procedimiento para el mantenimiento y confiabilidad …

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD COORDINACIÓN DE DISTRIBUCIÓN

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PROCEDIMIENTO PARA EL MANTENIMIENTO Y CONFIABILIDAD A

SUBESTACIONES 1.- OBJETIVO Establecer los criterios de supervisión, mediante una Guía para mantener en óptimas condiciones las Subestaciones de Distribución con el fin de mejorar la calidad de las mismas y proporcionar un servicio de energía eléctrica confiable. 2.- ALCANCE La presente guía es aplicable a todas las Subestaciones de Distribución, para mejorar la calidad de las instalaciones 3.- MARCO DE REFERENCIA Los procedimientos aplicables para esta guía son:

• Reglamento de Seguridad e Higiene (Capitulo 100).

• Reglamento de Operación del SEN.

• SIAD.

• Procedimientos del DEVO.

• Procedimientos de operación:

GOD-3531 “Procedimiento De Pruebas De Campo Para Equipo Primario De Subestaciones De Distribución“

GOD-3532 “Procedimiento De Pruebas A Esquemas De Protección“

GOD-3534 “Criterios De Restablecimiento Para Fallas Internas Y Externas En Transformadores De Potencia“

GOD-3535 “Procedimiento Para La Operación De Bancos De Capacitores En Subestaciones De Distribución De 69 Hasta 138 kV “


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GOD-3536 “Manual De Mantenimiento De Interruptores De Potencia De 13.8 Kv Hasta 138 kV “

GOD-3537 “Manual De Mantenimiento A Transformadores De Potencia Hasta 138 kV“

GOD-3538 “Criterios Para La Elaboración De Programas De Mantenimiento En Subestaciones De Distribución “

GOD-3539 “Procedimiento Para La Coordinación De Protecciones De Sobrecorriente En Sistemas De Distribución“

GOD-3540 “Normalización De Nomenclatura Y Pintura En Equipos De Subestaciones De Distribución “

GOD-3541 “Procedimiento Para La Operación Y Mantenimiento A Cargadores Y Banco De Baterías Plomo-Acido “

• Bitácoras, diagramas, etc. de las Subestaciones de Distribución.

• SIG multisitios.

• Procedimientos Divisionales Particulares.

4.- MANTENIMIENTO INTEGRAL El mantenimiento integral requiere una combinación de habilidades y recursos destinados a cubrir tres tareas principales:

1. El mantenimiento diario de primera línea, incluyendo tareas correctivas de emergencia, limpieza, regulación y vigilancia del estado de las subestaciones.

2. Mantenimiento planificado de rutina sobre bases correctivas, preventivas, de predicción y de fiabilidad.

3. Paradas programadas para revisiones generales de las subestaciones.

El mantenimiento integral comprende también el conjunto de técnicas y sistemas que actúan sobre los medios permitiendo:

1. Reparar las averías que se presenten.


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2. Prever estas averías mediante revisiones y otras técnicas más complejas, como técnicas estadísticas, seguimiento y diagnostico de averías.

3. Especificar la normatividad de manipulación y buen funcionamiento de los operadores de los elementos constitutivos de las subestaciones.

4.1 CRITERIOS PARA EL MANTENIMIENTO INTEGRAL EN LA SUPERVISIÓN. Los criterios que se deben de aplicar para mejorar las instalaciones son mediante la aplicación del Mantenimiento Integral (considerando lo citado en el punto 4). Para considerar o no la aplicación de mantenimiento integral se determinara mediante una guía evaluativa, comprendiendo los puntos estratégicos para diagnosticar las averías que puedan provocar una desestabilidad en la integridad de las Subestaciones de Distribución, los puntos a evaluar se clasifican en la siguiente tabla:

Concepto Total de puntos por concepto

Alta Tensión 340 Transformación 270 Media tensión 310

Caseta de control 430 Predio de la subestación 220

Total 1570 Nota: Los puntos de cada concepto son determinados mediante en número total de preguntas a evaluar. 4.2.- APLICACIÓN DE LA GUÍA DE SUPERVISIÓN La supervisión y la aplicación de la guía, debe realizarse con personal divisional y/o de zona a cargo del departamento, oficina y/o supervisores con experiencia y conocimiento en la operación y mantenimiento de Subestaciones y Protecciones de Distribución. El personal que debe participar en la supervisión será: Oficinas Divisionales:

• Subgerente de Distribución (al inicio o cierre de la supervisión). • Personal directivo involucrado en el proceso de Subestaciones y Protecciones de

Distribución.


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Zonas

• Superintendente de zona (durante la presentación).

• Personal de oficina y campo involucrado en el proceso de Subestaciones y Protecciones de Distribución.

La guía de supervisión determina mediante estadística y criterios las condiciones de las instalaciones de la subestación considerando lo siguiente:

Criterios Diagnostico

Excelente De 1401 a 1570 Muy bien De 1000 a 1400

Bien De 785 a 999 Malo De 0 a 784

4.2.1.- RECOMENDACIONES EN LA INTERPRETACIÓN DEL DIAGNOSTICO (de acuerdo al Mantenimiento Integral).

1. El concepto que no cumpla con la puntuación del criterio de “excelente” a “bien”, se considerara para realizar Mantenimiento Integral.

2. El Mantenimiento Integral se aplicara al 10 % del total de subestaciones que hayan

presentado un criterio malo en la División. 5.- CONFIABILIDAD DE LAS SUBESTACIONES. Es la habilidad del SED para mantenerse integrado y suministrar los requerimientos de energía eléctrica en cantidad y estándares de calidad, tomando en cuenta la probabilidad de la ocurrencia de la contingencia sencilla más severa.


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5.1.- GRADO DE CONFIABILIDAD DE LAS SUBESTACIONES El aspecto de confiabilidad se evaluara en torno a los conceptos presentados en la siguiente tabla:

Concepto Total de puntos por concepto

Presentación 70 Equipo primario 60

Comunicaciones y control 40 Orden y limpieza 70

Condiciones de operación 160 Protecciones 100

Seguridad industrial 60 Equipo instalado en bahías 80 Mantenimiento de equipo 50

Total 690 La guía del grado de confiabilidad de las subestaciones determina mediante estadística y criterios las condiciones de las instalaciones de la subestación considerando lo siguiente:

Criterios Diagnostico

Aceptable Mayor 600 No aceptable Menor de 600

5.1.1.- RECOMENDACIONES EN LA INTERPRETACIÓN DEL DIAGNOSTICO (de acuerdo al grado de confiabilidad).

1. Cuando el diagnostico presente un resultado no aceptable en un concepto determinado, se tendrá que mejorar el aspecto de mantenimiento integral.

2. Se realizará un programa de trabajo calendarizado para realizar las actividades faltantes que se detectaron en la supervisión de confiabilidad operativa para llevar las subestaciones a un grado de confiabilidad aceptable.


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6.- SECUENCIA DE LA SUPERVISIÓN

• Se realizara una videoconferencia con los 13 supervisores de las divisiones con el fin de conocer y estandarizar los criterios a evaluar por los supervisores.

• Se establecerá un día para conocer la infraestructura de la División y sus resultados obtenidos de los últimos tres años, así como su estructura organizacional y también se definirá la agenda de la supervisión.

La supervisión a cada subestación se realizara en un máximo de 8 horas (incluyendo traslado de una a otra

• El personal directivo de oficinas divisionales debe acompañar al supervisor a las subestaciones, así mismo debe acompañarlo el jefe de Departamento divisional o el jefe de oficina divisional.

• En la presentación de la Zona debe participar el superintendente de zona y el personal directivo de la operación y mantenimiento de Subestaciones y Protecciones de Distribución. Para la supervisión en campo debe participar personal involucrado en la operación de las subestaciones.

• Se debe utilizar la guía de supervisión que determinara la puntuación y el grado de cumplimiento de las actividades en la operación y mantenimiento de las Subestaciones y Protecciones de Distribución. El criterio de evaluación para cada pregunta será de 10 puntos como máximo si cumple con lo requerido en la guía y 0 si no se cumple o si está incompleto.

• Al término de la supervisión se debe realizar una minuta de trabajo en cada Subestación y una global para la división supervisada donde se registren los resultados de las guías de supervisión aplicadas y las áreas de oportunidad detectadas por el ingeniero que realiza la supervisión.

• El ingeniero supervisor debe enviar reporte a la Gerencia de Operación de Distribución (Departamento de Subestaciones y Líneas) a más tardar en los próximos 10 días hábiles después de haber concluido la supervisión con los resultados obtenidos en dicha evaluación, este debe incluir las minutas y un resumen con recomendaciones, fotografías, evidencias utilizadas en la supervisión y otros que se consideren pertinentes.


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7.- DESARROLLO DE LA SUPERVISIÓN Cada División debe preparar la información siguiente: 7.1.- INFORMACIÓN QUE DEBE INCLUIR LA PRESENTACIÓN DE LA SUBGERENCIA DE LA DIVISIÓN Y DE LAS ZONAS DE DISTRIBUCIÓN

1) Datos generales. 1.1. Estados y poblaciones importantes que atienden. 1.2. Número de usuarios por nivel de tensión.

2) Organización de la División. 2.1. Subgerencia de Distribución.

• Estructura organizacional (organigrama). 2.2. Zonas de distribución

• Estructura organizacional (organigrama). 3) Infraestructura a nivel Divisional y a nivel Zona.

. Número de Subestaciones de Distribución. 3.2 Número de Transformadores de Potencia. 3.3. Número de Interruptores de Potencia. 3.4. Número de esquemas de protección por función.

4) Recursos Humanos y Materiales. 4.1. Grupos de Distribución (mencionando la cantidad y tipo de vehículos de trabajo). 4.2. Parejas de electricistas. 4.3. Parejas de Protecciones.

5) Resultados 5.1. Salida de Bancos.

a) Numero de Fallas en Transformadores de Potencia. b) TIU de Transformadores de Potencia. c) Transformadores Dañados.

5.2. Libramiento de Eventos. a) Libramientos incorrectos por nivel de tensión de operación.

5.3. Capacitación.

6) Informe de las características técnicas de cada una de las subestaciones a supervisar, apoyándose en las tablas siguientes:

Tabla 1 Características de las subestaciones.


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Subestación Capacidad Bancos Circuitos Usuarios Demanda

8.- GUÍA PARA DETERMINAR EL MANTENIMIENTO INTEGRAL

TEMA N° PREGUNTA META ALCANCE OBSERVACIONES

ALTA TENSIÓN

1 EL EQUIPO PRIMARIO DE LA SUBESTACIÓN DEBE DE ESTAR PINTADO (SIN OXIDO) Y ROTULADO. 10

2 LAS TRINCHERAS Y REGISTROS DE LA SUBESTACIÓN DEBEN DE ESTAR DESAZOLVADAS CON SUS RESPECTIVAS TAPAS.

10

3 EL FIERRO ESTRUCTURAL DE LAS BAHÍAS DEBE DE ESTAR EN BUENAS CONDICIONES (NO OXIDADO). 10

4 LOS PUENTES DE LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA DEBEN DE SER DEL CALIBRE DEL CONDUCTOR ADECUADO.

10

5 LOS APARTARRAYOS DE LA SUBESTACIÓN DEBERÁN ESTAR ATERRIZADOS DE MANERA CONTINUA (SIN ENTORCHES).

10

6 LOS TRANSFORMADORES E INTERRUPTORES DE POTENCIA DEBEN DE ESTAR LIBRES DE FUGAS DE ACEITE O SF6.

10

7 LAS CUCHILLAS DE OPERACIÓN EN GRUPO DEBEN DE ESTAR ATERRIZADAS A LA BAJANTE DE TIERRA DE LA SUBESTACIÓN.

10

8 LOS GABINETES DE LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA DE LA SUBESTACIÓN DEBEN CONTAR CON RESISTENCIAS CALEFACTORAS EN OPERACIÓN.

10

9

LAS TABLILLAS DE CONEXIONES EN LA CASETA Y/O EQUIPOS DE LA SUBESTACIÓN DEBEN DE ESTAR EN BUENAS CONDICIONES Y CLARAMENTE IDENTIFICADAS.

10

10 LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA DE LA SUBESTACIÓN DEBEN DE CONTAR CON PALANCA DE ACCIONAMIENTO MANUAL.

10

11 LAS CONEXIONES DE LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (TC´S) DE LA SUBESTACIÓN NO DEBE DE ESTAR OXIDADAS O CON ZAPATAS ABIERTAS.

10

12 LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (TC´S) DE LA SUBESTACIÓN DEBERÁN DE ESTAR ATERRIZADAS EN UN SOLO PUNTO

10


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ALTA TENSIÓN

13 EL CALIBRE DEL CONECTOR DEBERÁ DE ESTAR SELECCIONADO DE ACUERDO A LA CAPACIDAD DEL CONDUCTOR.

10

14

TODOS LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA DE LA SUBESTACIÓN DEBEN DE CONTAR CON SU INSTRUCTIVO DE MANTENIMIENTO Y LISTA DE CABLES.

10

15 EN LA SUBESTACIÓN LAS ÁREAS DE RIESGOS DEBERÁN DE ESTAR DEFINIDAS CON ANUNCIOS PREVENTIVOS.

10

16 LA SUBESTACIÓN DEBE CONTAR CON APARTARRAYOS A LA LLEGADA DE LAS O LA LÍNEA

10

17 LA CAJA DE LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (TC´S) DE 115 Y/O 138 KV NO DEBE DE ESTAR OXIDADA.

10

18 LA CAJA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIAL (TP´S) DE 115 Y/O 138 KV NO DEBE DE ESTAR OXIDADA.

10

19 LAS CUCHILLAS DE OPERACIÓN EN GRUPO DE LA SUBESTACIÓN DEBEN DE ESTAR INSTALADOS BAJO CRITERIO DE CFE.

10

20 EL BANCO DE BATERÍAS DE LA SUBESTACIÓN DEBE DE CONTAR CON EQUIPO DETECTOR Y/O EXTRACCIÓN DE HIDRÓGENO.

10

21

EL INTERRUPTOR DE POTENCIA DE BANCO DE LADO DE ALTA TENSIÓN DEBE DE ESTAR EN CONDICIONES DE OPERACIÓN ACEPTABLE, SIN FUGAS DE ACEITE O SF6, MANÓMETROS EN BUEN ESTADO, ETC.

10

22 FALTAN APARTARRAYOS DE LINEA 10


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SUPERVISIÓN CRUZADA DE SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN


ALTA TENSIÓN

23 FALTAN CUCHILLAS INTERRUPTOR LADO LINEA 10

24 FALTA ESQUEMA DE LÍNEA COMPLETO 10

25 FALTAN CUCHILLAS DE INTERRUPTOR LADO BUS 10

26 FALTAN CUCHILLAS DE TRANSFERENCIA 10

27 CUENTA CON CUCHILLAS PROBLEMÁTICAS 10

28 TIENE INTERRUPTORES DE PEQUEÑO VOLUMEN 10

29 TIENE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE EN 115 KV SELLADOS CON SF6 10

30 TIENE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE EN 115 KV TRANSTEC 10

31 LOS INTERRUPTORES DE A.T. PRESENTAN FUGAS CONTINUAS DE SF6 10

32 TIENE INTERRUPTORES DE PEQUEÑO VOLUMEN 10

33 LA SUBESTACIÓN TIENE ALIMENTACIÓN EN ANILLO O RED 10

34 LA SUBESTACION TIENE INTERRUPTORES DE LINEA DE ENTRADA Y SALIDA 10


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TRANSFORMACIÓN

35

EL GABINETE DE CONTROL DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA ESTA EN BUENAS CONDICIONES Y EL CABLEADO ESTA ORDENADO.

10


10

37


10

38 MUESTRE LA CROMATOGRAFÍA DE GASES DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.

10

39 MUESTRE LAS ACCIONES REALIZADAS DEL RESULTADO DE LA CROMATOGRAFÍA DE GASES.

10

40 LOS RELEVADORES DE LA SUBESTACIÓN DEBEN DE ESTAR CLARAMENTE IDENTIFICADOS.

10

41

LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA DE LA SUBESTACIÓN DEBEN DE TENER PROTECCIÓN INTERNA EN BUENAS CONDICIONES.

10

42 EL EQUIPO DE ENFRIAMIENTO DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA DEBE DE ESTAR EN BUENAS CONDICIONES.

10

43 EN LA SUBESTACIÓN LAS AÉREAS DE RIESGOS DEBERÁN DE ESTAR DEFINIDAS CON ANUNCIOS PREVENTIVOS.

10

44

EL TRANSFORMADOR DE POTENCIA DEBE DE ESTAR EN CONDICIONES DE OPERACIÓN ACEPTABLES CON RADIADORES, VENTILADORES, PROTECCIONES INTERNAS, ETC.

10

45 FALTAN CUCHILLAS DE TRANSFERENCIA 10 46 CUENTA CON CUCHILLAS PROBLEMÁTICAS 10


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TRANSFORMACIÓN

47 LOS INTERRUPTORES DE A.T. PRESENTAN FUGAS CONTINUAS DE AIRE O ACEITE EN MECANISMO

10

48 TIENE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE EN 115 KV SELLADOS CON SF6 10

49 TIENE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE EN 115 KV CON AISLAMIENTO RESINA 10

50 LOS INTERRUPTORES DE A.T. PRESENTAN FUGAS CONTINUAS DE SF6 10

51 FALTA COMPLETAR ESQUEMAS DE BANCO DE ACUERDO A LOS CRITERIOS 10

52 TABLERO DE PROTECCION EN MAL ESTADO 10

53 FALTA ACTUALIZAR LAS PROTECCIONES 10

54 FALTA MEDICION REMOTA 10

55 FALTA MEDICION DE CALIDAD DE ENERGIA 10

56 PRESENTA GASES EN SU CROMATOGRAFÍA EL TRANSFORMADOR 10

57 PRESENTA FUGAS DE ACEITE GRAVES EL TRANSFORMADOR 10

58 FALTA ALGUN ACCESORIO DEL TRANSFORMADOR 10

59 FALTA FOSA DE CAPTACIO0N DE ACEITE 10

60 REBASO SU ESPECTATIVA DE VIDA UTIL MAYOR A 20 AÑOS (30) 10

61 TORNILLERIA OXIDADA O FALTANTE 10


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MEDIA TENSIÓN

62 EL EQUIPO PRIMARIO DE LA SUBESTACIÓN DEBEN DE ESTAR PINTADO (SIN OXIDO) Y ROTULADO. 10

63 LAS TRINCHERAS Y REGISTROS DE LA SUBESTACIÓN DEBEN DE ESTAR DESAZOLVADAS CON SUS RESPECTIVAS TAPAS.

10

64 LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA DE CIRCUITOS CUENTAN CON CUCHILLAS MONOPOLARES DE 1250 AMPERES.

10

65 LOS CONECTORES DE LAS CUCHILLAS MONOPOLARES DEBEN DE ESTAR BIEN INSTALADOS PARA EVITAR FALSOS CONTACTOS.

10

66 LOS PUENTES DE LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA DEBEN DE SER DEL CALIBRE DEL CONDUCTOR ADECUADO.

10


10

68 LAS CUCHILLAS DE OPERACIÓN EN GRUPO DEBEN DE ESTAR ATERRIZADAS A LA BAJANTE DE TIERRA DE LA SUBESTACIÓN.

10

69 LOS GABINETES DE LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA DE LA SUBESTACIÓN DEBEN CONTAR CON RESISTENCIAS CALEFACTORAS EN OPERACIÓN.

10

70


10

71 LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA DE LA SUBESTACIÓN DEBEN DE CONTAR CON PALANCA DE ACCIONAMIENTO MANUAL.

10

72 LAS CONEXIONES DE LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (TC´S) DE LA SUBESTACIÓN NO DEBE DE ESTAR OXIDADAS O CON ZAPATAS ABIERTAS.

10


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MEDIA TENSIÓN

73 LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (TC´S) DE LA SUBESTACIÓN DEBERÁN DE ESTAR ATERRIZADAS EN UN SOLO PUNTO

10

74 LAS CUCHILLAS MONOPOLARES DE LA SUBESTACIÓN DEBERÁN DE SER DE LA CAPACIDAD ADECUADA.

10

75 EL AISLAMIENTO DE LAS BARRAS DE MEDIA TENSIÓN DE LA SUBESTACIÓN DEBE SER DE TIPO COLUMNA. 10

76 EL CALIBRE DEL CONECTOR DEBERÁ DE ESTAR SELECCIONADO DE ACUERDO A LA CAPACIDAD DEL CONDUCTOR.

10

77 LOS INTERRUPTORES DE BANCO PARA 30 MVA´S SON DE 2000 A 10

78 LAS CUCHILLAS MONOPOLARES PARA INTERRUPTORES DE BANCO PARA 30 MVA´S SON DE 2000 AMP.

10

79

TODOS LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA DE LA SUBESTACIÓN DEBEN DE CONTAR CON SU INSTRUCTIVO DE MANTENIMIENTO Y LISTA DE CABLES.

10


10

81 LAS BAHÍAS DE ALTA Y MEDIA TENSIÓN DE LA SUBESTACIÓN DEBEN SER ADECUADAS PARA SU CORRECTA OPERACIÓN.

10

82 LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIAL (TP´S) DE MEDIA TENSIÓN DEBEN TENER CORTA-CIRCUITOS FUSIBLES DE POTENCIA.

10

83

EL TRANSFORMADOR DE SERVICIOS PROPIOS Y DE POTENCIAL DE LA SUBESTACIÓN DEBE TENER CORTA-CIRCUITOS FUSIBLES DE POTENCIA ADECUADO.

10


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MEDIA TENSIÓN

84 CUENTA CON AISLAMIENTO CON MAS DE 12 AÑOS EN MT 10

85 FALTA APARTARRAYOS EN BUS Y CIRCUITOS 10

86 CUENTA CON INTERRUPTORES ELMEX 10

87 TABLERO DE PROTECCION EN ESTADO CRITICO DE OPERACIÓN 10

88 FALTA ACTUALIZAR LAS PROTECCIONES. 10

89 FALTA MEDICION DE CALIDAD DE ENERGIA. 10

90 FALTA MEDICION REMOTA. 10

91 TORNILLERIA OXIDADA O FALTANTE. 10

92 LA SUBESTACION CUENTA CON INTERRUPTOR DE AMARRE DE BARRAS EN MT. 10


1-16 2008 11 19



CASETA DE CONTROL

93 LA BARDA PERIMETRAL O MALLA CICLÓNICA DE LA SUBESTACIÓN DEBE DE ESTAR EN BUENAS CONDICIONES (NO PERFORADA O ROTA).

10

94 LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA DE LA SUBESTACIÓN CUENTAN CON PROTECCIÓN ES DE SOBRECORRIENTE Y DIFERENCIAL

10

95 LA UTR O SISCOPROM DEBE DE ESTAR EN CONDICIONES DE OPERACIÓN ACEPTABLE. 10

96 EL RADIO DE COMUNICACIONES DE DATOS Y VOZ DEBERÁ DE ESTAR BIEN CABLEADO. 10

97 EL CABLE DE RF QUE VA HACIA LA TORRE DEBE DE ESTAR TOTALMENTE SOPORTADO. 10

98 LA COMUNICACIÓN DE DATOS DEBE CONTAR CON RESPALDO POR BAJO VOLTAJE DE VCD. 10

99 EN LA CASETA DE CONTROL DE LA SUBESTACIÓN LOS CABLES DEBEN DE ESTAR ORDENADOS Y CLARAMENTE IDENTIFICADOS.

10

100 EN EL TECHO DE LA CASETA DE CONTROL DE LA SUBESTACIÓN NO DEBEN EXISTIR FILTRACIONES DE AGUA.

10

101

MUESTRA LOS CONTRATOS DE LIMPIEZA, AIRE ACONDICIONADO, FUMIGACIÓN, JARDINERÍA, RECARGA DE EXTINTORES SEGÚN APLIQUE EN LA SUBESTACIÓN.

10

102 LA SUBESTACIÓN DEBE DE CONTAR CON SEÑALAMIENTOS PREVENTIVOS DE SEGURIDAD DE ACUERDO A CADA ÁREA.

10


1-17 2008 11 19



CASETA DE CONTROL

103 LOS TABLEROS DE CORRIENTE DIRECTA Y ALTERNA DE LA SUBESTACIÓN DEBERÁN DE ESTAR BIEN IDENTIFICADOS.

10

104

LOS TABLEROS DE CONTROL Y PROTECCIÓN DE LA SUBESTACIÓN DEBEN DE TENER CLARAMENTE IDENTIFICADOS SUS DISPOSITIVOS

10

105

EL BANCO DE BATERÍAS DE LA SUBESTACIÓN DEBE DE TENER UN CARGADOR DE ACUERDO A SU CAPACIDAD Y SE ENCUENTRA EN BUEN ESTADO CON ALARMAS AL CONTROL SUPERVISORIO.

10

106 EL ALUMBRADO DE LA CASETA DE CONTROL DE LA SUBESTACIÓN DEBE DE ESTAR EN BUENAS CONDICIONES.

10

107

LAS RUTAS DE CONTROL QUE LLEGAN A LA CASETA DE LA SUBESTACIÓN DEBERÁN DE ESTAR IDENTIFICADAS DE ACUERDO A LA LISTA DE CABLES DE PROTECCIONES.

10

108


10

109 LA CASETA DE CONTROL DE LA SUBESTACIÓN DEBE DE CONTAR CON ALUMBRADO DE EMERGENCIA.

10

110 LA SUBESTACIÓN DEBE DE CONTAR CON EL DIAGRAMA UNIFILAR ACTUALIZADO EN UN LUGAR VISIBLE.

10

111 LOS RELEVADORES DE LA SUBESTACIÓN DEBEN DE ESTAR CLARAMENTE IDENTIFICADOS. 10


1-18 2008 11 19



CASETA DE CONTROL

112 LOS TABLEROS DE CONTROL Y PROTECCIÓN DE LA SUBESTACIÓN DEBEN DE ESTAR LIBRES DE AGUJEROS.

10

113 LA SUBESTACIÓN DEBE DE CONTAR CON EXTINGUIDORES ADECUADOS DE ACUERDO A LAS ÁREAS DE LA SUBESTACIÓN.

10

114 LOS BANCOS DE BATERÍAS DE LA SUBESTACIÓN DEBEN CONTAR CON ALUMBRADO A PRUEBA DE EXPLOSIÓN.

10


10

116 LOS CUARTOS DE BATERÍAS DE LA SUBESTACIÓN DEBERÁN DE TENER EXTRACTORES DE AIRE AUTOMÁTICOS.

10

117 LAS ALARMAS DE LOS EQUIPOS PRIMARIOS Y DISPOSITIVOS DEBEN ESTAR SEÑALIZADAS AL CONTROL SUPERVISORIO.

10

118 EL BANCO DE BATERÍAS DE LA SUBESTACIÓN DEBE DE CONTAR CON EQUIPO DETECTOR Y/O EXTRACCIÓN DE HIDRÓGENO.

10

119 LA SUBESTACIÓN DEBE CONTAR CON EQUIPOS CONTRA INCENDIO, DETECTORES DE HUMO Y/O FLAMA.

10

120 EL TABLERO DE CORRIENTE ALTERNA SE ENCUENTRA EN BUENAS CONDICIONES DE OPERACIÓN.

10

121 EL TABLERO DE CORRIENTE DIRECTA SE ENCUENTRA EN BUENAS CONDICIONES DE OPERACIÓN.

10


1-19 2008 11 19



CASETA DE CONTROL

122 BANCO DE BATERÍAS CON CELDAS DEGRADAS 10

123 SENSOR DE PROBLEMA EN BANCO DE BATERÍAS Y CARGADOR 10

124 FALTANTE DE EQUIPO CONTRA INCENDIOS 10

125 EXTRACTOR DE AIRE EN CUARTO DE BATERÍAS INADECUADO O NO FUNCIONA 10

126 TRINCHERAS O REGISTROS CON TAPAS REVENTADAS 10

127 MAL ESTADO DE NOMENCLATURAS Y AVISO DE SEGURIDAD 10

128 CUENTA CON ENLACE DE COMUNICACIÓN INFERIOR AL 85% 10

129 CUENTA CON UTR CON MAS DE 10 AÑOS DE OPERACIÓN 10

130 CUENTA CON UTR QUE NO ES FACTIBLE IMPLEMENTAR PROTOCOLO DNP-3.0 10

131 NO CUENTA CON ENLACES DE COMUNICACIÓN DIGITAL 10

132 CUENTA CON RADIOS DE MAS DE 10 AÑOS DE SERVICIO 10

133 GENERA FALSAS ALARMAS REMOTAS EN LA SUBESTACIÓN 10

134 LOS CONTROLES REMOTOS EJECUTADOS DE LA MAESTRA DURAN MAS DE 10 SEG. 10

135 TIENE ALARMAS O INDICACIONES QUE DUREN MAS QUE EL TIEMPO DEL POLEO DEL CANAL ASOCIADO

10


1-20 2008 11 19



PREDIO DE LA SUBESTACIÓN

136

LA BARDA PERIMETRAL O MALLA CICLÓNICA DE LA SUBESTACIÓN DEBE DE ESTAR EN BUENAS CONDICIONES (NO PERFORADA O ROTA).

10

137 EL ACCESO A LA SUBESTACIÓN DEBE DE CONTAR CON PLACA DE DATOS BIEN ESPECIFICADOS.

10

138 EL PISO DE LA SUBESTACIÓN DEBE DE ESTAR EN BUENAS CONDICIONES Y SIN MALEZA.

10

139 EL PORTÓN DE ACCESO A LA SUBESTACIÓN DEBE DE ESTAR EN BUENAS CONDICIONES (PINTADO Y SIN OXIDO).

10

140 LA SUBESTACIÓN DEBE DE ESTAR TOTALMENTE LIBRE DE CHATARRA Y/O EQUIPO QUE ESTE FUERA DE SERVICIO.

10

141

MUESTRA LOS CONTRATOS DE LIMPIEZA, AIRE ACONDICIONADO, FUMIGACIÓN, JARDINERÍA, RECARGA DE EXTINTORES SEGÚN APLIQUE EN LA SUBESTACIÓN.

10

142 LA SUBESTACIÓN DEBE DE CONTAR CON SEÑALAMIENTOS PREVENTIVOS DE SEGURIDAD DE ACUERDO A CADA ÁREA.

10

143 EL ALUMBRADO PERIMETRAL DE LA SUBESTACIÓN DEBE DE ESTAR EN BUENAS CONDICIONES.

10

144

LA MALLA CICLÓNICA O BARDA PERIMETRAL QUE RODEA A LA SUBESTACIÓN DEBERÁ DE ESTAR CONECTADA AL SISTEMA DE TIERRAS.

10

145 LA SUBESTACIÓN DEBE DE CONTAR CON EXTINGUIDORES ADECUADOS DE ACUERDO A LAS ÁREAS DE LA SUBESTACIÓN.

10


10


1-21 2008 11 19



PREDIO DE LA SUBESTACIÓN

147 EL PREDIO NECESITA NIVELACIÓN ,TERRACERÍAS Y ARREGLO 10

148 LA PINTURA DEL EQUIPO ES DEFICIENTE 10

149 MANTENIMIENTO A LA MALLA PERIMETRAL 10

150 LA CASETA REQUIERE MANTENIMIENTO MAYOR 10

151 EL PREDIO TIENE INUNDACIONES EN TIEMPO DE LLUVIAS 10

152 TIENE PROBLEMAS FUERTES DE MALEZA 10

153 LE FALTAN DUCTOS O TRINCHERAS ADECUADAS 10

154 FALTA BARRERAS ANTIFUEGO EN TRINCHERAS 10

155 CENTRO DE CARGA INADECUADOS O EN MAL ESTADO 10

156 ILUMINACIÓN INCOMPLETA (PRINCIPAL Y DE EMERGENCIA) 10

157 TIENE HISTORIAL DE ROBOS 10


1-22 2008 11 19

9.-GUÍA DEL GRADO DE CONFIABILIDAD DE LAS SUBESTACIONES


PRESENTACIÓN

1 LOS EQUIPOS QUE SE ALOJAN EN LA CASETA DE CONTROL DEBEN DE ESTAR BIEN IDENTIFICADOS Y DISTRIBUIDOS

10

2 LAS TRINCHERAS Y REGISTROS DEBEN DE TENER TODAS SUS TAPAS 10

3 LA BARDA PERIMETRAL O MALLA CICLÓNICA ESTA EN BUENAS CONDICIONES (NO PERFORADA O ROTA)

10

4 EL ACCESO A LA SUBESTACIÓN CUENTA CON PLACA DE DATOS 10

5 EL PISO DE LA SUBESTACIÓN DEBE ESTAR EN BUENAS CONDICIONES Y SIN MALEZA 10

6 EL PORTÓN DE ACCESO ESTA EN BUENAS CONDICIONES(PINTADO Y SIN OXIDO) 10

7 EL FIERRO ESTRUCTURAL DE LAS BAHÍAS ESTA EN BUENAS CONDICIONES (NO OXIDADO) 10

EQUIPO PRIMARIO

8 LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA CUENTAN CON PROTECCIÓN ES DE SOBRECORRIENTE Y DIFERENCIAL

10

9

EL GABINETE DE CONTROL DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA ESTA EN BUENAS CONDICIONES Y ORDENADO EL CABLEADO.

10

10 LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA DE CIRCUITOS CUENTAN CON CUCHILLAS MONOPOLARES DE 1250 AMPERES

10

11 LOS CONECTORES DE LAS CUCHILLAS MONOPOLARES SON ADECUADOS PARA EVITAR FALSOS CONTACTOS

10


1-23 2008 11 19



EQUIPO PRIMARIO

12 LOS PUENTES DE LOS INTERRUPTORES SON DEL CALIBRE DEL CONDUCTOR ADECUADO

10

13 LOS APARTARRAYOS ESTÁN ATERRIZADOS DE MANERA CONTINUA (SIN ENTORCHES)

10

COMUNICACIONES Y CONTROL

14 LA UTR O SISCOPROM ESTA EN CONDICIONES DE OPERACIÓN ACEPTABLE

10

15 EL RADIO DE COMUNICACIONES DE DATOS Y VOZ ESTA BIEN CABLEADO

10

16 EL CABLE DE RF QUE VA HACIA LA TORRES ESTA TOTALMENTE SOPORTADO 10

17 LA COMUNICACIÓN DE DATOS CUENTA CON RESPALDO POR BAJO VOLTAJE DE VCD

10

ORDEN Y LIMPIEZA

18

LOS TRANSFORMADORES E INTERRUPTORES DE POTENCIA DEBEN DE ESTAR LIBRES DE FUGAS DE ACEITE O SF6

10

19 LA SUBESTACIÓN DEBE ESTAR TOTALMENTE LIBRE DE CHATARRA O EQUIPO CONECTADO FUERA DE SERVICIO

10

20 EN LA CASETA DE CONTROL LOS CABLES DEBEN ESTAR ORDENADOS E IDENTIFICADOS

10

21 EN EL TECHO DE LA CASETA DE CONTROL NO DEBEN EXISTIR FILTRACIONES DE AGUA

10

22 MUESTRE LOS CONTRATOS DE LIMPIEZA, AIRE ACONDICIONADO, FUMIGACIÓN, JARDINERÍA SEGÚN APLIQUE

10


1-24 2008 11 19



ORDEN Y LIMPIEZA

23

LA SUBESTACIÓN CUENTA CON SEÑALAMIENTOS PREVENTIVOS DE SEGURIDAD DE ACUERDO A LAS ÁREAS DE LA SUBESTACIÓN

10

24 LOS TABLEROS DE CORRIENTE DIRECTA Y ALTERNA ESTÁN IDENTIFICADOS

10

CONDICIONES DE OPERACIÓN

25 LAS CUCHILLAS DE OPERACIÓN EN GRUPO SE ENCUENTRAN ATERRIZADAS A LA BAJANTE DE TIERRA

10

26

LOS GABINETES DE LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA DEBEN CONTAR CON RESISTENCIAS CALEFACTORAS EN OPERACIÓN

10

27 LOS TABLEROS DE CONTROL Y PROTECCIÓN DEBEN TENER IDENTIFICADOS SUS DISPOSITIVOS.

10

28

LA SUBESTACIÓN DEBE CONTAR CON PLANES DE EMERGENCIA EN SITIO (INCENDIO, SISMO, SABOTAJE O FALLA PERMANENTE)

10

29 EL BANCO DE BATERÍAS TIENE UN CARGADOR DE ACUERDO A SU CAPACIDAD 10

30

LOS INTERRUPTORES Y TRANSFORMADORES CUENTAN CON EQUIPO DE APERTURA VISIBLE DE ENERGÍA PARA SU SECCIONAMIENTO.

10

31 EL ALUMBRADO DE LA CASETA DE CONTROL ESTA EN BUENAS CONDICIONES 10

32 EL ALUMBRADO PERIMETRAL ESTA EN BUENAS CONDICIONES 10

33 LA MALLA CICLÓNICA O BARDA PERIMETRAL ESTA CONECTADA AL SISTEMA DE TIERRAS 10


1-25 2008 11 19



CONDICIONES DE OPERACIÓN

34

LAS RUTAS DE CONTROL QUE LLEGAN A LA CASETA ESTÁN IDENTIFICADAS DE ACUERDO A LISTA DE CABLES DE PROTECCIONES.

10

35 LAS TABLILLAS DE CONEXIONES EN CASETA Y EQUIPOS ESTÁN EN BUENAS CONDICIONES E IDENTIFICADAS.

10

36 LA CASETA DE CONTROL CUENTA CON ALUMBRADO DE EMERGENCIA

10

37 LA SUBESTACIÓN CUENTA CON DIAGRAMA UNIFILAR 10

38 LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA CUENTAN CON PALANCA PARA CARGA MANUAL

10

39 LAS CONEXIONES DE LOS TC´S NO ESTÁN OXIDADAS O CON ZAPATAS ABIERTAS 10

40 LOS TC´S ESTÁN ATERRIZADAS EN UN SOLO PUNTO 10

PROTECCIONES

41 LOS RELEVADORES ESTÁN IDENTIFICADOS 10

42 LOS TABLEROS DE CONTROL Y PROTECCIÓN ESTÁN LIBRES DE AGUJEROS 10

43 LAS CUCHILLAS MONOPOLARES SON DE LA CAPACIDAD ADECUADA 10

44 EL AISLAMIENTO DE LAS BARRAS DE MEDIA TENSIÓN ES DE TIPO COLUMNA 10

45 EL CALIBRE DEL CONECTOR ESTA SELECCIONADO DE ACUERDO A LA CAPACIDAD CONDUCTOR.

10

46 LOS INTERRUPTORES DE BANCO PARA 30 MVA´S SON DE 2000 A 10


1-26 2008 11 19



PROTECCIONES

47 LAS CUCHILLAS MONOPOLARES PARA INTERRUPTORES DE BANCO PARA 30 MVA´S SON DE 2000 AMP

10

48 TODOS LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA CUENTAN CON SU INSTRUCTIVO DE MANTENIMIENTO Y LISTA DE CABLES.

10

49 LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA CUENTAN CON PROTECCIÓN INTERNA EN BUENAS CONDICIONES

10

50 EL EQUIPO DE ENFRIAMIENTO DEL TRANSFORMADOR ESTA EN BUENAS CONDICIONES

10

SEGURIDAD INDUSTRIAL

51 LA SUBESTACIÓN CUENTA CON EXTINGUIDORES ADECUADOS DE ACUERDO A LAS ÁREAS DE LA SUBESTACIÓN

10

52 LOS BANCOS DE BATERÍAS DEBEN CONTAR CON ALUMBRADO A PRUEBA DE EXPLOSIÓN

10

53 LA SUBESTACIÓN DEBE CONTAR CON PROCEDIMIENTOS O INSTRUCTIVOS PARA EN CASO DE INCENDIO, SISMO, POR DERRAME DE ACIDO, FUGA DE ACEITE, FUGA DE SF6.

10

54 EN LA SUBESTACIÓN ESTÁN DEFINIDAS LAS ÁREAS DE RIESGOS CON ANUNCIO PREVENTIVO

10

55 LOS CUARTOS DE BATERÍAS DEBEN TENER EXTRACTORES AUTOMÁTICOS 10

56 LAS ALARMAS DE EQUIPOS Y DISPOSITIVOS DEBEN ESTAR SEÑALIZADAS AL CONTROL SUPERVISORÍO

10


1-27 2008 11 19



EQUIPO INSTALADO EN

BAHIAS

57 LA SUBESTACIÓN CUENTA CON APARTARRAYOS A LA LLEGADA DE LAS O LA LÍNEA

10

58 LA CAJA DE LOS TC´S DE 115 O 138 KV NO DEBE ESTAR OXIDADA 10

59 LA CAJA DE LOS TP´S DE 115 O 138 KV NO DEBE ESTAR OXIDADA 10

60 LAS CUCHILLAS DE OPERACIÓN EN GRUPO ESTÁN INSTALADOS BAJO CRITERIO DE CFE.

10

61 LA CASETA DE CONTROL CUENTA CON ALUMBRADO DE EMERGENCIA

10

62 EL BANCO DE BATERÍAS CUENTA CON DETECTOR DE HIDRÓGENO O EQUIPO DE EXTRACCIÓN DE HIDROGENO.

10

63 LAS BAHÍAS DE ALTA TENSIÓN Y MEDIA TENSIÓN SON ADECUADAS PARA SU OPERACIÓN

10

64 LA SUBESTACIÓN DEBE CONTAR CON EQUIPOS CONTRA INCENDIO O DETECTORES DE HUMO O FLAMA

10

MANTENIMIENTO DE EQUIPO

65

EL TRANSFORMADOR DE POTENCIA ESTA EN CONDICIONES DE OPERACIÓN ACEPTABLES CON RADIADORES, VENTILADORES, PROTECCIONES INTERNAS

10

66

EL INTERRUPTOR DE POTENCIA DE BANCO DE LADO DE ALTA TENSIÓN ESTA EN CONDICIONES DE OPERACIÓN ACEPTABLE SIN FUGAS DE ACEITE O SF6, MANÓMETROS EN BUEN ESTADO

10

67

LA SUBESTACIÓN CUENTA CON BARRA DE TRANSFERENCIA DE MEDIA TENSIÓN EN CASO QUE NO ANEXAR COMO REALIZAN LAS TRANSFERENCIAS DE CARGA

10

68 LOS TP´S DE MEDIA TENSIÓN DEBEN TENER CORTA-CIRCUITO FUSIBLES DE POTENCIA

10

69 EL TRANSFORMADOR DE SERVICIOS PROPIOS DEBE TENER CORTA CIRCUITOS FUSIBLES DE POTENCIA

10

procedimiento para el mantenimiento y confiabilidad …

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