
ebas
elé
ctric
as
a la
s bobin
as d
e m
and
o
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Cada
3 a
ños
3)
Cada 3
año
s
1B
4
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
1)
Dar
mant
eni
mie
nto a
la t
ube
ría d
el g
as
y apr
iete
las
brida
s.
2)
Real
izar
la p
rueb
a de
pre
sión
del
gas
1)
Anua
l 2)
Cada
6 a
ños
1B
5
No h
a o
curr
ido
1)
y 3)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
1)
Insp
ecc
iona
r y
apr
etar
pos
ible
s af
loja
mie
nto
s de
anill
os
de
reso
rte y
cada
per
no
de
la u
nid
ad d
e e
nlace
de
la v
arilla
de
ope
raci
ón.
2)
Real
izar
pru
ebas
de
fug
as
de
aire
. 3)
Rutin
ariam
ent
e ve
rific
ar
si e
xist
e o
no
soni
dos
de
fug
a d
e aire
.
1)
Cada
3 a
ños
2)
Cada
3 a
ños
3)
Dia
riam
ent
e
129
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: T
RIN
ITA
RIA
S
iste
ma
de
Co
rte
y S
ecci
on
amie
nto
: D
isyu
nto
r 13
8 K
v.
Mo
do
de
Fal
la
Fre
cuen
cia
de
Eve
nto
T
area
de
man
ten
imie
nto
A
cci
ón
de
man
ten
imie
nto
F
recu
enci
a d
e m
ante
nim
ien
to
1A
1
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
1)
y 2)
Pre
dict
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r el e
stado
fís
ico y
cone
xione
s del
circ
uito
aso
ciado
. 2)
Real
izar
pru
ebas
de
calib
raci
ón
a lo
s re
lees
y d
e ais
lam
iento
del
cabl
ead
o.
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Anua
l
1A
2
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Cond
ició
n
1)
Insp
ecc
iona
r y
limpia
r lo
s co
nta
ctos
auxi
liare
s y
lubr
icar
el
sist
em
a de
acc
iona
mie
nto
. 2)
Real
izar
pru
ebas
func
iona
les
al d
isyu
ntor.
3)
Real
izar
pru
eba
de
term
ogra
fía.
1),
2)
y 3)
A
nua
l
1A
3
No h
a o
curr
ido
Est
a fu
era
de
los
límite
s del M
CC
par
a e
l dis
yunt
or
1B
1
No h
a o
curr
ido
Est
a fu
era
de
los
límite
s del M
CC
par
a e
l dis
yunt
or
1B
2
1 c
ada 3
año
s 1)
Pre
vent
ivo
1)
Capa
cita
ción
del
per
sona
l de
ope
raci
one
s 1.5
año
s 1B
3
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
y 3)
Cond
ició
n
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r y
reg
istr
ar
el n
úmero
de
ope
raci
one
s y
la p
resi
ón
del
gas
die
léct
rico
. 2)
Real
izar
pru
ebas
de
aper
tura
y c
ierr
e, d
e si
multa
neid
ad y
tie
mpos
de
ope
raci
ón
del
dis
yunt
or.
3)
Pru
ebas
elé
ctric
as
a la
s bobin
as d
e m
and
o
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Cada
3 a
ños
3)
Cada
3 a
ños
1B
4
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
1)
Dar
mant
eni
mie
nto a
la t
ube
ría d
el g
as
y apr
iete
las
brida
s.
2)
Real
izar
la p
rueb
a de
pre
sión
del
gas
1)
Anua
l 2)
Cada
6 a
ños
1B
5
3 c
ada 3
año
s 1)
y 3)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
1)
Insp
ecc
iona
r y
apr
etar
pos
ible
s af
loja
mie
nto
s de
anill
os
de
reso
rte y
cada
per
no
de
la u
nid
ad d
e e
nlace
de
la v
arilla
de
ope
raci
ón.
2)
Real
izar
pru
ebas
de
fug
as
de
aire
.
3)
Rutin
ariam
ent
e ve
rific
ar
si e
xist
e o
no
soni
dos
de
fug
a d
e aire
.
1)
Cada
3 a
ños
2)
Cada
3 a
ños
3)
Dia
riam
ent
e
130
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: T
RIN
ITA
RIA
. S
iste
ma
de
Co
rte
y S
ecci
on
amie
nto
: D
isyu
nto
r 69
Kv.
M
od
o d
e F
alla
F
recu
enci
a d
e E
ven
to
Tar
ea d
e m
ante
nim
ien
to
Ac
ció
n d
e m
ante
nim
ien
to
Fre
cuen
cia
de
man
ten
imie
nto
1A
1
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
1)
y 2)
Pre
dict
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r el e
stado
fís
ico y
cone
xione
s del
circ
uito
aso
ciado
. 2)
Real
izar
pru
ebas
de
calib
raci
ón
a lo
s re
lees
y d
e ais
lam
iento
del
cabl
ead
o.
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Anua
l
1A
2
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Cond
ició
n
1)
Insp
ecc
iona
r y
limpia
r lo
s co
nta
ctos
auxi
liare
s y
lubr
icar
el
sist
em
a de
acc
iona
mie
nto
. 2)
Real
izar
pru
ebas
func
iona
les
al d
isyu
ntor.
3)
Real
izar
pru
eba
de
term
ogra
fía.
1),
2)
y 3)
A
nua
l
1A
3
No h
a o
curr
ido
Est
a fu
era
de
los
límite
s del M
CC
par
a e
l dis
yunt
or
1B
1
No h
a o
curr
ido
Est
a fu
era
de
los
límite
s del M
CC
par
a e
l dis
yunt
or
1B
2
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
1)
Capa
cita
ción
del
per
sona
l de
ope
raci
one
s 1)
Anua
l 1B
3
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
y 3)
Cond
ició
n
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r y
reg
istr
ar
el n
úmero
de
ope
raci
one
s y
la p
resi
ón
del
gas
die
léct
rico
. 2)
Real
izar
pru
ebas
de
aper
tura
y c
ierr
e, d
e si
multa
neid
ad y
tie
mpos
de
ope
raci
ón
del
dis
yunt
or.
3)
Pru
ebas
elé
ctric
as
a la
s bob
inas
de
mand
o
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Cada
5 a
ños
3)
Cada
5 a
ños
1B
4
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
1)
Dar
mant
eni
mie
nto a
la t
ube
ría d
el g
as
y apr
iete
a la
s br
idas
. 2)
Real
izar
la p
rueb
a de
pre
sión
del
SF
6 1)
Anua
l 2)
Cada
5 a
ños
1B
5
No h
a o
curr
ido
1)
y 3)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
1)
Lub
ricar
la c
aja
de
eng
rana
jes,
eje
s y
blo
quea
dor
es
2)
Medi
r la
corr
ient
e y
tie
mpo d
e te
nsad
o del
moto
r
1)
Cada
3 a
ños
2)
Cada
5 a
ños
T
AB
LA
4 -
8: P
lan
de
man
ten
imie
nto
del
Eq
uip
o P
rim
ario
de
S/E
T
rin
itar
ia
131
F
IGU
RA
4-6
: D
iag
ram
a u
nif
ilar
de
la
S/E
Ore
llan
a 13
8/69
kV
.
132
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: O
RE
LL
AN
A
Sis
tem
a d
e T
ran
sfo
rmac
ión
de
Po
ten
cia
: A
TQ
(13
8/69
/13.
8)
Mo
do
de
Fal
la
Fre
cuen
cia
de
Eve
nto
T
area
de
man
ten
imie
nto
A
cci
ón
de
man
ten
imie
nto
F
recu
enci
a d
e m
ante
nim
ien
to
1A
1
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
y 3)C
ondi
ción
1)
Insp
ecc
iona
r vi
sual
ment
e la
pos
ició
n de
las
válv
ula
s de lo
s ra
diado
res
y re
aliz
ar
limpie
za .
2)
Revi
sar
la s
uper
ficie
de lo
s ra
diado
res
de
mane
ra q
ue
no
pre
sente
n fis
uras.
3)R
ealiz
ar
insp
ecc
ión
term
ográ
fica
1)
y 2)
Dia
rio
3),
Anua
l
1A
2
No h
a o
curr
ido
1)
Cond
ició
n
Corr
ect
ivo
2),
4)
y 5)
Pre
vent
ivo
3)
Cond
ició
n
1)
Revi
sión
de
equip
o de
enf
riam
iento
(ve
ntila
dore
s, p
rueb
as d
e
resi
stenc
ia d
e ais
lam
ien
to d
e lo
s m
otore
s, m
edi
ción
de
corr
ient
e y
volta
je d
e lo
s m
otore
s, c
orr
ecc
ión
de
falla
de p
intu
ra y
g
alv
ani
zado
.)
2)
Medi
ant
e in
spec
ción
term
ográ
fica
verific
ar q
ue
no
exi
stan
tem
per
atu
ras
mayo
res
10 º
C e
ntre
cada
pan
el d
el r
adi
ado
r.
3)
Pro
bar
y ca
libra
r lo
s in
dic
ado
res
de
tem
per
atura
y t
erm
ocu
pla
s,
relé
s de g
ases
Buch
olz
4)R
evis
ión
de
que
no
exi
stan
fug
as
de
ace
ite e
n lo
s lu
gar
es
de
aco
ndi
ciona
mie
nto
5)
Verif
icar
el a
ccio
nam
ient
o d
e lo
s g
rupo
s de
enf
riam
iento
de
acu
erd
o a
su te
mper
atura
y a
la p
otenc
ia e
léct
rica s
um
inis
trada
.
1)
Sem
est
ral
2)
Anua
l 3)
Anua
l 4)
y 5)
Dia
ria
1B
1
No h
a o
curr
ido
1)
Corr
ect
ivo
C
ond
ició
n 2
) S
imila
r A
2
1)
Revi
sión
y/o c
alib
raci
ón
de
los
ajust
es
del
moni
tor
de
te
mper
atu
ra, c
heq
ueo
de s
oftw
are
, T
C´s
de
imag
en
térm
ica.
2)
Acc
ión d
e m
ant
eni
mie
nto
sim
ilar
A2
1)
Anua
l - C
ond
ició
n
2)
Dia
rio
–
Sem
est
ral -
Anua
l
1B
2
No h
a o
curr
ido
1),
2)
Cond
ició
n 3)
Pre
vent
ivo
1)
Real
izar
pru
ebas
de
term
ogra
fía a
l gabi
net
e, c
one
xion
es,
ju
ntur
as
y gra
pas
del c
onex
iona
do d
e a
lta d
el t
rafo
. 2)
Verif
icar
pun
tos
de
conex
ión.
3)
Lub
ricaci
ón,
pru
ebas
y a
just
e de
meca
nis
mo
de L
TC
1)
Anua
l 2)
Dia
rio-
A
cond
ició
n
3)
Anua
l – A
co
ndic
ión
133
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: O
RE
LL
AN
A
Sis
tem
a d
e T
ran
sfo
rmac
ión
de
Po
ten
cia
: A
TQ
(13
8/69
/13.
8)
Mo
do
de
Fal
la
Fre
cuen
cia
de
Eve
nto
T
area
de
man
ten
imie
nto
A
cci
ón
de
man
ten
imie
nto
F
recu
enci
a d
e m
ante
nim
ien
to
1C
1
No h
a o
curr
ido
1)
Cond
ició
n.
1.1
), 2
), 3
), 4
)
Pre
vent
ivo
1)
Insp
ecci
ona
r vi
sual
ment
e
los
com
pone
ntes
de
los
par
arr
ayo
s, b
ushin
g y
TC
`s.
1.1
) R
eal
izar
pru
ebas
a
par
arra
yos.
de
fact
or
de
pot
enc
ia,
resi
stenc
ia d
e ais
lam
iento
, co
rrie
nte d
e fu
ga y
capa
cita
ncia
de
los
par
arr
ayo
s.
2)
Real
izar
pru
ebas
fís
ico q
uím
icas
al
ace
ite d
ielé
ctrico
, rí
gid
ez
die
léct
rica
, te
nsió
n in
terf
aci
al,
índi
ce d
e n
eutr
aliz
aci
ón,
des
carg
as
par
ciale
s,
cont
eni
do
de
hum
eda
d,
índi
ces
de
colo
r y
pun
to
de
infla
mac
ión.
3)R
eem
pla
zar
sili-
cag
el d
el d
eshid
rata
dor
del
tanq
ue
cons
erv
ado
r 4)R
ealiz
ar
pru
ebas
elé
ctrica
s co
mple
tas
de
dev
ana
dos:
cor
rien
te
de
exc
itaci
ón,
re
sist
enc
ia
de
ais
lam
iento
, abs
orc
ión
die
léct
rica
, g
rado
de
pol
ariza
ción,
re
laci
ón
de
trans
form
aci
ón,
fa
ctor
de
pot
enc
ia,
capa
cita
ncia
, re
acta
ncia
de
dis
per
sión
par
a c
ada
valo
r del
tap,
resi
stenc
ia d
e dev
ana
do.
1)
Sem
est
ral
1.1
) A
nua
l 2)
Anua
l 3)
A c
ond
ició
n
4)
Bia
nual
– A
co
ndic
ión
1C
2
No h
a o
curr
ido
Pre
vent
ivo
1)
Real
izar
pru
ebas
de
anál
isis
de
resp
ues
ta d
e fr
ecu
enc
ia
1)C
ada
5 a
ños
o a
co
ndic
ión
1C
3
No h
a o
curr
ido
Las
tar
eas
, acc
ione
s y
las
frecu
enc
ias
de
mant
enim
ient
o d
e la
falla
func
iona
l A s
on
apl
icada
s ta
mbié
n a e
ste
modo
de
falla
. 1C
4
No h
a o
curr
ido
1)P
reve
ntiv
o –
C
ond
icio
n
2)
Pre
vent
ivo
1)
Insp
ecc
iona
r det
alla
dam
ente
los
bush
ing (
niv
el d
e ace
ite,
por
cela
na, te
rmin
ales,
cheq
ueo
de
tuer
cas)
, re
aliz
ar
limpie
za.
2)
Real
izar
pru
ebas
a lo
s bus
hin
g de
fact
or
de
pot
enc
ia,
capa
cita
ncia
, re
sist
enc
ia d
e a
isla
mie
nto
, co
rrie
nte d
e fug
a.
1)
Anua
l 2)
Bia
nual
3)
Cada
5 a
ños
1C
5
No h
a o
curr
ido
1)
Cond
ició
n
2),
3)
Pre
vent
ivo
1)
Revi
sar
el i
ndi
cado
r de
l niv
el d
e ace
ite u
bic
ado
en e
l tanq
ue
cons
erv
ado
r y
her
met
icid
ad d
el m
ism
o.
2)
Revi
sion
tota
l de
la e
stru
ctura
del
tra
nsfo
rmado
r (
incl
uye
re
ajust
e d
e to
rnill
os)
3)
Rem
ove
r óxi
do,
pin
tura
y
cam
bio
de e
mpaq
ues
.
1)
Dia
rio
– A
co
ndic
ión
2)
Anua
l y c
ond
ició
n
3)
Cond
ició
n
134
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: O
RE
LL
AN
A
Sis
tem
a d
e T
ran
sfo
rmac
ión
de
Po
ten
cia
: A
TQ
(13
8/69
/13.
8)
Mo
do
de
Fal
la
Fre
cuen
cia
de
Eve
nto
T
area
de
man
ten
imie
nto
A
cci
ón
de
man
ten
imie
nto
F
recu
enci
a d
e m
ante
nim
ien
to
1C
6
3 e
n 3
año
s 1)
Pre
vent
ivo
2),
3)
Cond
ició
n
1)
Calib
rar
y pro
bar
los
term
ómetr
os
e in
dic
ado
res
de
tem
per
atu
ra,
relé
de g
as
Buch
olz
, in
dica
dor
de
niv
el d
e ace
ite, v
álv
ula
de a
livio
de
pre
sión.
2)
Insp
ecc
iona
r det
alla
dam
ente
todo
s lo
s dis
pos
itivo
s de
pro
tecc
ión,
bor
ner
as,
con
tact
os
y co
nexi
one
s de c
abl
es
de c
ont
rol,
acc
esorios
en
gene
ral,
3)
Verif
icar
her
met
icid
ad, c
am
bio
de
empaq
ues
.
1)
Anua
l 2)
y 3)
Dia
rio
1C
7
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)P
reve
ntiv
o y
C
orr
ect
ivo
1)
Real
izar
pru
ebas
de
resi
stenc
ia d
e c
ont
act
os,
tie
mpos
de c
ierr
e
y ape
rtura
2)
Insp
ecc
iona
r dis
yunt
ore
s y
secc
iona
dore
s aso
ciado
s (c
heq
ueo
, lim
pie
za,
niv
el d
e S
F6
de lo
s dis
yunt
ore
s, c
orre
cció
n de
galv
ani
zado
y p
intu
ra)
1)
y 2)
Anua
l
2A
1
No h
a o
curr
ido
1)
Cond
ició
n
2),
3)
Pre
vent
ivo
1)
Real
izar
insp
ecc
ión
term
ográ
fica p
ara
la d
ete
cció
n de
pun
tos
calie
ntes.
2)
Medi
r la
corr
ient
e r
esi
dua
l de
neu
tro a
tie
rra
y re
sist
enc
ia d
e co
nexi
ón
de
malla
de tie
rra.
3)
Insp
ecc
iona
r, li
mpia
r y
apl
icar
gra
sa c
ond
uctiv
a a
los
term
inal
es
y aju
ste
de
las
cone
xione
s.
1)
y 2)
Anua
l 3
) A
nua
l - D
iario
135
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: O
RE
LL
AN
A.
Sis
tem
a d
e C
ort
e y
Sec
cio
nam
ien
to :
Dis
yun
tor
138
Kv.
M
od
o d
e F
alla
F
recu
enci
a d
e E
ven
to
Tar
ea d
e m
ante
nim
ien
to
Ac
ció
n d
e m
ante
nim
ien
to
Fre
cuen
cia
de
man
ten
imie
nto
1A
1
No h
a o
curr
ido
1)
Cond
ició
n
2)
Pre
vent
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r el e
stado
fís
ico y
cone
xione
s del
circ
uito
aso
ciado
. 2)
Real
izar
pru
ebas
de
calib
raci
ón
a lo
s re
lés
y de
ais
lam
iento
del
ca
blead
o.
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Anua
l
1A
2
No h
a o
curr
ido
1),
2)
Pre
vent
ivo –
C
orr
ect
ivo
3),
4)
Cond
ició
n
1)
Cont
rol o
cula
r, p
ulir
manc
has
de
óxi
do,
tra
tam
ient
o c
on
agent
e co
rrosi
vo.
2)
Eng
rase
de
las
super
ficie
s de d
esliz
am
iento
del
am
ort
igua
dor.
3)
Cont
rol
del
aum
ent
o d
e la
tem
pera
tura
en
las
par
tes
ext
ern
as
del
in
terr
upt
or
(term
ocá
mara
).
4)
Insp
ecc
iona
r el f
unci
ona
mie
nto
de
cale
fact
ores
, pr
esi
ón
de
l gas,
vá
lvula
s y
orif
icio
s de d
esag
üe.
1)
y 2)
Tria
nual
3
) y
4)
Anua
l
1A
3
No h
a o
curr
ido
Est
a fu
era
de
los
límite
s del M
CC
par
a e
l dis
yunt
or
1B
1
No h
a o
curr
ido
Est
a fu
era
de
los
límite
s del M
CC
par
a e
l dis
yunt
or
1B
2
No h
a o
curr
ido
Pre
vent
ivo
1)
Capa
cita
ción
del
per
sona
l de
ope
raci
one
s 1)
Anua
l 1B
3
No h
a o
curr
ido
1),
3)
Pre
dict
ivo
2)
Pre
vent
ivo
1)
Real
izar
pru
ebas
de
mani
obr
as
si e
s pos
ible
en
com
bin
ació
n c
on
la m
edi
ción
de
los
tiem
pos
de m
ani
obr
as(
incl
uye
tie
mpos
de
cone
xión
– d
esco
nexi
ón)
2)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r y
reg
istr
ar
el n
úmero
de
op
era
cione
s y
la p
resi
ón
del
gas
die
léct
rico
. 3)
Pru
ebas
elé
ctric
as
a la
s bobin
as d
e m
and
o
1)
Cada
5 a
ños
2)
Dia
riam
ent
e
3)
Cada
5 a
ños
1B
4
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
vent
ivo -
Cond
ició
n
1)
Insp
ecc
iona
r pos
ible
s fu
gas
de
gas
en
el s
iste
ma d
e S
F6
2)
Dar
mant
eni
mie
nto a
la t
ube
ría d
el g
as
y ve
rific
ar
el a
just
e d
e la
s brida
s.
1)
A c
ond
ició
n
2)
Anua
l
1B
5
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
1)
Lub
ricar
la c
aja
de
eng
rana
jes,
eje
s y
blo
quea
dor
es
2)
Medi
r la
corr
ient
e y
tie
mpo d
e te
nsad
o del
moto
r
1)
Cada
3 a
ños
2)
Cada
5 a
ños
136
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: O
RE
LL
AN
A.
Sis
tem
a d
e C
ort
e y
Sec
cio
nam
ien
to :
Dis
yun
tor
69
Kv.
M
od
o d
e F
alla
F
recu
enci
a d
e E
ven
to
Tar
ea d
e m
ante
nim
ien
to
Ac
ció
n d
e m
ante
nim
ien
to
Fre
cuen
cia
de
man
ten
imie
nto
1A
1
No h
a o
curr
ido
1)
Cond
ició
n
2)
Pre
vent
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r el e
stado
fís
ico y
cone
xione
s del
circ
uito
aso
ciado
. 2)
Real
izar
pru
ebas
de
calib
raci
ón
a lo
s re
lés
y de
ais
lam
iento
del
ca
blead
o.
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Anua
l
1A
2
2 e
n 3
año
s 1),
2)
Pre
vent
ivo –
C
orr
ect
ivo
3),
4)
Cond
ició
n
1)
Cont
rol o
cula
r, p
ulir
manc
has
de
óxi
do,
tra
tam
ient
o c
on
agent
e co
rrosi
vo.
2)
Eng
rase
de
las
super
ficie
s de d
esliz
am
iento
del
am
ort
igua
dor.
3)
Cont
rol
del
aum
ent
o d
e la
tem
pera
tura
en
las
par
tes
ext
ern
as
del
in
terr
upt
or
(term
ocá
mara
).
4)
Insp
ecc
iona
r el f
unci
ona
mie
nto
de
cale
fact
ores
, pr
esi
ón
de
l gas,
vá
lvula
s y
orif
icio
s de d
esag
üe.
1)
y 2)
Tria
nual
3
) y
4)
Anua
l
1A
3
No h
a o
curr
ido
Est
a fu
era
de
los
límite
s del M
CC
par
a e
l dis
yunt
or
1B
1
No h
a o
curr
ido
Est
a fu
era
de
los
límite
s del M
CC
par
a e
l dis
yunt
or
1B
2
2 e
n 3
año
s P
reve
ntiv
o
1)
Capa
cita
ción
del
per
sona
l de
ope
raci
one
s 1)
Anua
l 1B
3
No h
a o
curr
ido
1),
3)
Pre
dict
ivo
2)
Pre
vent
ivo
1)
Real
izar
pru
ebas
de
mani
obr
as
si e
s pos
ible
en
com
bin
ació
n co
n la
medi
ción
de
los
tiem
pos
de m
ani
obr
as(
incl
uye
tie
mpos
de
cone
xión
– d
esco
nex
ión)
2)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r y
reg
istr
ar
el n
úmero
de
op
era
cione
s y
la p
resi
ón
del
gas
die
léct
rico
. 3)
Pru
ebas
elé
ctric
as
a la
s bobin
as d
e m
and
o
1)
Cada
5 a
ños
2)
Dia
riam
ent
e
3)
Cada
5 a
ños
1B
4
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
vent
ivo -
Cond
ició
n
1)
Insp
ecc
iona
r pos
ible
s fu
gas
de
gas
en
el s
iste
ma d
e S
F6
2)
Dar
mant
eni
mie
nto a
la t
ube
ría d
el g
as
y ve
rific
ar
el a
just
e d
e la
s brida
s.
1)
A c
ond
ició
n
2)
Anua
l
1B
5
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
1)
Lub
ricar
la c
aja
de
eng
rana
jes,
eje
s y
blo
quea
dor
es
2)
Medi
r la
corr
ient
e y
tie
mpo d
e te
nsad
o del
moto
r
1)
Cada
3 a
ños
2)
Cada
5 a
ños
TA
BL
A 4
-9:
Pla
n d
e m
ante
nim
ien
to d
el E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e S
/E
Ore
llan
a
137
F
IGU
RA
4-7
: D
iag
ram
a u
nif
ilar
de
la
S/E
Mil
agro
23
0 kV
.
138
F
IGU
RA
4-8
: D
iag
ram
a u
nif
ilar
de
la
S/E
Mil
agro
13
8/69
kV
.
139
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: M
ILA
GR
O
Sis
tem
a d
e T
ran
sfo
rmac
ión
de
Po
ten
cia
: A
TK
(23
0/69
/13.
8)
Mo
do
de
Fal
la
Fre
cuen
cia
de
Eve
nto
T
area
de
man
ten
imie
nto
A
cci
ón
de
man
ten
imie
nto
F
recu
enci
a d
e m
ante
nim
ien
to
1A
1
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
y 3)C
ondi
ción
1)
Insp
ecc
iona
r vi
sual
ment
e la
pos
ició
n de
las
válv
ula
s de lo
s ra
diado
res
y re
aliz
ar
limpie
za .
2)
Revi
sar
la s
uper
ficie
de lo
s ra
diado
res
de
mane
ra q
ue
no
pre
sente
n fis
uras.
3)R
eal
izar
insp
ecc
ión
term
ográ
fica
1)
y 2)
Dia
rio
3),
Anua
l
1A
2
No h
a o
curr
ido
1)
Cond
ició
n
Corr
ect
ivo
2),
4)
y 5)
Pre
vent
ivo
3)
Cond
ició
n
1)
Revi
sión
de
equip
o de
enf
riam
iento
(ve
ntila
dore
s, p
rueb
as d
e
resi
stenc
ia d
e ais
lam
iento
de lo
s m
otore
s, m
edi
ción
de
corr
ient
e y
volta
je d
e lo
s m
otore
s, c
orr
ecc
ión
de
falla
de p
intu
ra y
galv
ani
zado
.)
2)
Medi
ant
e in
spec
ción
term
ográ
fica
verific
ar q
ue
no
exi
stan
tem
per
atu
ras
mayo
res
10 º
C e
ntre
cada
pan
el d
el r
adi
ado
r.
3)
Pro
bar
y ca
libra
r lo
s in
dic
ado
res
de
tem
per
atu
ra y
term
ocu
pla
s, r
elé
s de
gase
s B
uch
olz
4)R
evis
ión
de
que
no
exi
stan
fug
as
de
ace
ite e
n lo
s lu
gar
es
de
aco
ndi
ciona
mie
nto
5)
Verif
icar
el a
ccio
nam
ient
o d
e lo
s g
rupo
s de
enf
riam
iento
de
acu
erd
o a
su t
emper
atura
y a
la p
otenc
ia e
léct
rica
sum
inis
trada
.
1)
Trim
est
ral –
A
cond
ició
n
2)
Anua
l 3)
Anua
l 4)
y 5)
Dia
ria
1B
1
No h
a o
curr
ido
1)
Corr
ect
ivo
C
ond
ició
n
2)
Sim
ilar
A2
1)
Revi
sión
y/o c
alib
raci
ón
de
los
ajust
es
del
moni
tor
de
tem
per
atu
ra,
cheq
ueo
de
soft
ware
, T
C´s
de
imag
en
térm
ica.
2)
Acc
ión
de
mant
eni
mie
nto
sim
ilar
A2
1)
Anua
l -
Cond
ició
n
2)
Dia
rio
–
Sem
est
ral -
Anua
l 1B
2
No h
a o
curr
ido
1),
2)
Cond
ició
n 3)
Pre
vent
ivo
1)
Real
izar
pru
ebas
de
term
ogra
fía a
l gabi
net
e, c
one
xion
es,
junt
uras
y g
rapa
s del c
one
xiona
do d
e a
lta d
el t
rafo
. 2)
Verif
icar
pun
tos
de
conex
ión.
1)
Anua
l 2)
Dia
rio-
A
cond
ició
n
140
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: M
ILA
GR
O
Sis
tem
a d
e T
ran
sfo
rmac
ión
de
Po
ten
cia
: A
TK
(23
0/69
/13.
8)
Mo
do
de
Fal
la
Fre
cuen
cia
de
Eve
nto
T
area
de
man
ten
imie
nto
A
cci
ón
de
man
ten
imie
nto
F
recu
enci
a d
e m
ante
nim
ien
to
1C
1
No h
a o
curr
ido
1)
Cond
ició
n.
1.1
), 2
), 3
), 4
)
Pre
vent
ivo
1)
Insp
ecc
iona
r vi
sual
ment
e l
os
com
ponen
tes
de
los
par
arr
ayo
s,
bus
hin
g y
TC
`s.
1.1
) R
eal
izar
pru
ebas
a p
ararr
ayo
s. d
e fa
ctor
de
pote
nci
a,
resi
stenc
ia
de
ais
lam
iento
, co
rrie
nte
de
fug
a y
capa
cita
ncia
de lo
s para
rrayo
s.
2)
Real
izar
pru
ebas
fí
sico
q
uím
icas
al
ace
ite
die
léct
rico
, rí
gid
ez
die
léct
rica
, te
nsió
n in
terf
aci
al,
índi
ce
de
ne
utr
aliz
aci
ón,
des
carg
as
par
ciale
s,
cont
eni
do
de
hum
eda
d,
índi
ces
de
colo
r y
pun
to
de
infla
mac
ión.
3)R
eem
pla
zar
sili-
cag
el d
el d
eshid
rata
dor
del
tanq
ue
cons
erv
ado
r 4)R
ealiz
ar
pru
ebas
elé
ctrica
s co
mple
tas
de
dev
ana
dos:
co
rrie
nte
de
exc
itaci
ón,
resi
stenc
ia d
e ais
lam
iento
, abs
orc
ión d
ielé
ctrica
, g
rado
de
pol
ariza
ción,
re
laci
ón
de
trans
form
aci
ón,
fa
ctor
de
pot
enc
ia,
capa
cita
ncia
, re
acta
ncia
de
dis
per
sión
par
a
cada
va
lor
del
ta
p,
resi
stenc
ia d
e dev
ana
do.
1)
Sem
est
ral
1.1
) A
nua
l 2)
Anua
l 3)
A c
ond
ició
n
4)
Bia
nual
– A
co
ndic
ión
1C
2
No h
a o
curr
ido
Pre
vent
ivo
1)
Real
izar
pru
ebas
de
anál
isis
de
resp
ues
ta d
e fr
ecu
enc
ia
1)C
ada
5 a
ños
o a
co
ndic
ión
1C
3
No h
a o
curr
ido
1)L
as
tare
as,
acc
ione
s y
las
frecu
enc
ias
de
mant
eni
mie
nto d
e la
falla
func
iona
l A s
on
apl
icada
s ta
mbié
n a e
ste
modo
de
falla
. 1C
4
No h
a o
curr
ido
1)P
reve
ntiv
o –
C
ond
icio
n
2)
Pre
vent
ivo
1)
Insp
ecc
iona
r det
alla
dam
ente
los
bush
ing (
niv
el d
e ace
ite,
por
cela
na, te
rmin
ales,
cheq
ueo
de
tuer
cas)
, re
aliz
ar
limpie
za.
2)
Real
izar
pru
ebas
a lo
s bus
hin
g de
fact
or
de
pot
enc
ia,
capa
cita
ncia
, re
sist
enc
ia d
e ais
lam
ien
to,
corr
ient
e de
fug
a.
1)
Anua
l 2)
Bia
nual
3)
Cada
5 a
ños
1C
5
No h
a o
curr
ido
1)
Cond
ició
n
2),
3)
Pre
vent
ivo
1)
Revi
sar
el i
ndi
cado
r de
l niv
el d
e ace
ite u
bic
ado
en e
l tanq
ue
cons
erv
ado
r y
her
met
icid
ad d
el m
ism
o.
2)
Revi
sion
tota
l de
la e
stru
ctura
del
tra
nsfo
rmado
r (
incl
uye
reaj
uste
de
torn
illos)
3)
Rem
ove
r óxi
do,
pin
tura
y
cam
bio
de e
mpaq
ues
.
1)
Dia
rio
– A
cond
ici
2)
Anua
l y
cond
ició
n
3)
Cond
ició
n
141
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: M
ILA
GR
O
Sis
tem
a d
e T
ran
sfo
rmac
ión
de
Po
ten
cia
: A
TK
(23
0/69
/13.
8)
Mo
do
de
Fal
la
Fre
cuen
cia
de
Eve
nto
T
area
de
man
ten
imie
nto
A
cci
ón
de
man
ten
imie
nto
F
recu
enci
a d
e m
ante
nim
ien
to
1C
6
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2),
3)
Cond
ició
n
1)
Calib
rar
y pro
bar
los
term
ómetr
os
e in
dic
ado
res
de
tem
per
atu
ra,
relé
de g
as
Buch
olz
, in
dica
dor
de
niv
el d
e ace
ite, v
álv
ula
de a
livio
de
pre
sión.
2)
Insp
ecc
iona
r det
alla
dam
ente
todo
s lo
s dis
pos
itivo
s de p
rote
cció
n,
bor
ner
as,
cont
act
os
y co
nex
ione
s de c
abl
es
de c
ont
rol,
acc
eso
rios
en
gene
ral,
3)
Verif
icar
her
met
icid
ad, c
am
bio
de
empaq
ues
.
1)
Anua
l 2)
y 3)
Dia
rio
1C
6
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2),
3)
Cond
ició
n
1)
Calib
rar
y pro
bar
los
term
ómetr
os
e in
dic
ado
res
de
tem
per
atu
ra,
relé
de g
as
Buch
olz
, in
dica
dor
de
niv
el d
e ace
ite, v
álv
ula
de a
livio
de
pre
sión.
2)
Insp
ecc
iona
r det
alla
dam
ente
todo
s lo
s dis
pos
itivo
s de p
rote
cció
n,
bor
ner
as,
cont
act
os
y co
nex
ione
s de c
abl
es
de c
ont
rol,
acc
eso
rios
en
gene
ral,
3)
Verif
icar
her
met
icid
ad, c
am
bio
de
empaq
ues
.
1)
Anua
l 2)
y 3)
Dia
rio
1C
7
3 e
n 4
año
s 1)
Pre
vent
ivo
2)P
reve
ntiv
o y
C
orr
ect
ivo
1)
Real
izar
pru
ebas
de
resi
stenc
ia d
e c
ont
act
os,
tie
mpos
de c
ierr
e y
ape
rtur
a
2)
Insp
ecc
iona
r dis
yunt
ore
s y
secc
iona
dore
s aso
ciado
s (c
heq
ueo
, lim
pie
za,
niv
el d
e S
F6
de lo
s dis
yunt
ore
s, c
orre
cció
n de g
alv
ani
zado
y
pin
tura
)
1)
y 2)
An
ual
2A
1
No h
a o
curr
ido
1)
Cond
ició
n
2),
3)
Pre
vent
ivo
1)
Real
izar
insp
ecc
ión
term
ográ
fica p
ara
la d
ete
cció
n de
pu
nto
s ca
lient
es.
2)
Medi
r la
corr
ient
e r
esi
dua
l de
neu
tro a
tie
rra
y re
sist
enc
ia d
e co
nexi
ón
de
malla
de tie
rra.
3)
Insp
ecc
iona
r, li
mpia
r y
apl
icar
gra
sa c
ond
uctiv
a a
los
term
inal
es
y aju
ste
de
las
cone
xione
s.
1)
y 2)
Anua
l 3
) A
nua
l - D
iario
142
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: M
ILA
GR
O
Sis
tem
a d
e C
ort
e y
Sec
cio
nam
ien
to :
Dis
yun
tor
230
Kv
M
od
o d
e F
alla
F
recu
enci
a d
e E
ven
to
Tar
ea d
e m
ante
nim
ien
to
Ac
ció
n d
e m
ante
nim
ien
to
Fre
cuen
cia
de
man
ten
imie
nto
1A
1
No h
a o
curr
ido
1)
Cond
ició
n
2)
Pre
vent
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r el e
stado
fís
ico y
cone
xione
s del
circ
uito
aso
ciado
. 2)
Real
izar
pru
ebas
de
calib
raci
ón
a lo
s re
lés
y de
ais
lam
iento
del
ci
rcuito
prin
cipal
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Anua
l
1A
2
No h
a o
curr
ido
1),
2)
Pre
vent
ivo
– C
orr
ect
ivo
3),
4)
Cond
ició
n
1)
Insp
ecc
iona
r y
limpia
r lo
s co
nta
ctos
auxi
liare
s y
lubr
icar
el
sist
em
a de
acc
iona
mie
nto
. 2)
Insp
ecc
iona
r det
alla
dam
ente
que
no
pre
sent
en s
eñale
s de
oxi
dac
ión
las
pie
zas
3)
Real
izar
pru
ebas
func
iona
les
al d
isyu
ntor.
4)
Real
izar
pru
eba
de
term
ogra
fía.
1),
3)
y 4)
A
nua
l 2)
Sem
est
ral
1A
3
2 e
n 6
año
s E
sta fu
era
de
los
límite
s del M
CC
par
a e
l dis
yunt
or
1B
1
No h
a o
curr
ido
Est
a fu
era
de
los
límite
s del M
CC
par
a e
l dis
yunt
or
1B
2
No h
a o
curr
ido
Pre
vent
ivo
1)
Capa
cita
ción
del
per
sona
l de
ope
raci
one
s 1)
Anua
l 1B
3
No h
a o
curr
ido
1),
3)
Pre
dict
ivo
2)
Pre
vent
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r y
reg
istr
ar
el n
úmero
de
ope
raci
one
s y
la p
resi
ón
del
gas
die
léct
rico
. 2)
Real
izar
pru
ebas
de
aper
tura
y c
ierr
e, d
e si
multa
neid
ad y
tie
mpos
de
ope
raci
ón
del
dis
yunt
or.
3)
Pru
ebas
elé
ctric
as
a la
s bobin
as d
e m
and
o
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Cada
3 a
ños
3)
Cada
3 a
ños
1B
4
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
vent
ivo -
Cond
ició
n
1)
Verif
ique
el t
apó
n d
el o
rific
io d
e a
dmis
ión
de
alim
en
taci
ón
de
gas
2)
Dar
mant
eni
mie
nto a
la t
ube
ría d
el g
as
y aju
ste d
e la
s br
idas
. 3)
Real
izar
la p
rueb
a de
presi
ón
del
gas
1)
Dia
ria
2)
Anua
l 3)
Cada
6 a
ños
1B
5
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
1)
Verif
icar
si h
ay a
floja
mie
nto d
e ani
llos
de r
eso
rte
y ca
da p
ern
o
de
la u
nid
ad d
e enl
ace
de la
varilla
de o
pera
ción.
2)
Real
izar
pru
ebas
de
fug
as
de
aire
. 3)
Insp
ecc
iona
r si
exi
ste o
no s
oni
dos
de
fug
a d
e aire
.
1)
Cada
3 a
ños
2)
Cada
3 a
ños
3)
Dia
riam
ent
e
143
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: M
ILA
GR
O.
Sis
tem
a d
e C
ort
e y
Sec
cio
nam
ien
to :
Dis
yun
tor
138
Kv.
M
od
o d
e F
alla
F
recu
enci
a d
e E
ven
to
Tar
ea d
e m
ante
nim
ien
to
Ac
ció
n d
e m
ante
nim
ien
to
Fre
cuen
cia
de
man
ten
imie
nto
1B
5
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
1)
Verif
icar
si h
ay a
floja
mie
nto d
e ani
llos
de r
eso
rte
y ca
da p
ern
o d
e la
uni
dad
de e
nlace
de
la v
arilla
de o
pera
ción.
2)
Real
izar
pru
ebas
de
fug
as
de
aire
. 3)
Insp
ecc
iona
r si
exi
ste o
no s
oni
dos
de
fug
a d
e aire
.
1)
Cada
3 a
ños
2)
Cada
3 a
ños
3)
Dia
riam
ent
e
1A
1
No h
a o
curr
ido
1)
Cond
ició
n
2)
Pre
vent
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r el e
stado
fís
ico y
cone
xione
s del c
ircuito
aso
ciado
. 2)
Real
izar
pru
ebas
de
calib
raci
ón
a lo
s re
lés
y de
ais
lam
iento
del
ca
blead
o.
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Anua
l
1A
2
No h
a o
curr
ido
1),
2)
Pre
vent
ivo –
C
orr
ect
ivo
3),
4)
Cond
ició
n
1)
Cont
rol o
cula
r, p
ulir
manc
has
de
óxi
do,
tra
tam
ient
o c
on
agent
e co
rrosi
vo.
2)
Eng
rase
de
las
super
ficie
s de d
esliz
am
iento
del
am
ort
igua
dor.
3)
Cont
rol
del
aum
ent
o de
la t
emper
atura
en
las
par
tes
ext
ern
as
del
in
terr
upt
or
(term
ocá
mara
).
4)
Insp
ecc
iona
r el f
unci
ona
mie
nto
de
cale
fact
ores
, pr
esi
ón
de
l gas,
vá
lvula
s y
orif
icio
s de d
esag
üe.
1)
y 2)
Tria
nual
3
) y
4)
Anua
l
1A
3
No h
a o
curr
ido
Est
a fu
era
de
los
límite
s del M
CC
par
a e
l dis
yunt
or
1B
1
No h
a o
curr
ido
Est
a fu
era
de
los
límite
s del M
CC
par
a e
l dis
yunt
or
1B
2
No h
a o
curr
ido
Pre
vent
ivo
1)
Capa
cita
ción
del
per
sona
l de
ope
raci
one
s 1)
Anua
l 1B
3
No h
a o
curr
ido
1),
3)
Pre
dict
ivo
2)
Pre
vent
ivo
1)
Real
izar
pru
ebas
de
mani
obr
as
si e
s pos
ible
en
com
bin
ació
n co
n la
m
edi
ción
de
los
tiem
pos
de
mani
obr
as(
incl
uye
tie
mpos
de
cone
xión
–
des
cone
xión)
2)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r y
reg
istr
ar
el n
úmero
de
op
era
cione
s y
la
pre
sión
del
gas
die
léct
rico
. 3)
Pru
ebas
elé
ctric
as
a la
s bobin
as d
e m
and
o
1)
Cada
5 a
ños
2)
Dia
riam
ent
e
3)
Cada
5 a
ños
1B
4
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
vent
ivo -
Cond
ició
n
1)
Insp
ecc
iona
r pos
ible
s fu
gas
de
gas
en
el s
iste
ma d
e S
F6
2)
Dar
mant
eni
mie
nto a
la t
ube
ría d
el g
as
y ve
rific
ar
el a
just
e d
e la
s brida
s.
1)
A c
ond
ició
n
2)
Anua
l
1B
5
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
1)
Lub
ricar
la c
aja
de
eng
rana
jes,
eje
s y
blo
quea
dor
es
2)
Medi
r la
corr
ient
e y
tie
mpo d
e te
nsad
o del
moto
r
1)
Cada
3 a
ños
2)
Cada
5 a
ños
144
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: M
ILA
GR
O
Sis
tem
a d
e C
ort
e y
Sec
cio
nam
ien
to :
Dis
yun
tor
69 k
V
Mo
do
de
Fal
la
Fre
cuen
cia
de
Eve
nto
T
area
de
man
ten
imie
nto
A
cci
ón
de
man
ten
imie
nto
F
recu
enci
a d
e m
ante
nim
ien
to
1A
1
No h
a o
curr
ido
1)
Cond
ició
n
2)
Pre
vent
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r el e
stado
fís
ico y
cone
xione
s del
circ
uito
aso
ciado
. 2)
Real
izar
pru
ebas
de
calib
raci
ón
a lo
s re
lés
y de
ais
lam
iento
del
ci
rcuito
prin
cipal
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Anua
l
1A
2
No h
a o
curr
ido
1),
2)
Pre
vent
ivo
– C
orr
ect
ivo
3),
4)
Cond
ició
n
1)
Insp
ecc
iona
r y
limpia
r lo
s co
nta
ctos
auxi
liare
s y
lubr
icar
el
sist
em
a de
acc
iona
mie
nto
. 2)
Insp
ecc
iona
r det
alla
dam
ente
que
no
pre
sent
en s
eñale
s de
oxi
dac
ión
las
pie
zas
3)
Real
izar
pru
ebas
func
iona
les
al d
isyu
ntor.
4)
Realiz
ar
pru
eba
de
term
ogra
fía.
1),
3)
y 4)
A
nua
l 2)
Sem
est
ral
1A
3
1 e
n 6
año
s E
sta fu
era
de
los
límite
s del M
CC
par
a e
l dis
yunt
or
1B
1
No h
a o
curr
ido
Est
a fu
era
de
los
límite
s del M
CC
par
a e
l dis
yunt
or
1B
2
No h
a o
curr
ido
Pre
vent
ivo
1)
Capa
cita
ción
del
pers
ona
l de
ope
raci
one
s 1)
Anua
l 1B
3
No h
a o
curr
ido
1),
3)
Pre
dict
ivo
2)
Pre
vent
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r y
reg
istr
ar
el n
úmero
de
ope
raci
one
s y
la p
resi
ón
del
gas
die
léct
rico
. 2)
Real
izar
pru
ebas
de
aper
tura
y c
ierr
e, d
e si
multa
neid
ad y
tie
mpos
de o
pera
ción
del
dis
yunt
or.
3)
Pru
ebas
elé
ctric
as
a la
s bobin
as d
e m
and
o
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Cada
3 a
ños
3)
Cada
3 a
ños
1B
4
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
vent
ivo -
Cond
ició
n
1)
Verif
ique
el t
apó
n d
el o
rific
io d
e a
dmis
ión
de
alim
en
taci
ón
de
gas
2)
Dar
mant
eni
mie
nto a
la t
ube
ría d
el g
as
y aju
ste d
e la
s br
idas
. 3)
Real
izar
la p
rueb
a de
presi
ón
del
gas
1)
Dia
ria
2)
Anua
l 3)
Cada
6 a
ños
1B
5
1 e
n 6
año
s 1)
y 3)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
1)
Verif
icar
si h
ay a
floja
mie
nto d
e ani
llos
de r
eso
rte
y ca
da p
ern
o
de
la u
nid
ad d
e enl
ace
de la
varilla
de o
pera
ción.
2)
Real
izar
pru
ebas
de
fug
as
de
aire
. 3)
Insp
ecc
iona
r si
exi
ste o
no s
oni
dos
de
fug
a d
e aire
.
1)
Cada
3 a
ños
2)
Cada
3 a
ños
3)
Dia
riam
ent
e
T
AB
LA
4 -
10:
Pla
n d
e m
an
ten
imie
nto
del
Eq
uip
o P
rim
ario
de
S/E
M
ilag
ro
145
F
IGU
RA
4-9
: D
iag
ram
a u
nif
ilar
de
la
S/E
Sta
. R
osa
de
230
kV
.
146
F
IGU
RA
4-1
0: D
iag
ram
a u
nif
ilar
de
la S
/E S
ta.
Ro
sa d
e 13
8 k
V.
147
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: S
AN
TA
RO
SA
S
iste
ma
de
Tra
nsf
orm
ació
n d
e P
ote
nci
a :
AT
U (
230/
138/
13.8
) M
od
o d
e F
alla
F
recu
enci
a d
e E
ven
to
Tar
ea d
e m
ante
nim
ien
to
Ac
ció
n d
e m
ante
nim
ien
to
Fre
cuen
cia
de
man
ten
imie
nto
1A
1
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
y 3)C
ondi
ción
1)
Insp
ecc
iona
r vi
sual
ment
e la
pos
ició
n de
las
válv
ula
s de lo
s ra
diado
res
y re
aliz
ar
limpie
za .
2)
Revi
sar
la s
uper
ficie
de lo
s ra
diado
res
de
mane
ra q
ue
no
pre
sente
n fis
uras.
3)R
ealiz
ar
insp
ecc
ión
term
ográ
fica
1)
y 2)
Dia
rio
3),
Anua
l
1A
2
1 e
n 6
año
s 1)
Cond
ició
n
Corr
ect
ivo
2),
4)
y 5)
Pre
vent
ivo
3)
Cond
ició
n
1)
Revi
sión
de
equip
o de
enf
riam
iento
(ve
ntila
dore
s, p
rueb
as d
e
resi
stenc
ia d
e ais
lam
iento
de lo
s m
otore
s, m
edi
ción
de
corr
ient
e y
volta
je d
e lo
s m
otore
s, c
orr
ecc
ión
de
falla
de p
intu
ra y
galv
ani
zado
.)
2)
Medi
ant
e in
spec
ción
term
ográ
fica
verific
ar q
ue
no
exi
stan
tem
per
atu
ras
mayo
res
10 º
C e
ntre
cada
pan
el d
el r
adi
ado
r.
3)
Pro
bar
y ca
libra
r lo
s in
dic
ado
res
de
tem
per
atura
y t
erm
ocu
pla
s,
relé
s de g
ases
Buch
olz
4)R
evis
ión
de
que
no
exi
stan
fug
as
de
ace
ite e
n lo
s lu
gar
es
de
aco
ndi
ciona
mie
nto
5)
Verif
icar
el a
ccio
nam
ient
o d
e lo
s g
rupo
s de
enf
riam
iento
de
acu
erd
o a
su te
mper
atura
y a
la p
otenc
ia e
léct
rica s
um
inis
trada
.
1)
Trim
est
ral –
A
cond
ició
n
2)
Anua
l 3)
Anua
l 4)
y 5)
Dia
ria
1B
1
No h
a o
curr
ido
1)
Corr
ect
ivo
C
ond
ició
n 2
) S
imila
r A
2
1)
Revi
sión
y/o c
alib
raci
ón
de
los
ajust
es
del
moni
tor
de
te
mper
atu
ra, c
heq
ueo
de s
oftw
are
, T
C´s
de
imag
en
térm
ica.
2)
Acc
ión
de
mant
eni
mie
nto
sim
ilar
A2
1)
Anua
l - C
ond
ició
n
2)
Dia
rio
–
Sem
est
ral -
Anua
l
1B
2
No h
a o
curr
ido
1),
2)
Cond
ició
n
1)
Real
izar
pru
ebas
de
term
ogra
fía a
l gabi
net
e, co
nexi
on
es,
ju
ntur
as
y gra
pas
del c
onex
iona
do d
e a
lta d
el t
rafo
. 2)
Verif
icar
pun
tos
de
conex
ión.
1)
Anua
l 2)
Dia
rio-
A
cond
ició
n
148
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: S
AN
TA
RO
SA
S
iste
ma
de
Tra
nsf
orm
ació
n d
e P
ote
nci
a :
AT
U (
230/
138/
13.8
) M
od
o d
e F
alla
F
recu
enci
a d
e E
ven
to
Tar
ea d
e m
ante
nim
ien
to
Ac
ció
n d
e m
ante
nim
ien
to
Fre
cuen
cia
de
man
ten
imie
nto
1C
1
2 e
n 6
año
s 1)
Cond
ició
n.
1.1
), 2
), 3
), 4
)
Pre
vent
ivo
1)
Insp
ecci
ona
r vi
sual
ment
e
los
com
pone
ntes
de
los
par
arr
ayo
s, b
ushin
g y
TC
`s.
1.1
) R
eal
izar
pru
ebas
a
par
arr
ayo
s.
de
fact
or
de
pot
enc
ia,
resi
stenc
ia d
e ais
lam
iento
, co
rrie
nte d
e fu
ga y
capa
cita
ncia
de
los
par
arr
ayo
s.
2)
Real
izar
pru
ebas
físi
co q
uím
icas
al
ace
ite d
ielé
ctrico
, rí
gid
ez
die
léct
rica
, te
nsió
n in
terf
aci
al,
índi
ce d
e neu
traliz
aci
ón,
des
carg
as
par
ciale
s,
cont
eni
do
de
hum
eda
d,
índ
ices
de
colo
r y
pun
to
de
in
flam
ació
n.
3)R
eem
pla
zar
sili-
cag
el d
el d
eshid
rata
dor
del
tanq
ue
cons
erv
ado
r 4)R
ealiz
ar
pru
ebas
elé
ctric
as
com
ple
tas
de
dev
ana
dos:
cor
rient
e d
e exc
itaci
ón,
resi
stenc
ia d
e ais
lam
iento
, abs
orc
ión
die
léct
rica
, g
rado
de
pol
ariza
ción,
re
laci
ón
de
trans
form
aci
ón,
fa
ctor
de
pot
enc
ia,
capa
cita
ncia
, re
acta
ncia
de
dis
per
sión
par
a
cada
va
lor
del
ta
p,
resi
stenc
ia d
e dev
ana
do.
1)
Sem
est
ral
1.1
) A
nual
2)
Anua
l 3)
A c
ond
ició
n
4)
Bia
nual
– A
co
ndic
ión
1C
2
No h
a o
curr
ido
Pre
vent
ivo
1)
Real
izar
pru
ebas
de
anál
isis
de
resp
ues
ta d
e fr
ecu
enc
ia
1)C
ada
5 a
ños
o a
co
ndic
ión
1C
3
No h
a o
curr
ido
1)
Las
tar
eas
, acc
ione
s y
las
frecu
enc
ias
de
mant
eni
mie
nto
de
la fa
lla f
unc
iona
l A s
on
apl
icada
s ta
mbié
n a
est
e m
odo
de
falla
.
2)
Pre
vent
ivo
3)
Cond
ició
n
2)
Real
izar
pru
ebas
de
crom
atog
rafía a
l ace
ite d
ielé
ctrico
( in
cluye
pru
ebas
de
ais
lam
iento
sólid
o co
mo: aná
lisis
de
fura
nos,
em
isio
nes
acú
stic
as)
3)
Reg
istr
ar
tem
per
atura
s m
áxi
mas
de d
eva
nado
s y
ace
ites
2)
Anua
l 3)D
iaria
1C
4
No h
a o
curr
ido
1)P
reve
ntiv
o –
C
ond
icio
n
2)
Pre
vent
ivo
1)
Insp
ecc
iona
r det
alla
dam
ente
los
bush
ing (
niv
el d
e ace
ite,
por
cela
na, te
rmin
ales,
cheq
ueo
de
tuer
cas)
, re
aliz
ar
limpie
za.
2)
Real
iza
r pru
ebas
a lo
s bus
hin
g de
fact
or
de
pot
enc
ia,
capa
cita
ncia
, re
sist
enc
ia d
e a
isla
mie
nto
, co
rrie
nte d
e fug
a.
1)
Anua
l 2)
Bia
nual
149
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: S
AN
TA
RO
SA
S
iste
ma
de
Tra
nsf
orm
ació
n d
e P
ote
nci
a :
AT
U (
230/
138/
13.8
) M
od
o d
e F
alla
F
recu
enci
a d
e E
ven
to
Tar
ea d
e m
ante
nim
ien
to
Ac
ció
n d
e m
ante
nim
ien
to
Fre
cuen
cia
de
man
ten
imie
nto
1C
5
No h
a o
curr
ido
1)
Cond
ició
n
2),
3)
Pre
vent
ivo
1)
Revi
sar
el i
ndi
cado
r de
l niv
el d
e ace
ite u
bic
ado
en e
l tanq
ue
cons
er v
ado
r y
her
met
icid
ad d
el m
ism
o.
2)
Revi
sion
tota
l de
la e
stru
ctura
del
tra
nsfo
rmado
r (
incl
uye
re
ajust
e d
e to
rnill
os)
3)
Rem
ove
r óxi
do,
pin
tura
y
cam
bio
de e
mpaq
ues
.
1)
Dia
rio
– A
cond
ici
2)
Anua
l y c
ond
ició
n
3)
Cond
ició
n
1C
6
2 e
n 6
año
s 1)
Pre
vent
ivo
2),
3)
Cond
ició
n
1)
Calib
rar
y pro
bar
los
term
ómetr
os
e in
dic
ado
res
de
tem
per
atu
ra,
relé
de g
as
Buch
olz
, in
dica
dor
de
niv
el d
e ace
ite, v
álv
ula
de a
livio
de
pre
sión.
2)
Insp
ecc
iona
r det
alla
dam
ente
todo
s lo
s dis
pos
itivo
s de
pro
tecc
ión,
bor
ner
as,
con
tact
os
y co
nexi
one
s de c
abl
es
de c
ont
rol,
acc
esorios
en
gene
ral,
3)
Verif
icar
her
met
icid
ad, c
am
bio
de
empaq
ues
.
1)
Anua
l 2)
y 3)
Dia
rio
1C
7
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)P
reve
ntiv
o y
C
orr
ect
ivo
1)
Real
izar
pru
ebas
de
resi
stenc
ia d
e c
ont
act
os,
tie
mpos
de c
ierr
e y
ape
rtur
a
2)
Insp
ecc
iona
r dis
yunt
ore
s y
secc
iona
dore
s aso
ciado
s (c
heq
ueo
, lim
pie
za,
niv
el d
e S
F6
de lo
s dis
yunt
ore
s, c
orre
cció
n de
galv
ani
zado
y p
intu
ra)
1)
y 2)
Anua
l
2A
1
No h
a o
curr
ido
1)
Cond
ició
n
2),
3)
Pre
vent
ivo
1)
Real
izar
insp
ecc
ión
term
ográ
fica p
ara
la d
ete
cció
n de
pu
nto
s ca
lient
es.
2)
Medi
r la
corr
ient
e r
esi
dua
l de
neu
tro a
tie
rra
y re
sist
enc
ia d
e co
nexi
ón
de
malla
de tie
rra.
3)
Insp
ecc
iona
r, li
mpia
r y
apl
icar
gra
sa c
ond
uctiv
a a
los
term
inal
es
y aju
ste
de
las
cone
xione
s.
1)
y 2)
Anua
l 3
) A
nua
l - D
iario
150
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: S
AN
TA
RO
SA
S
iste
ma
de
Tra
nsf
orm
ació
n d
e P
ote
nci
a :
AT
T (
230/
138/
13.8
) M
od
o d
e F
alla
F
recu
enci
a d
e E
ven
to
Tar
ea d
e m
ante
nim
ien
to
Ac
ció
n d
e m
ante
nim
ien
to
Fre
cuen
cia
de
man
ten
imie
nto
1A
1
No h
a o
curr
ido
1),
3)
Cond
ició
n
2),
4)
Pre
vent
ivo
1)
Com
proba
r q
ue
las
válv
ula
s de lo
s ra
diado
res
se e
ncu
entr
en
en
la p
osi
ción
corr
ecta
, no
se e
ncu
entr
en
floja
s (d
ebid
o a v
ibra
cione
s).
2)
Real
izar
insp
ecc
ión
term
ográ
fica
3)
Revi
sar
la s
upe
rfic
ie d
e lo
s ra
diado
res
de
mane
ra q
ue
no
pre
sente
n fis
uras.
4)
Pro
bar
y ca
libra
r la
válv
ula
de a
livio
de p
resi
ón.
5)
Verif
icaci
ón
de
las
cabec
era
s del
radi
ado
r y
de
las
part
es
sold
adas
del
pan
el.
1),
3)
Dia
rio
2)
Anua
l 4)
Bia
nual
5)
Sem
est
ral –
A
cond
ició
n
1A
2
No h
a o
curr
ido
1),
4)
Pre
vent
ivo
2),
3)
Cond
ició
n
5)
Cond
ició
n -
Corr
ect
ivo
1)
Pru
ebas
func
iona
les
del s
iste
ma
de
refr
igera
ción
(vent
ilado
res,
pru
ebas
de
resi
stenc
ia d
e a
isla
mie
nto
de
los
moto
res,
medi
ció
n de
corr
ient
e y
volta
je d
e lo
s m
oto
res.
) 2)
Medi
ant
e in
spec
ción
term
ográ
fica
verific
ar q
ue
no
exi
stan
tem
per
atu
ras
mayo
res
10 º
C e
ntre
cada
pan
el d
el r
adi
ado
r.
3)
Revi
sar
los
indic
ado
res
de
tem
per
atu
ra y
term
ocu
pla
s,
4)
Verif
icar
cuid
ados
am
ente
que
no
est
é c
orr
oid
o el t
erm
óm
etro
en
el i
nte
rior
( por
pre
senci
a de
agua)
, que
la a
guj
a se
muev
a
ade
cuada
mente
y q
ue
los
cont
acto
s de
ala
rma
funci
one
n de
modo
co
rrect
o
5)R
evis
ión
de
que
no
exi
stan
fug
as
de
ace
ite e
n lo
s lu
gar
es
de
aco
ndi
ciona
mie
nto
1),
2),
4)
Anua
l 3)
Dia
rio
4)
Anua
l – A
co
ndic
ión
5)
A c
ond
icio
n
1B
1
No h
a o
curr
ido
1)
Corr
ect
ivo
C
ond
ició
n 2
) S
imila
r A
2
1)
Revi
sión
y/o c
alib
raci
ón
de
los
ajust
es
del
moni
tor
de
te
mper
atu
ra, c
heq
ueo
de s
oftw
are
, T
C´s
de
imag
en
térm
ica.
2)
Acc
ión
de
mant
eni
mie
nto
sim
ilar
A2
1)
Anua
l - C
ond
ició
n
2)
Dia
rio
–
Sem
est
ral -
Anua
l 1B
2
No h
a o
curr
ido
1),
2)
Cond
ició
n
1)
Real
izar
pru
ebas
de
term
ogra
fía a
l gabi
net
e, c
one
xion
es,
ju
ntur
as
y gra
pas
del c
onex
iona
do d
e a
lta d
el t
rafo
. 2)
Verif
icar
pun
tos
de
conex
ión.
1)
Anua
l 2)
Dia
rio-
A
cond
ició
n
151
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: S
AN
TA
RO
SA
S
iste
ma
de
Tra
nsf
orm
ació
n d
e P
ote
nci
a :
AT
T (
230/
138/
13.8
) M
od
o d
e F
alla
F
recu
enci
a d
e E
ven
to
Tar
ea d
e m
ante
nim
ien
to
Ac
ció
n d
e m
ante
nim
ien
to
Fre
cuen
cia
de
man
ten
imie
nto
1C
1
No h
a ocu
rrid
o 1)
Cond
ició
n.
1.1
), 2
), 3
), 4
)
Pre
vent
ivo
1)R
ealiz
ar
pru
ebas
físi
co
quím
icas
al
ace
ite
die
léct
rico
, rí
gid
ez
die
léct
rica
, te
nsió
n in
terf
aci
al,
índi
ce d
e neu
traliz
aci
ón,
des
carg
as
par
ciale
s,
cont
eni
do
de
hum
eda
d,
índ
ices
de
colo
r y
pun
to
de
in
flam
ació
n.
2)
Insp
ecci
ona
r vi
sual
ment
e
los
com
pone
ntes
de
los
par
arr
ayo
s, b
ushin
g y
TC
`s.
2.1
) R
eal
izar
pru
ebas
a
par
arr
ayo
s.
de
fact
or
de
pot
enc
ia,
resi
stenc
ia d
e ais
lam
iento
, co
rrie
nte d
e fu
ga y
capa
cita
ncia
de
los
par
arr
ayo
s.
3)R
evis
ión
de
los
resp
irador
es
de
sili-
cage
l 4)R
ealiz
ar
pru
ebas
elé
ctric
as
com
ple
tas
de
dev
ana
dos:
cor
rient
e d
e exc
itaci
ón,
resi
stenc
ia d
e ais
lam
iento
, abs
orc
ión
die
léct
rica
, g
rado
de
pol
ariza
ción,
re
laci
ón
de
trans
form
aci
ón,
fa
ctor
de
pot
enc
ia,
capa
cita
ncia
, re
acta
ncia
de
dis
per
sión
par
a
cada
va
lor
del
ta
p,
resi
stenc
ia d
e dev
ana
do.
1),
2.1
), 4
) A
nua
l 2)
Sem
est
ral -
A
cond
ició
n
3)
A c
ond
ició
n
4)
Bia
nual
– A
co
ndic
ión
1C
2
No h
a o
curr
ido
Pre
vent
ivo
1)
Real
izar
pru
ebas
de
anál
isis
de
resp
ues
ta d
e fr
ecu
enc
ia
1)C
ada 5
año
s o
a
cond
ició
n 1C
3
No h
a o
curr
ido
1)
Las
tar
eas
, acc
ione
s y
las
frecu
enc
ias
de
mant
eni
mie
nto
de
la fa
lla f
unc
iona
l A s
on
apl
icada
s ta
mbié
n a
est
e m
odo
de
falla
.
1C
4
No h
a o
curr
ido
1)P
reve
ntiv
o –
C
ond
icio
n
2)
Pre
vent
ivo
3)
Cond
ició
n
1)
Insp
ecc
iona
r det
alla
dam
ente
los
bush
ing (
niv
el d
e ace
ite,
por
cela
na, te
rmin
ales,
cheq
ueo
de
tuer
cas)
, re
aliz
ar
limpie
za.
2)
Real
izar
pru
ebas
a lo
s bus
hin
g de
fact
or
de
pot
enc
ia,
capa
cita
ncia
, re
sist
enc
ia d
e a
isla
mie
nto
, co
rrie
nte d
e fug
a.
3)
Real
izar
insp
ecc
ión
term
ográ
fica
1)
Anua
l – A
co
ndic
ión
2)
Anua
l 3)
Anua
l
152
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: S
AN
TA
RO
SA
S
iste
ma
de
Tra
nsf
orm
ació
n d
e P
ote
nci
a :
AT
T (
230/
138/
13.8
) M
od
o d
e F
alla
F
recu
enci
a d
e E
ven
to
Tar
ea d
e m
ante
nim
ien
to
Ac
ció
n d
e m
ante
nim
ien
to
Fre
cuen
cia
de
man
ten
imie
nto
1C
5
No h
a o
curr
ido
1)
Cond
ició
n
2),
3),
4)
Pre
vent
ivo
- C
orr
ect
ivo
1)
Revi
sar
el i
ndi
cado
r de
l niv
el d
e ace
ite u
bic
ado
en e
l tanq
ue
cons
erv
ado
r y
her
met
icid
ad d
el m
ism
o.
2)
Revi
sión
tota
l de
la e
stru
ctura
del
tra
nsfo
rmado
r (
incl
uye
re
ajust
e d
e to
rnill
os
y re
visi
ón
de
term
inal
es
de
tierr
a)
3)
Rem
ove
r óxi
do,
pin
tura
y
cam
bio
de e
mpaq
ues
. 4)
Verif
icaci
ón
cuid
ados
a d
el e
stado
de
válv
ula
s, e
mpaq
ues
y
div
ers
as
pie
zas
de lo
s bu
jes.
1)
Dia
rio
– A
co
ndic
ión
2),
3)
Anua
l – A
co
ndic
ión
4)
Sem
est
ral –
A
cond
ició
n
1C
6
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2),
3)
Cond
ició
n
1)
Calib
rar
y pro
bar
los
term
ómetr
os
e in
dic
ado
res
de
tem
per
atu
ra,
relé
de g
as
Buch
olz
, in
dica
dor
de
niv
el d
e ace
ite, v
álv
ula
de a
livio
de
pre
sión.
2)
Insp
ecc
iona
r det
alla
dam
ente
todo
s lo
s dis
pos
itivo
s de
pro
tecc
ión,
bor
ner
as,
con
tact
os
y co
nexi
one
s de c
abl
es
de c
ont
rol,
acc
esorios
en
gene
ral,
3)
Verif
icar
her
met
icid
ad, c
am
bio
de
empaq
ues
.
1)
Anua
l 2)
y 3)
Dia
rio
1C
7
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)P
reve
ntiv
o y
C
orr
ect
ivo
1)
Real
izar
pru
ebas
de
resi
stenc
ia d
e c
ont
act
os,
tie
mpos
de c
ierr
e y
ape
rtur
a
2)
Insp
ecc
iona
r dis
yunt
ore
s y
secc
iona
dore
s aso
ciado
s (c
heq
ueo
, lim
pie
za,
niv
el d
e S
F6
de lo
s dis
yunt
ore
s, c
orre
cció
n de
galv
ani
zado
y p
intu
ra)
1)
Anua
l 2
) A
nua
l -
A
cond
ició
n
2A
1
No h
a o
curr
ido
1)
Cond
ició
n
2),
3)
Pre
vent
ivo
1)
Real
izar
insp
ecc
ión
term
ográ
fica p
ara
la d
ete
cció
n de
pu
nto
s ca
lient
es.
2)
Medi
r la
corr
ient
e r
esi
dua
l de
neu
tro a
tie
rra
y re
sist
enc
ia d
e co
nexi
ón
de
malla
de tie
rra.
3)
Insp
ecc
iona
r, li
mpia
r y
apl
icar
gra
sa c
ond
uctiv
a a
los
term
inal
es
y aju
ste
de
las
cone
xione
s.
1)
y 2)
Anua
l 3
) A
nua
l - D
iario
153
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: S
AN
TA
RO
SA
S
iste
ma
de
Tra
nsf
orm
ació
n d
e P
ote
nci
a :
TR
N (
138/
46/1
3.8)
M
od
o d
e F
alla
F
recu
enci
a d
e E
ven
to
Tar
ea d
e m
ante
nim
ien
to
Ac
ció
n d
e m
ante
nim
ien
to
Fre
cuen
cia
de
man
ten
imie
nto
1A
1
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)
y 3)C
ondi
ción
1)
Insp
ecc
iona
r vi
sual
ment
e la
pos
ició
n de
las
válv
ula
s de lo
s ra
diado
res
y re
aliz
ar
limpie
za .
2)
Revi
sar
la s
uper
ficie
de lo
s ra
diado
res
de
mane
ra q
ue
no
pre
sente
n fis
uras.
3)R
ealiz
ar
insp
ecc
ión
term
ográ
fica
1)
y 2)
Dia
rio
3),
Anua
l
1A
2
No h
a o
curr
ido
1)
Cond
ició
n
Corr
ect
ivo
2),
4)
y 5)
Pre
vent
ivo
3)
Cond
ició
n
1)
Revi
sión
de
equip
o de
enf
riam
iento
(ve
ntila
dore
s, p
rueb
as d
e
resi
stenc
ia d
e ais
lam
iento
de lo
s m
otore
s, m
edi
ción
de
corr
ient
e y
volta
je d
e lo
s m
otore
s, c
orr
ecc
ión
de
falla
de p
intu
ra y
g
alv
ani
zado
.)
2)
Medi
ant
e in
spec
ción
term
ográ
fica
verific
ar q
ue
no
exi
stan
tem
per
atu
ras
mayo
res
10 º
C e
ntre
cada
pan
el d
el r
adi
ado
r.
3)
Pro
bar
y ca
libra
r lo
s in
dic
ado
res
de
tem
per
atura
y t
erm
ocu
pla
s,
relé
s de g
ases
Buch
olz
4)R
evis
ión
de
que
no
exi
stan
fug
as
de
ace
ite e
n lo
s lu
gar
es
de
aco
ndi
ciona
mie
nto
5)
Verif
icar
el a
ccio
nam
ient
o d
e lo
s g
rupo
s de
enf
riam
iento
de
acu
erd
o a
su te
mper
atura
y a
la p
otenc
ia e
léct
rica s
um
inis
trada
.
1)
Trim
est
ral –
A
cond
ició
n
2)
Anua
l 3)
Anua
l 4)
y 5)
Dia
ria
1B
1
No h
a o
curr
ido
1)
Corr
ect
ivo
C
ond
ició
n 2
) S
imila
r A
2
1)
Revi
sión
y/o c
alib
raci
ón
de
los
ajust
es
del
moni
tor
de
te
mper
atu
ra, c
heq
ueo
de s
oftw
are
, T
C´s
de
imag
en
térm
ica.
2)
Acc
ión
de
mant
eni
mie
nto
sim
ilar
A2
1)
Anua
l - C
ond
ició
n
2)
Dia
rio
–
Sem
est
ral -
Anua
l
1B
2
No h
a o
curr
ido
1),
2)
Cond
ició
n
1)
Real
izar
pru
ebas
de
term
ogra
fía a
l ga
bin
ete, c
one
xion
es,
ju
ntur
as
y gra
pas
del c
onex
iona
do d
e a
lta d
el t
rafo
. 2)
Verif
icar
pun
tos
de
conex
ión.
1)
Anua
l 2)
Dia
rio-
A
cond
ició
n
154
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: S
AN
TA
RO
SA
S
iste
ma
de
Tra
nsf
orm
ació
n d
e P
ote
nci
a :
TR
N (
138/
46/1
3.8)
M
od
o d
e F
alla
F
recu
enci
a d
e E
ven
to
Tar
ea d
e m
ante
nim
ien
to
Ac
ció
n d
e m
ante
nim
ien
to
Fre
cuen
cia
de
man
ten
imie
nto
1C
1
No h
a o
curr
ido
1)
Cond
ició
n.
1.1
), 2
), 3
), 4
)
Pre
vent
ivo
1)
Insp
ecci
ona
r vi
sual
ment
e
los
com
pone
ntes
de
los
par
arr
ayo
s, b
ushin
g y
TC
`s.
1.1
) R
eal
izar
pru
ebas
a
par
arr
ayo
s.
de
fact
or
de
pot
enc
ia,
resi
stenc
ia d
e ais
lam
iento
, co
rrie
nte d
e fu
ga y
capa
cita
ncia
de
los
par
arr
ayo
s.
2)
Real
izar
pru
ebas
fís
ico q
uím
icas
al
ace
ite d
ielé
ctrico
, rig
idez
die
léct
rica
, te
nsió
n in
terf
aci
al,
índi
ce d
e n
eutr
aliz
aci
ón
, des
carg
as
par
ciale
s,
cont
eni
do
de
hum
eda
d,
índi
ces
de
colo
r y
pun
to
de
infla
mac
ión.
3)R
eem
pla
zar
sili-
cag
el d
el d
eshid
rata
dor
del
tanq
ue
cons
erv
ado
r 4)R
ealiz
ar
pru
ebas
elé
ctrica
s co
mple
tas
de
dev
ana
dos:
cor
rien
te
de
exc
itaci
ón,
re
sist
enc
ia
de
ais
lam
iento
, abs
orc
ión
die
léct
rica
, g
rado
de
pol
ariza
ción,
re
laci
ón
de
trans
form
aci
ón,
fa
ctor
de
pot
enc
ia,
capa
cita
ncia
, re
acta
ncia
de
dis
per
sión
par
a c
ada
valo
r del
tap,
resi
stenc
ia d
e dev
ana
do.
1)
Sem
est
ral
1.1
) A
nua
l 2)
Anua
l 3)
A c
ond
ició
n
4)
Bia
nual
– A
co
ndic
ión
1C
2
No h
a o
curr
ido
Pre
vent
ivo
1)
Real
izar
pru
ebas
de
anál
isis
de
resp
ues
ta d
e fr
ecu
enc
ia
1)C
ada
5 a
ños
o a
co
ndic
ión
1C
3
No h
a o
curr
ido
1)
Las
tar
eas
, acc
ione
s y
las
frecu
enc
ias
de
mant
en
imie
nto
de
la fa
lla f
unc
iona
l A s
on
apl
icada
s ta
mbié
n a
est
e m
odo
de
falla
.
1C
4
No h
a o
curr
ido
1)P
reve
ntiv
o –
C
ond
icio
n
2)
Pre
vent
ivo
1)
Insp
ecc
iona
r det
alla
dam
ente
los
bush
ing (
niv
el d
e ace
ite,
por
cela
na, te
rmin
ales,
cheq
ueo
de
tuer
cas)
, re
aliz
ar
limp
ieza
. 2)
Real
izar
pru
ebas
a lo
s bus
hin
g de
fact
or
de
pot
enc
ia,
capa
cita
ncia
, re
sist
enc
ia d
e a
isla
mie
nto
, co
rrie
nte d
e fug
a.
1)
Anua
l 2)
Bia
nual
155
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: S
AN
TA
RO
SA
S
iste
ma
de
Tra
nsf
orm
ació
n d
e P
ote
nci
a :
TR
N (
138/
46/1
3.8)
M
od
o d
e F
alla
F
recu
enci
a d
e E
ven
to
Tar
ea d
e m
ante
nim
ien
to
Ac
ció
n d
e m
ante
nim
ien
to
Fre
cuen
cia
de
man
ten
imie
nto
1C
5
No h
a o
curr
ido
1)
Cond
ició
n
2),
3)
Pre
vent
ivo
1)
Revi
sar
el i
ndi
cado
r de
l niv
el d
e ace
ite u
bic
ad
o e
n e
l tanq
ue
cons
erv
ado
r y
her
met
icid
ad d
el m
ism
o.
2)
Revi
sión
tota
l de
la e
stru
ctura
del
tra
nsfo
rmado
r (
incl
uye
re
ajust
e d
e to
rnill
os)
3)
Rem
ove
r óxi
do,
pin
tura
y
cam
bio
de e
mpaq
ues
.
1)
Dia
rio
– A
co
ndic
ión
2)
Anua
l y c
ond
ició
n
3)
Cond
ició
n
1C
6
3 e
n 6
año
s 1)
Pre
vent
ivo
2),
3)
Cond
ició
n
1)
Calib
rar
y pro
bar
los
term
ómetr
os
e in
dic
ado
res
de
tem
per
atu
ra,
relé
de g
as
Buch
olz
, in
dica
dor
de
niv
el d
e ace
ite, v
álv
ula
de a
livio
de
pre
sión.
2)
Insp
ecc
iona
r det
alla
dam
ente
todo
s lo
s dis
pos
itivo
s de
pro
tecc
ión,
bor
ner
as,
con
tact
os
y co
nexi
one
s de c
abl
es
de c
ont
rol,
acc
esorios
en
gene
ral,
3)
Verif
icar
her
met
icid
ad, c
am
bio
de
empaq
ues
.
1)
Anua
l 2)
y 3)
Dia
rio
1C
7
No h
a o
curr
ido
1)
Pre
vent
ivo
2)P
reve
ntiv
o y
C
orr
ect
ivo
1)
Real
izar
pru
ebas
de
resi
stenc
ia d
e c
ont
act
os,
tie
mpos
de
cierr
e
y ape
rtura
2)
Insp
ecc
iona
r dis
yunt
ore
s y
secc
iona
dore
s aso
ciado
s (c
heq
ueo
, lim
pie
za,
niv
el d
e S
F6
de lo
s dis
yunt
ore
s, c
orre
cció
n de
galv
ani
zado
y p
intu
ra)
1)
y 2)
Anua
l
2A
1
No h
a o
curr
ido
1)
Cond
ició
n
2),
3)
Pre
vent
ivo
1)
Real
izar
insp
ecc
ión
term
ográ
fica p
ara
la d
ete
cció
n de
pu
nto
s ca
lient
es.
2)
Medi
r la
corr
ient
e r
esi
dua
l de
neu
tro a
tie
rra
y re
sist
enc
ia d
e co
nexi
ón
de
malla
de tie
rra.
3)
Insp
ecc
iona
r, li
mpia
r y
apl
icar
gra
sa c
ond
uctiv
a a
los
term
inal
es
y aju
ste
de
las
cone
xion
es.
1)
y 2)
Anua
l 3
) A
nua
l - D
iario
156
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: S
AN
TA
RO
SA
S
iste
ma
de
Co
rte
y S
ecci
on
amie
nto
: D
isyu
nto
r 23
0 kV
M
od
o d
e F
alla
F
recu
enci
a d
e E
ven
to
Tar
ea d
e m
ante
nim
ien
to
Ac
ció
n d
e m
ante
nim
ien
to
Fre
cuen
cia
de
man
ten
imie
nto
1A
1
2 e
n 3
año
s 1)
Cond
ició
n
2)
Pre
vent
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r el e
stado
fís
ico y
cone
xione
s del
circ
uito
aso
ciado
. 2)
Real
izar
pru
ebas
de
calib
raci
ón
a lo
s re
lés
y de
ais
lam
iento
del
ci
rcuito
prin
cipal
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Anua
l
1A
2
No h
a o
curr
ido
1),
3)
y 4)
Pre
vent
ivo
2)
Cond
ició
n
1)
Insp
ecc
iona
r y
limpia
r lo
s co
nta
ctos
auxi
liare
s y
lubr
icar
el
sist
em
a de
acc
iona
mie
nto
. 2)
Insp
ecc
iona
r det
alla
dam
ente
que
no
pre
sent
en s
eñale
s de
oxi
dac
ión
las
pie
zas
3)
Real
izar
pru
ebas
func
iona
les
al d
isyu
ntor.
4)
Real
izar
pru
eba
de
term
ogra
fía.
1),
3)
y 4)
A
nua
l 2)
Sem
est
ral
1A
3
No h
a o
curr
ido
Est
a fu
era
de
los
límite
s del M
CC
par
a e
l dis
yunt
or
1B
1
No h
a o
curr
ido
Est
a fu
era
de
los
límite
s del M
CC
par
a e
l dis
yunt
or
1B
2
2 e
n 3
año
s
Pre
vent
ivo
1)
Capa
cita
ción
del
per
sona
l de
ope
raci
one
s 1)
Anua
l 1B
3
No h
a o
curr
ido
1)
Cond
ició
n
2),
3)
Pre
vent
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r y
reg
istr
ar
el n
úmero
de
ope
raci
one
s y
la p
resi
ón
del
gas
die
léct
rico
. 2)
Real
izar
pru
ebas
de
aper
tura
y c
ierr
e, d
e si
multa
neid
ad y
tie
mpos
de
ope
raci
ón
del
dis
yunt
or.
3)
Pru
ebas
elé
ctric
as
a la
s bobin
as d
e m
and
o
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Cada
3 a
ños
3)
Cada
3 a
ños
1B
4
No h
a o
curr
ido
1),
2)
Cond
ició
n 3)
Pre
vent
ivo
1)
Verif
ique
el t
apó
n d
el o
rific
io d
e a
dmis
ión d
e a
limen
taci
ón
de
gas
2)
Dar
mant
eni
mie
nto a
la t
ube
ría d
el g
as
y aju
ste d
e la
s br
idas
. 3)
Real
izar
la p
rueb
a de
presi
ón
del
gas
1)
Dia
ria
2)
Anua
l 3)
Cada
6 a
ños
1B
5
1 e
n 3
año
s 1)
y 3)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
1)
Verif
icar
si h
ay a
floja
mie
nto d
e ani
llos
de r
eso
rte
y ca
da p
ern
o d
e la
unid
ad d
e e
nlace
de
la v
arilla
de o
pera
ción.
2)
Real
izar
pru
ebas
de
fug
as
de
aire
. 3)
Insp
ecc
iona
r si
exi
ste o
no s
oni
dos
de
fug
a d
e aire
.
1)
Cada
3 a
ños
2)
Cada
3 a
ños
3)
Dia
riam
ent
e
157
Pla
n d
e M
ante
nim
ien
to G
ener
al e
n E
qu
ipo
Pri
mar
io d
e la
Su
bes
taci
ón
: S
AN
TA
RO
SA
S
iste
ma
de
Co
rte
y S
ecci
on
amie
nto
: D
isyu
nto
r 13
8 kV
M
od
o d
e F
alla
F
recu
enci
a d
e E
ven
to
Tar
ea d
e m
ante
nim
ien
to
Ac
ció
n d
e m
ante
nim
ien
to
Fre
cuen
cia
de
man
ten
imie
nto
1A
1
2 e
n 3
año
s 1)
Cond
ició
n
2)
Pre
vent
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r el e
stado
fís
ico y
cone
xione
s del
circ
uito
aso
ciado
. 2)
Real
izar
pru
ebas
de
calib
raci
ón
a lo
s re
lés
y de
ais
lam
iento
del
ci
rcuito
prin
cipal
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Anua
l
1A
2
No h
a o
curr
ido
1),
3)
y 4)
Pre
vent
ivo
2)
Cond
ició
n
1)
Insp
ecc
iona
r y
limpia
r lo
s co
nta
ctos
auxi
liare
s y
lubr
icar
el
sist
em
a de
acc
iona
mie
nto
. 2)
Insp
ecc
iona
r det
alla
dam
ente
que
no
pre
sent
en s
eñale
s de
oxi
dac
ión
las
pie
zas
3)
Real
izar
pru
ebas
func
iona
les
al d
isyu
ntor.
4)
Real
izar
pru
eba
de
term
ogra
fía.
1),
3)
y 4)
A
nua
l 2)
Sem
est
ral
1A
3
1 e
n 3
año
s E
sta fu
era
de
los
límite
s del M
CC
par
a e
l dis
yunt
or
1B
1
No h
a o
curr
ido
Est
a fu
era
de
los
límite
s del M
CC
par
a e
l dis
yunt
or
1B
2
No h
a o
curr
ido
Pre
vent
ivo
1)
Capa
cita
ción
del
per
sona
l de
ope
raci
one
s 1)
Anua
l 1B
3
No h
a o
curr
ido
1)
Cond
ició
n
2),
3)
Pre
vent
ivo
1)
Rutin
ariam
ent
e in
specc
iona
r y
reg
istr
ar
el n
úmero
de
ope
raci
one
s y
la p
resi
ón
del
gas
die
léct
rico
. 2)
Real
izar
pru
ebas
de
aper
tura
y c
ierr
e, d
e si
multa
neid
ad y
tie
mpos
de
ope
raci
ón
del
dis
yunt
or.
3)
Pru
ebas
elé
ctric
as
a la
s bobin
as d
e m
and
o
1)
Dia
riam
ent
e
2)
Cada
3 a
ños
3)
Cada
3 a
ños
1B
4
No h
a o
curr
ido
1),
2)
Cond
ició
n 3)
Pre
vent
ivo
1)
Verif
ique
el t
apó
n d
el o
rific
io d
e a
dmis
ión
de
alim
en
taci
ón
de
gas
2)
Dar
mant
eni
mie
nto a
la t
ube
ría d
el g
as
y aju
ste d
e la
s br
idas
. 3)
Real
izar
la p
rueb
a de
pre
sión
del
gas
1)
Dia
ria
2)
Anua
l 3)
Cada
6 a
ños
1B
5
1 e
n 3
año
s 1)
y 3)
Pre
vent
ivo
2)
Pre
dict
ivo
1)
Verif
icar
si h
ay a
floja
mie
nto d
e ani
llos
de r
eso
rte
y ca
da p
ern
o d
e la
unid
ad d
e e
nlace
de
la v
arilla
de o
pera
ció
n.
2)
Real
izar
pru
ebas
de
fug
as
de
aire
. 3)
Insp
ecc
iona
r si
exi
ste o
no s
oni
dos
de
fug
a d
e aire
.
1)
Cada
3 a
ños
2)
Cada
3 a
ños
3)
Dia
riam
ent
e
T
AB
LA
4 -
11:
Pla
n d
e m
an
ten
imie
nto
del
Eq
uip
o P
rim
ario
de
S/E
S
ta.
Ro
sa
158
4.3 IMPLEMENTACION DEL METODO NUMERICO BASADO EN
LA ESTRATEGIA DEL MCC.
4.3.1 INTRODUCCIÓN
En el análisis de sistemas reparables hay cinco posible estados en los cuales
dichos sistemas pueden quedar después de una reparación. Estos estados son
según [31]:
· Tan bueno como nuevo
· Tan malo como antes de reparar
· Mejor que antes de reparar pero peor que cuando estaba nuevo
· Mejor que cuando estaba nuevo
· Peor que antes de reparar
Un modelo probabilístico que toma en cuenta los cinco estados en los que
puede quedar un sistema una vez reparado se denomina Proceso
Generalizado de Restauración (PGR) [31].
Cuando se trata de equipos reparables y se habla de tiempo para la falla, surge
inmediatamente la pregunta “¿tiempo para cual falla?“; (¿tiempo para la
primera falla?; o ¿tiempo para la segunda falla?; o ¿tiempo para la n falla?), ya
que para un tiempo prolongado, por ejemplo su vida útil, puede ocurrir mas de
una falla. Si se habla por ejemplo la probabilidad de falla en el tiempo
prolongado, surgen las preguntas, ¿probabilidad de cuantas fallas?;
¿probabilidad de una falla en un periodo t1?; o ¿probabilidad de 2 fallas en un
tiempo t2?; o ¿probabilidad de n fallas en un tiempo tn? [31].
En la figura 4-11según [31] se esquematiza una proyección o estimado de un
proceso de operación de un equipo reparable, en el que se sabe que pueden
ocurrir fallas que serán restauradas con tareas de mantenimiento.
159
FIGURA 4-11: Esquema del Proceso de fallas sucesivas en activos reparables.
Siendo:
t2 = tiempo de operación entre la primera y la segunda falla.
t2= tiempo acumulado de operación hasta la segunda falla (t2= t1 +t2 ).
Recordando que el tiempo para la falla se considera como una variable
aleatoria por excelencia, se concluye que los tiempos hasta tn (tiempo de
operación entre la n-1 y la falla n) y, tn= tiempo acumulado de operación hasta
la última falla, son todas variables aleatorias; es decir variables que pueden
tomar múltiples valores y que por ende cada una puede ser representada con
una distribución de probabilidades.
A través de la siguiente 4-12 y figura 4-13 según [31] se puede observar la
probabilidad de falla y confiabilidad de un activo reparable en un periodo
determinado.
160
FIGURA 4-12: Esquema de Probabilidad de fallas sucesivas en activos reparables.
FIGURA 4-13: Esquema de confiabilidad en activos reparables.
No tiene sentido analizar la confiabilidad en un tiempo acumulado; no obstante
es importante contar con un historial para predecir el comportamiento del activo
en el futuro [31].
En la siguiente figura 4-14 según [31] se puede observar dos zonas:
Zona pasada.- que comprende los tiempos entre fallas y tiempo acumulado de
falla en un tiempo de operación. Estos valores son datos que se utilizan para
las predicciones.
161
Zona futura.- es la zona de predicción; en esta zona todo es aleatorio en un
tiempo operativo prolongado o de su vida útil.
FIGURA 4-14: Esquema del Número de fallas en Tiempo acumulado de operación.
4.3.2 APLICACIÓN DEL METODO NUMERICO ICDM 2002.
A través de la aplicación desarrollada en el programa EXCEL, ICDM 2002 por
la compañía PDVSA se determinará la confiabilidad de un activo reparable(es
un sistema o equipo que acepta reparaciones y le pueden ser restauradas sus
funciones mediante el uso de cualquier método de reparación diferente al
reemplazo del sistema o equipo completo) [30] para un determinado tiempo.
162
FIGURA 4-15: Tendencia de la frecuencia de fallas en el tiempo
FIGURA 4 -16: Curva de comportamiento de la Confiabilidad en el tiempo
163
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
CONCLUSIONES.
1) El estudio presentado no incorpora la idea de cero fallas, pues se desea
aplicar la filosofía de que el sistema cumpla con sus funciones a pesar
de la presencia de algún evento, que se logra con personal y equipo
eficiente, capaz de controlar la anomalía, preservar la seguridad
personal, ambiental y operativa.
2) A la metodología del Mantenimiento Centrado en Confiabilidad se
incorporó un análisis de todos los parámetros ambientales existentes en
el área de influencia de las actividades eléctricas, este análisis permite la
caracterización de la zona de estudio.
3) Se ha verificado que los factores contaminantes, meteorológicos y
operativos, determinan el tipo y frecuencia de mantenimiento en las
Subestaciones de Transmisión de las distintas zonas del país
4) Para una mejora continua en confiabilidad y disponibilidad de las
subestaciones, no es suficiente implementar una metodología rutinaria
de mantenimiento, se requiere la incorporación de un análisis causa-
efecto de fallas para eliminar el origen del problema y tratar la
consecuencia a partir de tareas y frecuencias de mantenimientos
óptimos.
5) Se verificó en este estudio la existencia de un mayor número de
operaciones del equipo de corte y seccionamiento a nivel de 69 kV en
virtud de que actúan en su mayoría como protección de respaldo a fallas
que se originan en instalaciones de los Agentes del Mercado Eléctrico
Mayorista.
6) Se comprobó que los interruptores en las bahías de línea a 69 kV, de las
subestaciones Orellana y Pascuales, tienen el mayor número de
164
operaciones por fallas en las instalaciones de los agentes sumando
entre las bahías Jivino, Payamino, Daule , Vergeles y Cervecería con un
aproximado del 25% del total del Sistema Nacional de Transmisión.
7) Las subestaciones con grado de corrosividad severo y muy severo están
ubicadas en las proximidades de las costas ecuatorianas. El contenido
de sal en el ambiente y la presencia de NOx, SOx y COx en el aire
hacen a la atmósfera químicamente agresiva causando una lenta pero
continua degradación. Por lo señalado las subestaciones de
Esmeraldas, Posorja, Salitral, Santa Elena y Trinitaria deben estar
sometidas a consideraciones especiales de mantenimiento en:
pararrayos, bushings, ventiladores, cuba, grapas, bridas, conexiones y
uniones.
8) Se comprobó que la confiabilidad de las subestaciones no depende de
la fecha de instalación si no de las pruebas de fábrica, de la movilización
al sitio de instalación, del montaje, pruebas de sitio y mantenimiento que
se realiza al equipo.
9) Las subestaciones que se encuentran ubicadas en la zona andina son
propensas a registrar fallas provocadas por descargas atmosféricas
debido al alto nivel isoceraúnico que presentan según estadísticas
proporcionadas por la DAC, la presencia de estos fenómenos conllevan
a daños en el sistema de corte y seccionamiento como son los
interruptores, causando daños en sus contactos debido a las continuas
operaciones a las que se ven sometidos.
165
RECOMENDACIONES
1) Para los problemas de mantenimiento se sugiere como solución trabajar
en dos etapas, inicialmente cambiando la forma en que las personas
piensan y logrando que apliquen esa nueva forma de pensar a la
resolución de problemas técnicos, identificando los daños producidos y
monitoreando el sistema y sus partes a través de una re-estructuración
de los programas de mantenimiento para contrarrestar posibles impactos
detectados.
2) Se deben prever los equipos e indumentaria necesaria de seguridad, de
acuerdo a las actividades que se vayan a realizar en las tareas de
mantenimiento, el personal debe ser técnicamente calificado y debe
obedecer rigurosamente las normas de seguridad.
3) Son 45 transformadores de potencia del total con que cuenta el Sistema
Nacional de Transmisión que superan los 25 años de operación. Por tal
motivo se recomienda monitorear su estado diariamente a través de un
analizador de hidrógeno, pruebas anuales físico-químicas y
cromatográficas al aceite dieléctrico, si es necesario deshidratación del
aislamiento mediante vacío, remoción de lodos y ácidos y, cada 3 años
pruebas eléctricas completas a los devanados.
4) Se debe considerar un mantenimiento especial a las subestaciones que
se encuentran en las proximidades de volcanes en procesos de
erupción, Se recomienda no limpiar la ceniza con agua debido a que
puede causar cortocircuitos por disrupción eléctrica.
5) Es necesario crear una base de datos para registro de fallas de equipo
de protección, información que ayudará a ratificar o re-estructurar los
programas de mantenimiento con el fin de ampliar los límites de
aplicación del MCC (RCM).
166
6) A través de un análisis técnico-económico, se sugiere iniciar con los
estudios de reposición de transformadores del SNT que han cumplido
con su vida útil.
7) Es necesario un estudio técnico al equipo de protección, corte y
seccionamiento a las distribuidoras EE SUCUMBIÓS, EMELGUR,
CATEG por ser los agentes con mayores fallas en instalaciones del
transmisor.
167
6. BIBLIOGRAFÍA.
[1] Carlos Parra, “Indices Técnicos de Gestión del Mantenimiento”,
2003.
[2] Alberto Mora Gutiérrez, “Mantenimiento Estratégico para Empresas
Industriales o de Servicios”, 2005
[3] Jezdimir Knezevic, “Publicaciones de Ingeniería ISDEFE”.
[4] John Moubray, “Camino hacia el Mantenimiento Centrado en la
Confiabilidad”, Soporte Ctda.
[5] Oliverio García, “Primer Congreso de Confiabilidad y Mantenimiento”
México, Octubre 2003
[6] Gutieres Serge “Maximizing Transformer Protection”, Seminario
Morgan y Schaffer, Quito, Diciembre 2007.
[7] “ Curva Temperatura - Presión del Gas”, Manuales Transelectric.
[8] Medardo Yánez “Reliability & Risk Management”, Curso MCC CLAPAN,
Septiembre 2007.
[9] Elvis Jumbo, “Propuesta para mejorar la calidad de servicio de la
Subestación de Santo Domingo apliucando el Mantenimiento
Centrado en Confiabilidad 2007”, Tesis de Pregrado, Universidad
Tecnológica Equinoccial, Santo Domingo de Los Thashilas- Ecuador, Abril
2006
[10] Carlos Mario Pérez, “Camino hacia el Mantenimiento Centrado en la
Confiabilidad”, Soporte, 2002.
[11] Curso de Mantenimiento, Modelos Mixtos de Confiabilidad”, 2002.
168
[12] Normas ASA C57.92 BSCP10.10
[13] Mario Pérez, Indicadores de Gestión”.
[14] www/practiciencia.com.ar
[15] www/ecuadornatural.com
[16] Flavio Casar Ospina, “Calidad, Confiabilidad y Seguridad de la Energía
Eléctrica” Seminario Internacional, Quito, Ecuador, Abril 2004.
[17] Ernesto Gallo, Seminario de Diagnóstico y Mantenimiento de
Transformadores en Campo”, Empresa TRANSEQUIPOS, Quito-
Ecuador, Noviembre 2006
[18] José Wilches, “Corrosión y Medio Ambiente una relación Simbiótica”,
Universidad Uninorte, Colombia, 2006.
[19] R. Cortina y G. Marrone, “Métodos para Medir Severidad de la
Contaminación en Condiciones Naturales y Criterios Adoptados por
ENEL para la opción y estandarización de equipos para áreas
Contaminadas”, Londres, Junio 1989.
[20] Maxlin V., “Aislamiento en líneas de transmisión y subestaciones
abiertas en regiones con atmósfera contaminada” Revista Energic,
Moscú, 1975.
[21] Ministerio del Ambiente, “ Norma Ecuatoriana de Calidad del Aire”
Sección 4.1.2.1 libro VI Anexo 4 texto unificado de Legislación Ambiental
Secundaria, 2003.
[22] Ley de Gestión Ambiental, "Reglamento Ambiental para Actividades
Eléctricas", Capítulo III De la Protección Ambiental Sección I De la
169
Normativa aplicable a la protección ambiental, Registro Oficial No. 396,
23 de Agosto de 2001.
[23] Consejo Nacional de Electricidad “Estudio de Impacto Ambiental de
Las Centrales de Generación”, Departamento de Ambiente, Datos
históricos 2005 – 2007.
[24] Municipio de la Ciudad de Guayaquil, “Estudio de la Calidad del Aire de
la Ciudad de Guayaquil”, Diciembre 2004
[25] NORMA ISO 9223
[26] “Manual de Inducción General 2007”, Compañía Nacional de
Transmisión Eléctrica TRANSELECTRIC.
[27] “ATLAS GEOGRÁFICO DEL SNT” Compañía Nacional de Transmisión
Eléctrica TRANSELECTRIC, Septiembre 2006.
[28] A. Benalcázar, J. Reyes, “ Análisis de riesgos en Modalidades de
Contratación a largo plazo del Mercado Eléctrico Ecuatorianos”,
Tesis de Pregrado, Escuela Politécnica Nacional, Junio 2007.
[29] www.conelec.gov.ec
[30] ICDM 2002 PDVSA 2002 – 2003
[31] M. Yáñez, Gómez de La Vega, “ Ingeniería de Confiabilidad y Análisis
Probabilístico de Riesgo”, Seminario, 2005
170
7 ANEXOS