pruebas de aislamiento a cables de media tension de la edc
TRANSCRIPT
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
EVALUACIÓN TÉCNICA DE PRUEBAS DE AISLAMIENTO EN CABLES DE MEDIA TENSIÓN EN LA RED DE DISTRIBUCIÓN
DE LA E. DE C.
Realizado por: Oscar Ovalles Vásquez
INFORME FINAL DE PASANTÍA
Presentado Ante La Ilustre Universidad Simón Bolívar Como Requisito Parcial Para Optar Al Título De
Ingeniero Electricista
Sartenejas, Marzo 2007
ii
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
EVALUACIÓN TÉCNICA DE PRUEBAS DE AISLAMIENTO EN CABLES DE MEDIA TENSIÓN EN LA RED DE DISTRIBUCIÓN
DE LA E. DE C.
Realizado por: Oscar Ovalles Vásquez
Este proyecto ha sido examinado por el siguiente jurado:
____________________________________________ Prof. Jorge Ramírez (Tutor Académico)
____________________________________________ Ing. José Luis Vásquez (Tutor industrial)
___________________________________________ Prof. Juan Carlos Rodríguez (Jurado Evaluador)
Sartenejas, Marzo de 2007
iii
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
EVALUACIÓN TÉCNICA DE PRUEBAS DE AISLAMIENTO EN CABLES DE MEDIA TENSIÓN EN LA RED DE DISTRIBUCIÓN
DE LA E. DE C.
ELECTRICIDAD DE CARACAS C.A.
TUTOR INDUSTRIAL: Ing. José Luis Vásquez
TUTOR ACADÉMICO: Prof. Jorge Ramírez
JURADO EVALUADOR: Prof. Juan Carlos Rodríguez
Sartenejas, Marzo de 2007
4
INTRODUCCIÓN
La Vicepresidencia de Distribución de la C.A. Electricidad de Caracas llevó a
cabo la iniciativa de implantar la técnica de Mantenimiento Basado en la Confiabilidad
para desarrollar sus planes de mantenimiento en la red de media tensión. Aplicando los
principio de Mantenimiento Basado en la Confiabilidad, al estudiar los modos de fallas
en cables, empates y terminaciones de media tensión y sus consecuencias operacionales,
quedaron dos preguntas claves sin responder respecto a las fallas por deterioro del
aislamiento en cables y empates de media tensión; ¿Existe una técnica capaz de detectar
la condición de falla potencial? Y ¿Será el costo de aplicar esta técnica menor que el
costo total de las consecuencias operacionales y reparación de las fallas que debe
prevenir?
La respuesta a estas preguntas es vital para desarrollar los planes de
mantenimiento preventivo en la red de distribución de región Centro de la E. de C. lo
cual es el objeto de esa pasantía de Ingeniería.
La primera etapa dentro del trabajo desarrollado fue la documentación y
recopilación de la información referente a los tipos de cables en media tensión
utilizados por la empresa, aunado a esta investigación, también en esta misma etapa se
recolectó información referente a los tipos de fallas que se presenta en la red de media
tensión.
Adicionalmente, durante el desarrollo de la pasantía, se realizó un estudio
histórico de las fallas ocurridas en Región Centro desde septiembre del año 2004 hasta
septiembre del 2006, en niveles de media tensión (5 kV y 12 kV). De aquí se extrajo la
información con que el trabajo de pasantía se basaría para atacar el problema en los
puntos críticos.
En una segunda etapa se documentó y recopiló información referente a los tipos
de pruebas de aislamiento para cables, empates y terminaciones existentes. Se
estudiaron no solo equipos para las pruebas de cables de media tensión sino también,
otros equipos existentes en las diferentes unidades de la E. de C. usados para probar
5
elementos que componen la red eléctrica de diferentes niveles de tensión. De esta
forma, se evaluó su posible uso en el área de interés de esta investigación, buscando
ampliar la gama de opciones al momento de decidir cuales serían las técnicas más
apropiadas.
Estas dos actividades investigativas iniciales fueron la base para la toma de
decisiones al momento de orientar el proyecto hacia las técnicas sugeridas. Adicional se
realizó un estudio que permitió determinar los circuitos críticos de distribución para
mejorar los indicadores de confiabilidad de servicio de la empresa.
A fin de cumplir con los requerimientos de tiempo establecidos por la
universidad se realizó un trabajo en campo en dos etapas (tercera y cuarta) que se
llevaron en paralelo. Estas actividades consistieron en la realización de pruebas en
campo usando los distintos métodos escogidos para las pruebas de aislamiento de cables
e investigando métodos de los cuales no se tiene experiencia ni equipos dentro de la E.
de C.
La logística necesaria para realizar el trabajo de campo en las redes subterráneas
de Región Centro fue un trabajo minucioso que requirió tiempo y dedicación de la
pasantía, por las características del entorno de los circuitos subterráneos de distribución
de la E. de C.
El período de pasantía coincidió con el período electoral por tal motivo las
investigaciones realizadas fueron usadas para garantizar la calidad de servicio exigida a
la E. de C por el Ejecutivo Nacional en el plan de contingencia Elecciones 2006.
Una vez finalizadas todas las etapas descritas con anterioridad comenzó la parte
final de este proyecto el cual consistió del análisis de las pruebas obtenidas para luego
presentar los resultados, las conclusiones y las recomendaciones.
6
Otras actividades • Participación en los procesos de integración del personal de la región Centro en
la búsqueda de una visión compartida alineada con los objetivos la empresa.
• Colaboración en la realización de manuales de los equipos usados para la
medición de descargas parciales (MiniTEV, Ultrapobe500, Localizador de
Descargas Parciales PDL1)
• Documentación, seguimiento y control del proceso de revisión de los centros de
votación y cargas críticas asociados al plan de contingencia Elecciones 2006
• Revisión e inspección de la parte aérea de los circuitos Pineda A10 y San
Agustín A7 con el equipo Ultrapobe500 para líneas aéreas
• Elaboración de informe técnico con los resultados de las inspecciones
termográficas y ultrasónicas del circuito PinedaA10
• Revisión de las notas en plano de todas las interconexiones de los circuitos de
región Centro para detectar y reportar problemas a corregir.
• Revisión de la relación cliente-transformador para los suministros asociados a
los centros electorales de la región Centro
• Participaciones eventuales a inspecciones a transferencias automáticas en media
tensión en cargas especiales.
• Disponibilidad las 24 horas durante el plan de contingencia Elecciones 2006
para el suministro de información necesaria y requerida
7
C.A La Electricidad de Caracas.
Breve reseña histórica [1].
Poco antes de finalizar el siglo XIX, 72 mil habitantes de Caracas vieron iluminadas
sus calles con lámparas eléctricas, gracias a las operaciones de la empresa C. A. La
Electricidad de Caracas. La empresa fue fundada en el año 1895 y puesta en marcha en
1897 por el ingeniero Ricardo Zuloaga, quien construyó en una finca de su propiedad
llamada “El Encantado”, la primera planta hidroeléctrica aprovechando las aguas del
Río Guaire. Esto fue un acontecimiento y tuvo gran trascendencia, pues era la primera
estación hidroeléctrica en Latinoamérica y una de las primeras del mundo. La capacidad
de la planta "El Encantado" sólo permitía la iluminación de unas cuantas calles del
centro de la ciudad, los edificios públicos más importantes y el funcionamiento de
algunas industrias. Por esta razón se precisó ampliar la capacidad de generación unos
años más tarde, instalando una planta nueva en Los Naranjos en 1902 y en 1909 la
planta La Lira, utilizada para atender la demanda de los tranvías y otras industrias.
El crecimiento acelerado de la ciudad, tanto demográfico como económico, fue
obligando a La Electricidad de Caracas a atender una demanda de energía cada vez más
creciente. Durante los siguientes 20 años, esta expansión se centró básicamente en el
aprovechamiento de la energía hidroeléctrica y se comenzó a operar con motores Diesel.
En 1925 entró en servicio la planta "Ricardo Zuloaga" y luego de unos años se amplió
su capacidad de generación mediante la utilización del sistema termoeléctrico.
Paralelamente se desarrolló una expansión hidroeléctrica importante con pequeñas
plantas como Mamo, Caoma y Marapa, las cuales se encuentran hoy en día en desuso, y
la planta de Naiguatá la cual se encuentra aún operativa.
Más tarde, entre los años 50 y 70, se construyeron las plantas termoeléctricas de
Arrecifes y Tacoa, El Convento y O.A.M. Entre los años 1979 y 1981 se instalaron tres
nuevas unidades termoeléctricas en Tacoa; este grupo de unidades, en conjunto con las
existentes previamente en la planta de Arrecifes y Tacoa se conoce con el nombre de
"Conjunto Generador Ricardo Zuloaga" y es el principal centro de generación de la
empresa. En el año 1968, se suscribió un contrato con EDELCA y CADAFE, para
interconectar el sistema de la C.A La Electricidad de Caracas con las plantas y líneas de
8
dichas empresas. Este sistema interconectado ha permitido garantizar la seguridad y
calidad del servicio, así como el mejor aprovechamiento de las fuentes energéticas del
país.
Descripción de la empresa [1].
Por más de 100 años, La Electricidad de Caracas ha sido la empresa privada
dedicada a proveer servicio eléctrico a la capital venezolana y sus alrededores. Atiende
a más de cuatro millones de habitantes, cubriendo una extensión de 4.800 kilómetros
cuadrados. Tiene amplia experiencia en el sector eléctrico, está integrada verticalmente
y presta servicio al 20% de la población venezolana en las áreas de generación,
transmisión, distribución y comercialización.
Enmarcada en una política de uso racional del combustible, La Electricidad de
Caracas genera en sus plantas termoeléctricas aproximadamente el 80% de la energía
demandada, e importa el 20% restante del Sistema Interconectado Nacional. En
transmisión y subtransmisión tiene tres anillos (230, 69 y 30 kV) y utiliza 100
subestaciones, 1.300 kilómetros de líneas aéreas y 817 kilómetros de líneas subterráneas
de alta tensión en 223 circuitos. La interconexión con el Sistema Interconectado
Nacional se realiza en dos puntos de la red a 230 kV: la subestación O.A.M. (cuyo patio
de 800 kV pertenece a EDELCA y se denomina subestación Sur) y la subestación Santa
Teresa (mediante las líneas Santa Teresa-Papelón y Santa Teresa-Convento). En
distribución, la C.A La Electricidad de Caracas utiliza 82 subestaciones, 3207 circuitos
aéreos y 2252 subterráneos en 12.47 kV y 4.8 kV.
La Electricidad de Caracas en conjunto con la corporación EDC forman el grupo
EDC, una serie de empresas que a su vez son parte de “The AES Corporation”. AES es
organización de provisión de energía a escala mundial.
Estructura y organización.
El área servida en el negocio de distribución de La Electricidad de Caracas y sus
empresas filiales abarca cinco estados de Venezuela (Distrito Capital, Vargas, parte de
9
Aragua, Miranda y Yaracuy) enfrentándose a condiciones ambientales muy diversas,
asociadas a costa, montaña y llano. Este sector del negocio se ha organizado en dos
vicepresidencias responsables de prestar servicio tanto a la Gran Caracas como a todas
las zonas foráneas (Guarenas, Guatire, San Felipe, Vargas y Los Teques). Ambas
vicepresidencias cuentan con equipos de trabajo especializados en planificación y
desarrollo, laboratorio de pruebas y recuperación de equipos, paros programados y
mantenimiento de planos, información geográfica y normas de ingeniería. Además de
estos equipos de trabajo cuentan con un centro de control de operaciones, ingeniería de
operaciones y mantenimiento, información de la red, Scada y Automatización. El centro
de control de operaciones está manejado por un sistema Scada, el cual es el encargado
de supervisar a distancia y en tiempo real la operatividad de la red, la cual está
digitalizada en un 80%.
La pasantía fue realizada en la sede de la C.A La Electricidad de Caracas en Santa
Rosa, en el Departamento de "Operación y Mantenimiento de Distribución" de la
Vicepresidencia de Distribución Zona Metropolitana, bajo la supervisión y tutoría
industrial del Ingeniero José L. Vásquez.
En la figura 1y figura 2 se muestra un fragmento de la organización actual de la C.A
La Electricidad de Caracas [1], la cual junto con la Corporación EDC, tienen una
estructura organizada en unidades de negocio, pero bajo la dirección de una misma junta
directiva, la cual fue electa en la Asamblea de Accionistas celebrada el 31 de marzo de
2003
Fig.
10
Figura 1.- Organigrama de la empresa.
F
11
Figura 2. Organigrama área de trabajo
Líder Mantto. Leonardo López
Ing. Mantto José L. Vásquez
Centro de Competencia Rodolfo León
Mantto. Area 2 Odelman Vivas
Mantto. Area 1 Jose L. Hernandez
Atención Inmediata Frank Vivas
Alumbrado Publico Jorge Salazar
12
Capítulo II. Conceptos de Mantenimiento. A lo largo de este capítulo se expondrán los conceptos de mantenimiento y los
objetivos de reducción de costos bajo los cuales la E. de C. se rige, además de una breve
explicación de la teoría del Mantenimiento Basado En La Confiabilidad (por sus siglas
en inglés RCM, Realiability Centered Mantenaince)
Conceptos de mantenimiento y los objetivos de reducción de costos.
En la E. de C. los procesos de mantenimiento según su naturaleza se
podían clasificar de acuerdo al siguiente esquema: [2]
13
A) Podemos observar que tanto en el planeado como el no planeado existen
mantenimientos correctivos que se diferencian en la prioridad que se le asigna
(P1,P2,P3) basada en primer lugar si se está interrumpiendo el servicio al cliente, el
número de clientes afectados por falla y la importancia del cliente afectado (por ej. un
hospital tiene mayor prioridad que una residencia).En el caso del mantenimiento
planeado se evalua el impacto de la falla y el tiempo estimado en el que se produciría la
falla de no corregirse a tiempo.
B) De acuerdo a la evaluación interna realizada en el 2005 usando la norma Covenin
2500-93 (manual para evaluar los sistemas de mantenimiento en la industria) [3]
los porcentajes se sitúan en un 60 % para el no planeado y el resto para el planeado.
C) Dada las condiciones de no aumento de tarifas eléctricas la estrategia corporativa de
reducción de costos se centró en:
-Mejor coordinación entre los planes de inversión en nuevas obras y de gastos
representado en su mayoría por el mantenimiento, para hacer un mejor uso de
los recursos
-Incrementar el porcentaje de Mantenimiento Planeado preventivo
-Introducir nuevas tecnologías predictivas y de detección temprana de fallas.
-Introducción de la filosofía de Mantenimiento basado en la confiabilidad RCM.
D) La aplicación del Mantenimiento basado en la confiabilidad RCM se comenzó a
aplicar en tres circuitos de la E. de C. a manera de prueba. Se evaluaron las
herramientas y árboles de decisiones que permitían determinar el tipo de mantenimiento
recomendado (Preventivo, predictivo, basado en la condición de la red o correctivo)
dependiendo de factores tales como la confiabilidad deseada para los clientes que
alimenta , las consecuencias de existir una falla y sus riesgos. El resultado de esta
prueba fue un plan de mantenimiento que de acuerdo a lo consultado se detalla en el
documento confidencial “RCM and Assets Management” cuyo autor es el Ing. José Luis
del Valle [4].
14
Teoría sobre Mantenimiento
Durante los últimos veinte años, el Mantenimiento ha cambiado, quiza más que
cualquier otra disciplina gerencial. Estos cambios se deben principalmente al importante
aumento en número y variedad de los activos físicos (planta, equipamiento,
edificaciones) que deben ser mantenidos en todo el mundo, diseños más complejos,
nuevos métodos de mantenimiento, y una óptica cambiante en la organización del
mantenimiento y sus responsabilidades.
El mantenimiento también está respondiendo a expectativas cambiantes. Éstas
incluyen una creciente toma de conciencia para evaluar hasta qué punto las fallas en los
equipos afectan a la seguridad y al medio ambiente; conciencia de la relación entre el
mantenimiento y la calidad del producto, y la presión de alcanzar una alta disponibilidad
en la planta y mantener acotado el costo.
Estos cambios están llevando al límite las actitudes y habilidades en todas las
ramas de la la industria. El personal de Mantenimiento se ve obligado a adoptar maneras
de pensar completamente nuevas, y actuar como ingenieros y como gerentes. Al mismo
tiempo las limitaciones de los sistemas de mantenimiento se hacen cada vez mas
evidentes, sin importar cuanto se hayan informatizado.
Frente a esta sucesion de grandes cambios, los gerentes en todo el mundo estan
buscando un nuevo enfoque para el mantenimiento. Quieren evitar arranques fallidos y
callejones sin salida que siempre acompañan a los grandes cambios. Buscan en cambio
una estructura estrategica que sintetice los nuevos desarrollos en un modelo coherente,
para luego evaluarlo y aplicar el que mejor satisfaga sus necesidades y las de la
compañía.
Si es aplicado correctamente, el RCM transforma las relaciones entre quienes lo
usan, los activos fisicos existentes y las personas que los operan. A su vez permite que
nuevos bienes o activos sean puestos en servivio con gran efectividad, rappidez y
precisión.
15
Este capítulo provee una breve introducción a RCM, empezando con un vistazo
sobre la evolucion del mantenimiento en los ultimos 50 años. [5]
Desde la década del ´30 se puede seguir el rastro de la evolución del
mantenimiento a través de 3 generaciones. RCM está tornándose rápidamente en la
piedra fundamental de la Tercera Generación, pero ésta sólo puede ser vista en
perspectiva y a la luz de la Primera y Segunda Generación.
LA PRIMERA GENERACION [5]: La primera generación del mantenimiento cubre
el periodo que se extiende hasta la Segunda Guerra Mundial. En estos días la industria
no estaba altamente mecanizada, por lo que el tiempo de paro de maquina no era de
mayor importancia. Esto significaba que la prevención de las fallas en los equipos no
era una prioridad para la mayoría de los gerentes. A su vez, la mayoría de los equipos
eran simples, y una gran cantidad estaba sobredimensionada. Esto los hacia confiables y
fáciles de reparar. Como resultado no había necesidad de un mantenimiento sistematizo
mas allá de limpieza, servicio y lubricación.
LA SEGUNDA GENERACION [5]: Durante la Segunda Guerra Mundial todo
cambio drásticamente. La presión de los tiempos de guerra aumento la demanda de todo
tipo de bienes al mismo tipo que decaía abruptamente el número de los trabajadores
industriales. Esto llevo a un aumento en la mecanización. Ya en los años '50 había
aumentado la cantidad y complejidad de todo tipo de maquinas y la industria estaba
empezando a depender de ellas. Al incrementarse esta independencia, se centro la
atención en el tiempo de paro (tiempo muerto) de maquina. Esto llevó a la idea de que
las fallas en los equipos deberían ser prevenidas, llegando al concepto del
mantenimiento preventivo. En la década de los sesenta esto consistió principalmente en
reparaciones mayores programados en intervalos regulares prefijados. El costo del
mantenimiento comenzó a elevarse rápidamente en relación a otro costo operacional.
Esto llevo al crecimiento de sistema de plantación y control del mantenimiento. Estos
ciertamente ayudaron a tener el mantenimiento bajo control y han sido establecidos
como parte de la práctica del mantenimiento. Por último, la cantidad de capital ligado a
activos fijos juntos con un elevado incremento en el costo del capital, llevo a los
directivos a buscar la manera de maximizar la vida útil de sus activos / bienes.
16
LA TERCERA GENERACION [5]: Desde mediados de la década de los sesenta el
proceso de cambio en la industria ha adquirido aun mas impulso. Los cambios han sido
clasificados en; nuevas expectativas, nuevas investigaciones y nuevas técnicas. El
tiempo muerto de maquinas siempre ha afectado la capacidad de producción de los
activos físicos al reducir la producción, aumentar los costos operacionales e interferir
con el servicio al cliente. En la década de los sesenta y setenta esto ya era una
preocupación en las áreas de minería, manufactura y transporte. En la manufactura los
efectos del tiempo muerto de maquina fueron agravados por la tendencia mundial hacia
sistemas "just-in-time", donde los reducidos inventarios de material en proceso hacen
probable que una pequeña falla en un equipo pueda parar toda la planta. Actualmente el
crecimiento en la mecanización y automatización han tomado a la confiabilidad y a la
disponibilidad como factores clave en sectores tan diversos como el cuidado de la salud,
el procesamiento de datos, las telecomunicaciones, la administración de edificios y el
manejo de las organizaciones. Una mayor automatización también significa que mas y
mas fallas afectan nuestra capacidad de mantener parámetros de calidad de
satisfactorios. Esto se aplica tanto a parámetros de servicio como para la calidad del
producto. Por ejemplo, hay fallas en equipos que pueden afectar el control del clima en
los edificios y la puntualidad de las redes de transporte, así como transferir con el logro
de las tolerancias deseadas en la producción.
NUEVAS EXPECTATIVAS[5]: La figura 1.1 muestra la evolución de las
expectativas de mantenimiento.
Figura 1.1: Expectativas de Mantenimiento crecientes
17
Cada vez aparecen mas fallas que acarrean serían consecuencias para el medio
ambiente y la seguridad, al tiempo que se elevan las exigencias sobre estos temas. En
algunas partes del mundo se ha llegado a un punto que las organizaciones deben, o bien
adecuarse a las expectativas de seguridad y cuidados ambientales de la sociedad, o dejar
de operar.
Nuestra dependencia de la integridad de nuestros activos físicos cobra ahora una
nueva magnitud que va más allá del costo, y que se torna en una cuestión de
supervivencia de la organización. Al mismo tiempo que crece nuestra dependencia de
los activos físicos, crece también el costo de mantenerlos y operarlos. Para asegurar la
amortización de la inversión que representan, estos deben funcionar eficientemente
siempre que se les necesite. Por último, el costo del mantenimiento sigue ascendiendo,
en términos exponenciales y también en proporción del gasto total. En algunas
industrias el mantenimiento representa ahora el segundo concepto más alto, o inclusive
hasta el más alto costo operativo. En consecuencia, en solo treinta años se ha convertido
en la prioridad en el control de los costos.
NUEVAS INVESTIGACIONES[5]: Nuevas investigaciones están cambiando muchas
de nuestras creencias mas profundas referentes a la relación entre edad operacional y
fallas. En particular, parece haber cada vez menos conexión entre la edad de la mayoría
de los activos y la probabilidad de estos fallen. En un principio la idea era simplemente
que a medida que los activos envejecían eran más propensos a fallar. Una creciente
conciencia de la "mortalidad infantil" llevo a la Segunda Generación a creer en la curva
de la "bañera" o "tina de baño" sin embargo, las investigaciones en la Tercera
Generación revelan no uno sino seis patrones de falla que realmente ocurren en la
práctica. Esto tiene un profundo efecto sobre el mantenimiento, y será abordado en
detalle mas adelante en el estudio de la Confiabilidad.
NUEVAS TECNICAS[5]: Ha habido un crecimiento explosivo de nuevos conceptos y
técnicas de mantenimiento. Cientos de ellos han sido desarrollados en los últimos
quince años, y emergen aun más cada semana. La figura 1.3 muestra como ha crecido el
énfasis en los clásicos sistemas administrativos y de renovaciones mayores para incluir
nuevos desarrollos en diferentes áreas. Los nuevos desarrollos incluyen:
18
• Herramientas de soporte para la toma de decisiones, tales como el estudio de
riesgo, análisis de modos de falla y sus efectos y estrategias de mantenimiento.
• Nuevos métodos de mantenimiento en operación, tal como el monitoreo de
condición.
• Diseño de equipo, con un mayor énfasis en la confiabilidad operacional y
mantenibilidad.
• Un cambio drástico en el modo de pensar de la organización hacia la
participación de todo el personal, trabajo en grupo y flexibilidad de
pensamiento.
Uno de los mayores desafíos que enfrenta el personal de mantenimiento es no solo
aprender estas nuevas técnicas, sino decidir cuales valen la pena y cuales no, para su
propia organización. Si hacemos elecciones adecuadas es posible mejorar el
rendimiento de los activos y al mismo tiempo contener y reducir el costo del
mantenimiento. Si hacemos elecciones inadecuadas se crean nuevos problemas mientras
empeoran los que ya existen.
LOS DESAFIOS QUE ENFRENTA EL MANTENIMIENTO [5]: Los desafíos
claves que enfrentan los gerentes de mantenimiento pueden resumirse de esta manera:
Seleccionar las técnicas mas apropiadas para manejar los distintos procesos de falla
Satisfaciendo las expectativas de los dueños de los activos, y la sociedad en general de
la manera mas perdurable y efectiva en cuando a costos, con el apoyo y la cooperación
de todas las personas involucradas.
El análisis RCM provee un sistema que permite que los usuarios puedan
responder a estos desafíos en forma simple y rápida. Esto se debe a que en ningún
19
momento se pierde de vista que el mantenimiento se trata de activos físicos. Si estos
activos no existieran, no existiera la función de mantenimiento. El análisis RCM
comienza con un amplio replazo base-cero de los requerimientos de mantenimiento de
cada activo en su contexto operacional. Frecuentemente estos requerimientos son
tomados como dogmas. Esto desemboca en el desarrollo de estructuras organizativas y
de la implementación de sistemas basados en suposiciones incompletas o incorrectas en
relación con las verdaderas necesidades activos. En cambio si estos requerimientos son
analizados correctamente a la luz del pensamiento moderno, es posible lograr
importantes cambios en la eficacia del mantenimiento. Comienza por explorar el
significado de mantenimiento y continua definiendo RCM para luego describir los siete
pasos fundamentales en la aplicación de este proceso.
MANTENIMIENTO Y RCM[5]: Los grandes diccionarios definen mantener
conservar cada cosa en su ser (Real Academia Española), causar que continué (Oxford),
o conservar en el estado existente (Webster). Esto sugiere que "mantenimiento"
significa preservar algo. Por otro lado están de acuerdo con que modificar algo significa
cambiarlo de alguna manera. Estas diferencias entre mantener y modificar tiene
profundas implicaciones que no serán detalladas en este capítulo. En este momento nos
centraremos en el mantenimiento. Cuando nos disponemos a mantener algo, ¿Qué es
eso que deseamos causar que continué?, ¿Qué estado existente deseamos preservar? La
respuesta a estas preguntas esta dada por el hecho de que todo activo físico es puesto en
funcionamiento porque alguien quiere que haga algo, en otras palabras, se espera que
cumpla una función o funciones especificas. Por ende, al mantener un activo, el estado
que debemos preservar es aquel en el que continué haciendo lo que los usuarios quieren
que haga.
Mantenimiento según el RCM [5]: asegurar que los activos físicos continúen haciendo
lo que los usuarios quieren que hagan. Los requerimientos de los usuarios va a depender
de cómo y cuando se utilice el activo (contexto operacional). Esto lleva a la siguiente
definición formal de mantenimiento centrado en confiabilidad. Un proceso utilizado
para determinar los requerimientos de mantenimiento de cualquier activo físico en
su contexto operacional. A la luz de la anterior definición de mantenimiento, una
definición mas completa de RCM seria "un proceso utilizado para determinar que debe
20
hacerse para asegurar que todo activo físico continué haciendo lo que sus usuarios
quieran que haga en su actual contexto operacional"
RCM: Las 7 preguntas básicas [5]:
El proceso de RCM formula 7 preguntas básicas acerca del activo o sistema que se
intenta analizar:
1. ¿Cuáles son las funciones y los parámetros de funcionamiento asociados al
activo en su actual contexto operacional?
2. ¿De qué manera falla en satisfacer sus funciones?
3. ¿Cuál es la causa de cada falla funcional?
4. ¿Qué sucede cuando ocurre cada falla?
5. ¿De qué manera importa cada falla?
6. ¿Qué puede hacerse para prevenir, predecir cada falla?
7. ¿Qué debe hacerse sino se encuentra una tarea proactiva adecuada?
Funciones y sus Estándares de Funcionamiento
Cada elemento de los equipos debe de haberse adquirido para unos propósitos
determinados. En otras palabras, deberá tener una función o funciones específica. La
pérdida total o parcial de estas funciones afecta a la organización en cierta manera. La
influencia total sobre la Organización depende de:
· La función de los equipos en su contexto operacional.
· El comportamiento funcional de los equipos en ese contexto.
Como resultado de esto el proceso de RCM comienza definiendo las funciones y
los estándares de comportamiento funcional asociados a cada elemento de los equipos
en su contexto operacional.
Cuando se establece el funcionamiento deseado de cada elemento, el RCM pone
un gran énfasis en la necesidad de cuantificar los estándares de funcionamiento siempre
que sea posible. Estos estándares se extienden a la producción, calidad del producto,
servicio al cliente, problemas del medio ambiente, costo operacional y seguridad.
Fallas Funcionales
21
Una vez que las funciones y los estándares de funcionamiento de cada equipo se
hayan definido, el paso siguiente es identificar cómo puede fallar cada elemento en la
realización de sus funciones. Esto lleva al concepto de una falla funcional, que se define
como la incapacidad de un elemento o componente de un equipo para satisfacer un
estándar de funcionamiento deseado.
Modos de Falla (Causas de Falla) [5]:
El paso siguiente es tratar de identificar los modos de falla que tienen más
posibilidad de causar la pérdida de una función. Esto permite comprender exactamente
qué es lo que puede que se esté tratando de prevenir.
Cuando se está realizando este paso, es importante identificar cuál es la causa
origen de cada falla. Esto asegura que no se malgaste el tiempo y el esfuerzo tratando
los síntomas en lugar de las causas. Al mismo tiempo, cada modo de falla debe ser
considerado en el nivel más apropiado, para asegurar que no se malgasta demasiado
tiempo en el
análisis de falla en sí mismo.
Efectos de las Fallas [5]:
Cuando se identifica cada modo de falla, los efectos de las fallas también deben
registrarse (en otras palabras, lo que pasaría sí ocurriera). Esta paso permite decidir la
importancia de cada falla, y por lo tanto qué nivel de mantenimiento (si lo hubiera) sería
necesario.
El proceso de contestar sólo a las cuatro primeras preguntas produce
oportunidades sorprendentes y a menudo muy importantes de mejorar el
funcionamiento y la seguridad, y también de eliminar errores. También mejora
enormemente los niveles generales de comprensión acerca del funcionamiento de los
equipos.
Consecuencias de las Fallas[5]:
Una vez que se hayan determinado las funciones, las fallas funcionales, los
modos de falla y los efectos de los mismos en cada elemento significativo, el próximo
paso en el proceso del RCM es preguntar cómo y (cuánto) importa cada falla. La razón
22
de esto es porque las consecuencias de cada falla dicen si se necesita tratar de
prevenirlos. Si la respuesta es positiva, también sugieren con qué esfuerzo debemos
tratar de encontrar los fallas.
RCM clasifica las consecuencias de las fallas en cuatro grupos:
· Consecuencias de las fallas no evidentes: Las fallas que no son evidentes no tienen
impacto directo, pero exponen a la organización a otros fallas con consecuencias serias,
a menudo catastróficas. Un punto fuerte del RCM es la forma en que trata los fallas que
no son evidentes, primero reconociéndolos como tales, en segundo lugar otorgándoles
una prioridad muy alta y finalmente adoptando un acceso simple, práctico y coherente
con relación a su mantenimiento.
· Consecuencias en la seguridad y el medio ambiente: Una falla tiene consecuencias
sobre la seguridad si puede afectar físicamente a alguien. Tiene consecuencias sobre el
medio ambiente si infringe las normas gubernamentales relacionadas con el medio
ambiente. RCM considera las repercusiones que cada falla tiene sobre la seguridad y el
medio ambiente, y lo hace antes de considerar la cuestión del funcionamiento. Pone a
las personas por encima de la problemática de la producción.
· Consecuencias Operacionales: Una falla tiene consecuencias operacionales si afecta la
producción (capacidad, calidad del producto, servicio al cliente o costos industriales en
adición al costo directo de la reparación). Estas consecuencias cuestan dinero, y lo que
cuesten sugiere cuanto se necesita gastar en tratar de prevenirlas.
· Consecuencias que no son operacionales: Las fallas evidentes que caen dentro de esta
categoría no afectan ni a la seguridad ni a la producción, por lo que el único gasto
directo es el de la reparación.
Si una falla tiene consecuencias significativas en los términos de cualquiera de
estas categorías, es importante tratar de prevenirlas. Por otro lado, si las consecuencias
no son significativas, entonces no merece la pena hacer cualquier tipo de mantenimiento
sistemático que no sea el de las rutinas básicas de lubricación y servicio.
Por eso en este punto del proceso del RCM, es necesario preguntar si cada falla
23
tiene consecuencias significativas. Si no es así, la decisión normal a falta de ellas es un
mantenimiento que no sea sistemático. Si por el contrario fuera así, el paso siguiente
sería preguntar qué tareas sistemáticas (si las hubiera) se deben de realizar. Sin
embargo, el proceso de selección de la tarea no puede ser revisado significativamente
sin considerar primero el modo de falla y su efecto sobre la selección de los diferentes
métodos de prevención.
Tareas de mantenimiento [5]:
La mayoría de la gente cree que el mejor modo de mejorar al máximo la
disponibilidad de la planta es hacer algún tipo de mantenimiento de forma rutinaria. El
conocimiento de la Segunda Generación sugiere que esta acción preventiva debe de
consistir en una reparación del equipo o cambio de componentes a intervalos fijos.
Supone que la mayoría de los elementos funcionan con precisión para un
período y luego se deterioran rápidamente. El pensamiento tradicional sugiere que un
histórico extenso acerca de las fallas anteriores permitirá determinar la duración de los
elementos, de forma que se podrían hacer planes para llevar a cabo una acción
preventiva un poco antes de que fueran a fallar.
Esto es verdad todavía para cierto tipo de equipos sencillos, y para algunos
elementos complejos con modos de falla dominantes. En particular, las características
de desgaste se encuentran a menudo donde los equipos entran en contracto directo con
el producto.
El reconocimiento de estos hechos ha persuadido a algunas organizaciones a
abandonar por completo la idea del mantenimiento sistemático. De hecho, esto puede
ser lo mejor que hacer para fallas que tengan consecuencias sin importancia. Pero
cuando las consecuencias son significativas, se debe de hacer algo para prevenir los
fallas, o por lo menos reducir las consecuencias.
RCM reconoce cada una de las tres categorías más importantes de tareas
preventivas, como siguen:
24
· Tareas “A Condición”: La necesidad continua de prevenir ciertos tipos de falla, y la
incapacidad creciente de las técnicas tradicionales para hacerlo, han creado los nuevos
tipos de prevención de fallas. La mayoría de estas técnicas nuevas se basan en el hecho
de que la mayor parte de las fallas dan alguna advertencia de que están a punto de
ocurrir. Estas advertencias se conocen como fallas potenciales, y se definen como las
condiciones físicas identificables que indican que va a ocurrir una falla funcional o que
está en el proceso de ocurrir.
Las nuevas técnicas se usan para determinar cuando ocurren los fallas
potenciales de forma que se pueda hacer algo antes de que se conviertan en verdaderos
fallas funcionales. Estas técnicas se conocen como tareas a condición, porque los
elementos se dejan funcionando a condición de que continúen satisfaciendo los
estándares de funcionamiento deseado.
Muchas fallas serán detectables antes de que ellas alcancen un punto donde la
falla funcional donde se puede considerar que ocurre la falla funcional.
· Tareas de Reacondicionamiento Cíclico y de Sustitución Cíclica: Los equipos son
revisados o sus componentes reparados a frecuencias determinadas, independientemente
de su estado en ese momento.
Si la falla no es detectable con tiempo suficiente para evitar la falla funcional
entonces la lógica pregunta si es posible reparar el modo de falla del ítem para reducir la
frecuencia (índice) de la falla.
Algunas fallas son muy predecibles aún si no pueden ser detectadas con
suficiente tiempo. Estas fallas pueden ser difíciles de detectar a través del monitoreo por
condición a tiempo para evitar la falla funcional, o ellas pueden ser tan predecibles que
el monitoreo para lo evidente no es una garantizado. Si no es práctico reemplazar
componentes o restaurar de manera que queden en condición "como nuevos" a través de
algún tipo de uso o acción basada en el tiempo entonces puede ser posible remplazar el
equipo en su totalidad.
Con frecuencia es difícil de determinar la frecuencia de las labores. Para los
25
propósitos de este capítulo, es suficiente con reconocer que la historia de la falla es un
determinante principal. Usted debe reconocer que las fallas no sucederán exactamente
cuando se fueron predichas, de manera que usted debe permitir algún margen de tiempo.
Reconozca también que la información que usted está usando para basar su decisión
puede ser errónea o incompleta. Para simplificar el próximo paso, el cual supone el
agrupado de tareas similares, ello tiene sentido para predeterminar un número de
frecuencias aceptables tales como diarias, semanales, unidades producidas, distancias
recorridas o número de ciclos operativos, etc. Seleccionar aquellos que están más cerca
de las frecuencias que su mantenimiento y sus historia operativa le ordena tiene sentido
en realidad.
Una gran ventaja del RCM es el modo en que provee criterios simples, precisos
y fáciles de comprender para decidir (si hiciera falta) qué tarea sistemática es
técnicamente posible en cualquier contexto, y si fuera así para decidir la frecuencia en
que se hace y quien debe de hacerlo. Estos criterios forman la mayor parte de los
programas de entrenamiento del RCM. El RCM también ordena las tareas en un orden
descendiente de prioridad. Si las tareas no son técnicamente factibles, entonces se debe
tomar una acción apropiada, como se describe a continuación.
Acciones a “falta de”
Además de preguntar si las tareas sistemáticas son técnicamente factibles, el
RCM se pregunta si vale la pena hacerlas. La respuesta depende de cómo reaccione a las
consecuencias de las fallas que pretende prevenir.
Al hacer esta pregunta, el RCM combina la evaluación de la consecuencia con la
selección de la tarea en un proceso único de decisión, basado en los principios
siguientes:
Una acción que signifique prevenir la falla de una función no evidente sólo
valdrá la pena hacerla si reduce el riesgo de una falla múltiple asociado con esa función
a un nivel bajo aceptable. Si no se puede encontrar una acción sistemática apropiada, se
debe llevar a cabo la tarea de búsqueda de fallas.
En el caso de modos de falla ocultos que son comunes en materia de seguridad o
26
sistemas protectores no puede ser posible monitorear en busca de deterioro porque el
sistema está normalmente inactivo. Si el modo de falla es fortuito puede no tener
sentido el reemplazo de componentes con base en el tiempo porque usted podría estar
reemplazando con otro componente similar que falla inmediatamente después de ser
instalado.
En estos casos la lógica RCM pide explorar con pruebas para hallar la falla
funcional. Estas son pruebas que pueden causar que el dispositivo se active,
demostrando la presencia o ausencia de una funcionalidad correcta. Si tal prueba no es
posible se debe re–diseñar el componente o sistema para eliminar la falla oculta.
Las tareas de búsqueda de fallas consisten en comprobar las funciones no
evidentes de forma periódica para determinar si ya han fallado. Si no se puede encontrar
una tarea de búsqueda de fallas que reduzca el riesgo de falla a un nivel bajo aceptable,
entonces la acción “a falta de” secundaria sería que la pieza debe rediseñarse.
Una acción que signifique el prevenir una falla que tiene consecuencias en la
seguridad o el medio ambiente merecerá la pena hacerla si reduce el riesgo de ese falla
en sí mismo a un nivel realmente bajo, o si lo suprime por completo. Si no se puede
encontrar una tarea que reduzca el riesgo de falla a un nivel bajo aceptable, el
componente debe rediseñarse.
Si la falla tiene consecuencias operacionales, sólo vale la pena realizar una tarea
sistemática si el costo total de hacerla durante cierto tiempo es menor que el costo de las
consecuencias operacionales y el costo de la reparación durante el mismo período de
tiempo. Si no es justificable, la decisión “a falta de” será el no mantenimiento
sistemático. (Si esto ocurre y las consecuencias operacionales no son aceptables todavía,
entonces la decisión “a falta de” secundaria sería rediseñar de nuevo). En otras palabras
en el caso de fallas que no están ocultas y en las que no se puede predecir con suficiente
tiempo para evitar la falla funcional y no se puede prevenir la falla a través del uso o
realizar reemplazos con base en el tiempo es posible puede o re – diseñar o aceptar la
falla y sus consecuencias. Si no hay consecuencias que afecten la operación pero hay
costos de mantenimiento, se puede optar por una elección similar. En estos casos la
decisión está basada en las economías – es decir, el costo de re – diseñar contra el costo
27
de aceptar las consecuencias de la falla ( tal como la producción perdida, costos de
reparación, horas extras, etc.).
De forma similar, si una falla no tiene consecuencias operacionales, sólo vale la
pena realizar la tarea sistemática si el costo de la misma durante un período de tiempo es
menor que el de la reparación durante el mismo período. Si no son justificables, la
decisión inicial “a falta de” sería de nuevo el no mantenimiento sistemático, y si el
costo de reparación es demasiado alto, la decisión “a falta de” secundaria sería volver a
diseñar de nuevo.
Este enfoque gradual de “arriba-abajo” significa que las tareas sistemáticas sólo
se especifican para elementos que las necesitan realmente. Esta característica del RCM
normalmente lleva a una reducción significativa en los trabajos rutinarios. También
quiere decir que las tareas restantes son más probables que se hagan bien. Esto
combinado con unas tareas útiles equilibradas llevará a un mantenimiento más efectivo.
Si esto compara el enfoque gradual tradicional de abajo a arriba.
Tradicionalmente, los requerimientos del mantenimiento se evaluaban en términos de
sus características técnicas reales o supuestas, sin considerar de nuevo que en diferentes
condiciones se aplican consecuencias diferentes. Esto resulta en un gran número de
planes que no sirven para nada, no porque sean “equivocados”, sino porque no
consiguen nada.
El proceso del RCM considera los requisitos del mantenimiento de cada
elemento antes de preguntarse si es necesario volver a considerar el diseño. Esto es
porque el ingeniero de mantenimiento que está de servicio hoy tiene que mantener los
equipos como está funcionando hoy, y no como debería de estar o puede que esté en el
futuro. Después analizar los modos de falla a través de la lógica mencionada
anteriormente, los expertos deben luego consolidar las labores en un plan de
mantenimiento para el sistema. Este es el "producto final" del RCM. Cuando esto ha
sido producido, el encargado del mantenimiento y el operador deben continuamente
esforzarse por optimizar el producto
EL PERSONAL IMPLICADO
28
El proceso del RCM incorpora siete preguntas básicas. En la práctica el personal
de mantenimiento no puede contestar a todas estas preguntas por sí mismos. Esto es
porque muchas (si no la mayoría) de las respuestas sólo pueden proporcionarlas el
personal operativo o el de producción. Esto se aplica especialmente a las preguntas que
conciernen al funcionamiento deseado, los efectos de las fallas y las consecuencias de
los mismos.
Por esta razón, una revisión de los requerimientos del mantenimiento de
cualquier equipo debería de hacerse por equipos de trabajo reducidos que incluyan por
lo menos una persona de la función del mantenimiento y otra de la función de
producción. La antigüedad de los miembros del grupo es menos importante que el
hecho de que deben de tener un amplio conocimiento de los equipos que se están
estudiando. Cada miembro del grupo deberá también haber sido entrenado en RCM.
El uso de estos grupos no sólo permite que los directivos obtengan acceso de
forma sistemática al conocimiento y experiencia de cada miembro del grupo, sino que
además reparte de forma extraordinaria los problemas del mantenimiento y sus
soluciones.
Los Facilitadores
Los grupos de revisión del RCM trabajan bajo la asesoría de un especialista bien
entrenado en el RCM, que se conoce como un facilitador. Los facilitadores son el
personal más importante en el proceso de revisión del RCM. Su papel es asegurar que:
· Se aplique el RCM correctamente (que se hagan las preguntas correctamente y en el
orden previsto, y que todos los miembros del grupo las comprendan.)
· Que el personal del grupo (especialmente el de producción y mantenimiento) consiga
un grado razonable de consenso general acerca de cuales son las respuestas a las
preguntas formuladas.
· Que no se ignore cualquier componente o equipo
· Que las reuniones progresen de forma razonable
· Que todos los documentos del RCM se llenen debidamente.
Los Auditores
Inmediatamente de que se haya completado la revisión de cada elemento de los
29
equipos importantes, el personal gerente que tenga la responsabilidad total de la planta
necesitará comprobar que ha sido hecha correctamente y que está de acuerdo con la
evaluación de las consecuencias de las fallas y la selección de las tareas. Este personal
no tiene que efectuar la intervención personalmente, sino que pueden delegarla en otros
que en su opinión estén capacitados para realizarla.
LOS BENEFICIOS A CONSEGUIR POR RCM [5]:
¿Qué puede lograr el RCM?
El RCM ha sido usado por una amplia variedad de industrias durante los últimos
diez años. Cuando se aplica correctamente produce los beneficios siguientes:
Mayor seguridad y protección del entorno, debido a:
· Mejoramiento en el mantenimiento de los dispositivos de seguridad existentes.
· La disposición de nuevos dispositivos de seguridad.
· La revisión sistemática de las consecuencias de cada falla antes de considerar la
cuestión operacional.
· Claras estrategias para prevenir los modos de falla que puedan afectar a la seguridad, y
para las acciones “a falta de” que deban tomarse si no se pueden encontrar tareas
sistemáticas apropiadas.
· Menos fallas causados por un mantenimiento innecesario.
Mejores rendimientos operativos, debido a:
· Un mayor énfasis en los requisitos del mantenimiento de elementos y componentes
críticos.
· Un diagnóstico más rápido de las fallas mediante la referencia a los modos de falla
relacionados con la función y a los análisis de sus efectos.
· Menor daño secundario a continuación de las fallas de poca importancia (como
resultado de una revisión extensa de los efectos de las fallas).
· Intervalos más largos entre las revisiones, y en algunos casos la eliminación completa
de ellas.
· Listas de trabajos de interrupción más cortas, que llevan a paradas más cortas, más
fácil de solucionar y menos costosas
· Menos problemas de “desgaste de inicio” después de las interrupciones debido a que
se eliminan las revisiones innecesarias.
30
· La eliminación de elementos superfluos y como consecuencia los fallas inherentes a
ellos.
· La eliminación de componentes poco fiables.
· Un conocimiento sistemático acerca de la nueva planta.
Mayor Control de los costos del mantenimiento, debido a:
· Menor mantenimiento rutinario innecesario
· Mejor compra de los servicios de mantenimiento (motivada por el énfasis sobre las
consecuencias de las fallas)
· La prevención o eliminación de las fallas costos.
· Unas políticas de funcionamiento más claras, especialmente en cuanto a los equipos de
reserva
· Menor necesidad de usar personal experto caro porque todo el personal tiene mejor
conocimiento de las plantas
· Pautas más claras para la adquisición de nueva tecnología de mantenimiento, tal como
equipos de monitorización de la condición (“condition monitoring”)
· Además de la mayoría de la lista de puntos que se dan más arriba bajo el título de
“Mejores rendimientos operativos”.
Más larga vida útil de los equipos, debido al aumento del uso de las técnicas de
mantenimiento “a condición”.
Una amplia base de datos de mantenimiento, que:
· Reduce los efectos de la rotación del personal con la pérdida consiguiente de su
experiencia y competencia.
· Provee un conocimiento general de la planta más profundo en su contexto operacional.
· Provee una base valiosa para la introducción de los sistemas expertos
· Conduce a la realización de planos y manuales más exactos
· Hace posible la adaptación a circunstancias cambiantes (tales como nuevos horarios de
turno o una nueva tecnología) sin tener que volver a considerar desde el principio todas
las políticas y programas de mantenimiento.
Mayor motivación de las personas, especialmente el personal que
está interviniendo en el proceso de revisión. Esto lleva a un conocimiento general de la
31
planta en su contexto operacional mucho mejor, junto con un “compartir” más amplio
de los problemas del mantenimiento y de sus soluciones. También significa que las
soluciones tienen mayores probabilidades de éxito.
Mejor trabajo de grupo, motivado por un planteamiento altamente estructurado del
grupo a los análisis de los problemas del mantenimiento y a la toma de decisiones.
Esto mejora la comunicación y la cooperación entre:
· Las áreas: Producción u operación así como los de la función del mantenimiento.
· Personal de diferentes niveles: los gerentes los jefes de departamentos, técnicos y
operarios.
· Especialistas internos y externos: los diseñadores de la maquinaria, vendedores,
usuarios y el personal encargado del mantenimiento.
Muchas compañías que han usado ambos sistemas de mantenimiento han
encontrado que el RCM les permite conseguir mucho más en el campo de la formación
de equipos que en la de los círculos de calidad, especialmente en las plantas de alta
tecnología.
Todos estos factores forman parte de la evolución de la gestión del
mantenimiento, y muchos ya son la meta de los programas de mejora.
Lo importante del RCM es que provee un marco de trabajo paso a paso efectivo
para realizarlos todos a la vez, y para hacer participar a todo el que tenga algo que ver
con los equipos de los procesos.
32
Capítulo III. Descripción de los Equipos Bajo Estudio.
Para este capítulo se procede a la descripción de los sótanos típicos evaluados
para así tener una idea general de los equipos que se pueden encontrar al momento de
realizar alguna inspección en niveles de media tensión. Adicionalmente en el capítulo se
escribe sobre las principales técnicas de evaluación de cables, empates y terminaciones,
como lo son las pruebas de voltaje directo y las pruebas de voltaje alterno.
Descripción de los equipos de un sótano típico evaluado y posibles tipos de fallas
Los sótanos típicos evaluados se pueden clasificar en tres tipos:
a) Sótanos de transformación en la red de 12,47 kV
Por lo general compuesto por un interruptor de seccionamiento y protección de media
tensión, el transformador y las conexiones de baja tensión.
Figura 3. Interruptor sumergible. Aislamiento en gas tipo sf6
Figura 4. Transformador en aceite tipo sumergible
33
La EdeC durante el año 2001 realizó un cambio masivo de estos equipos por un
monto de aproximadamente 30 millones de US. $
Las conexiones tanto de llegada como entre los equipos se hacen con terminales
de inserción tipo codos de 600 amperios marca Elastimold en su gran mayoría.
Las derivaciones del troncal del circuito de media tensión a los seccionadores es
un empate tipo T realizado con cinta a mano. Se usa cable CU XPLE 15 kV con
pantalla.
Las salidas de baja tensión varían de acuerdo a la capacidad del transformador.
Por lo general por debajo de 150 kVA la salida es directa de los bornes de baja tensión
del transformador.
Por encima de 150 kVA se usan terminales de derivación comunmente llamadas
flautas. Estos terminales de derivación tienen fusibles que protegen el cable contra
sobrecargas. Para cargas concentradas los fusibles protegen contra altas capacidades de
cortocircuito.
Los puntos de falla identificados en media tensión por lo general estan en los
empates y en los terminales de inserción. Ya en baja tensión estos se ubican en las
derivaciones con fusibles y en las conexiones de neutro y tierra.
En 12,47 kV por ser un sistema estrella-estrella con neutro corrido, se tiene todo
el sistema de puesta a tierra y los neutros corridos dentro del sótano. Se menciona este
punto por la alta incidencia en fallas que el hurto de estos conductores ha tenido en los
últimos años en la E. de C. y otras compañías de servicio.
b) Sótanos de transformación en la red de 4,8 kV
En este caso se tiene un buen número de equipos de seccionamiento del tipo
OCF (oil cut fuse) de mas de 50 años de vida llamados comunmente “cochinitos”. El
fusible es una lámina de cobre y la operación de estos equipos es de cuidado en cuanto a
la seguridad.
34
Figura 5. Interruptor sumergible en aceite llamado “cochinito”.
Las conexiones de llegada son del tipo copa terminal permanente que se ajustan
al OFC, aunque es posible ver aún conexiones de plomo.
Al igual que el caso anterior las derivaciones del troncal están hechas con
empates tipo T hechos a mano.
Se usa cable Goma Neopreno o Cu XPLE 5 kV con pantalla ambos con mas de
35 años de vida, aunque en caso donde han ocurrido fallas en los últimos años se puede
ver cable CU XPLE 15 kV.
La salida de baja tensión por lo general es directa de los bornes del
transformador.
Los puntos de fallas son frecuentes en las llegadas a los OFC y transformadores
así como en los empates. En esta red ya hay mayor probabilidad de fallas en cables por
la edad de los mismos. Las fallas en cable se dan muy frecuente una vez que sucede una
falla en las llegadas o salidas de los OFC o equipos. Esto se debe a que en el proceso de
localización se combinan el uso del HI POT y que en los sistemas delta en una falla
fase- tierra no hay corrientes de cortocircuitos. Es decir que para localizar la falla se
hacen pruebas prolongadas mas allá de los tiempos permitidos, lo que en definitiva
termina disminuyendo la corta vida que le queda al cable
c) Sótanos de seccionamiento
En ellos podemos apreciar toda una gama de equipos de seccionamiento de dos,
tres y cuatro vías que dependiendo del voltaje de la red pueden tener entradas con
35
terminales de inserción tipo elastimold o copas terminales directo a los interruptores que
en contados casos pueden ser de plomo.
Figura 6. Interruptor de seccionamiento manual. Dos vías
Figura 7. Interruptor de seccionamiento y transferencia manual en sf6. Tres vías.
Figura 8. Interruptor cuatro vías. Tres posiciones. Sumergible. Aislamiento: aceite.
Los grandes puntos de fallas se encuentran en los terminales .Para el caso de los
terminales preformados los aceites vertidos en el sótano los destruyen.
36
d) Sótanos de empate
Por lo general ubicados a una distancia entre ellos menor a 100 metros, son
usados como lo indica su nombre para realizar los empates y derivaciones de la red de
alta tensión.
Figura 9. Conectores modulares dispositivo utilizado para realizar uniones lineales entre dos o más
conductores
Técnicas utilizadas internacionalmente para evaluar los equipos del sótano. Pruebas de voltaje directo [6]
El uso del voltaje DC tiene un buen histórico precedente en las pruebas del
dieléctrico laminado de los sistemas de cables. Estas pruebas nacen por el hecho de que
para realizar pruebas en campo a través de voltajes AC a la frecuencia del sistema
requiere de un equipamiento muy impráctico y costoso.
Estas pruebas están divididas en dos tipos:
- LVDC test o pruebas de bajo voltaje DC para voltajes iguales o inferiores a 5
kV.
En esta prueba se realiza las mediciones de la resistencia de aislamiento de
sistemas cables como una función del tiempo. Usualmente la resistencia va
cambiando a medida que va progresando la prueba.
Un valor del índice de polarización se obtiene tomando la razón del valor de la
resistencia después de 10 min entre el valor de la resistencia después de 1 min.
Hay institutos que proveen valores de mínima resistencia de aislamiento los
cuales forman parte de los estandarts de cables existentes
37
- HVDC testing o pruebas de alto voltaje DC para voltajes superiores a 5 kV.
Hay tres tipos generales de prueba que se realizan en esta categoría:
1.- DC withstand test: esta prueba consiste en aplicar un nivel de tensión
predeterminado durante un período de tiempo también predeterminado
por el tipo de cable. Como resultado de esta prueba el cable es aceptado
si no presenta falla bajo esas condiciones.
2.- Corriente de fuga durante el período de prueba.
3.- Prueba de voltaje a pasos
Métodos y equipos utilizados para las pruebas de voltaje directo
Hipot DC [7]
Esta prueba se utiliza extensamente para la aceptación y mantenimiento de
cables, sin embargo la norma IEEE STD 400-2001 [6] recomienda no usarla en cables
que han estado en servicio ya que pueden producir fallas anticipadas de los mismos. La
prueba indica la condición relativa del aislamiento del cable para tensiones encima o
cerca de los niveles de operación. Esta prueba también sirve para identificar puntos
débiles en el aislamiento del cable y pueden usarse para forzar una falla incipiente.
La prueba de corriente aumentará momentáneamente para cada incremento de
voltaje debido a la carga de la capacitancia y la absorción dieléctrica del cable. Ambas
corrientes decaen, la primera en pocos segundos, la segunda más lentamente,
manteniéndose al final sólo la corriente de conducción más una corriente de pérdida en
la superficie o pérdida por efecto corona. El tiempo requerido para que la corriente
alcance el estado estacionario depende de la temperatura y material del aislamiento.
Un criterio de prueba satisfactorio en alto voltaje DC es una disminución de
corriente en el tiempo a una aplicación de voltaje fijo DC. Mientras esto puede ser
parcialmente disfrazado debido a corrientes por efecto corona, humedad, regulación de
voltaje, la ausencia de un incremento de corriente con el tiempo es generalmente un
criterio práctico de aceptación. La norma IEEE P400.1 [6] provee una guía para la
selección de los voltajes de pruebas y el tiempo.
38
Si la corriente empieza a aumentar, lentamente al principio pero con una rata de
crecimiento ascendente, si algún incremento en el voltaje está siendo aplicado, puede
estar en progreso una falla en el aislamiento. Este proceso probablemente continuará
hasta que el cable falle al menos que el voltaje sea rápidamente reducido.
Si la prueba es interrumpida, esto puede indicar un de las siguientes
afirmaciones:
a.- Un incremento de corriente muy rápido
b.- un rompimiento del aislamiento en algún lugar donde se realiza la prueba, al
principio o una terminación.
c.- Una falla en el circuito bajo prueba, un cable, un empalme o una terminación.
Una falla puede ser confirmada por una incapacidad de sostener otra aplicación
de voltaje de prueba. En el caso de una aparente falla, puede ser necesario en algunos
casos que el cable regrese a servicio por un corto período de tiempo.
Se deben considerar muchos factores para seleccionar la tensión adecuada para
cables existentes en servicio. Como regla general para cables existentes, el valor más
alto de prueba de mantenimiento no debe exceder el 60% del valor de prueba final en la
fábrica. Para el valor de la prueba mínimo, éste no debe ser inferior que el equivalente
en DC a la tensión nominal del servicio en AC. [7]
Prueba de tensión contra corrientes de fuga [7].
En esta prueba se eleva el voltaje en etapas iguales hasta llegar a la tensión de
prueba. Durante cada etapa se permite suficiente tiempo para que se estabilice la
corriente de fuga. La corriente es relativamente alta debido a que está cargada la
capacitancia del cable y por corrientes de fuga en la superficie del cable, aparte de
corrientes de descargas parciales, cuya característica es que dependen del voltaje DC
utilizado; Para valores de voltaje inferiores al valor de generación de la descarga parcial
está no se presenta, para valores superiores de voltaje se tiene una corriente de descarga
continua que se va incrementando a medida que se vaya dañando el aislamiento hasta qe
el mismo falla.
39
Durante la prueba estas corrientes transientes se minimizan y se estabiliza la
corriente de medición, la cual es la corriente de fuga más una pequeña parte de corriente
de absorción. En cada incremento de las etapas de aumento de la tensión de prueba es
indispensable anotar la corriente de fuga, antes de proceder al próximo incremento. Se
recomienda utilizar ocho incrementos iguales de la tensión y permitir que transcurra
entre 1 y 4 minutos entre cada etapa.
Se dibuja una característica de tensión contra la corriente de fuga durante la
prueba. Si la característica es lineal para cada etapa de tensión, el aislamiento está en
buenas condiciones. Si durante la prueba la corriente de fuga se incrementa
notablemente se notará un aumento en la cuesta de la curva.
Prueba corriente de fuga contra tiempo [7]
Una vez que se haya llegado al valor final del nivel de tensión de prueba, en la
prueba descrita anteriormente, se puede dejar esta tensión por lo menos durante 5
minutos y graficar la curva de corriente de fuga versus tiempo. La corriente de fuga
disminuye gradualmente desde su alto valor inicial a un valor constante. Una curva de
un cable en buen estado indicará una reducción a un valor fijo.
Prueba de alto potencial “VA-NO-VA” [7]
La prueba de tensión directa puede ser conducida como una prueba de alto
potencial VA-NO-VA. En ésta, se mantiene el incremento de la tensión hasta llegar al
nivel de tensión de prueba, mediante el mantenimiento de una corriente de fuga
constante. Generalmente es suficiente entre 1 y 1,5 minutos para llegar al valor final de
la tensión de prueba. Este valor final se mantendrá durante 5 minutos y si no hay un
incremento violento de la corriente de prueba, suficiente para disparar el interruptor
termo-magnético del equipo, la prueba puede considerarse exitosa. Esta prueba no da un
análisis profundo de la condición del cable pero da suficiente información para
determinar si el cable está dentro de los límites de resistencia contra fallas de alta
tensión.
Prueba de alto voltaje en AC [7]
El objeto de este ensayo es verificar que no exista falla en el aislamiento, entre
las fases y de las fases a tierra (en el caso de interruptores).
40
Esta prueba es generalmente una prueba destructiva, al igual que la prueba Hipot
DC. Está orientada a certificar si determinado equipo pasa la prueba, ya que la misma
consiste en aplicar un determinado voltaje y que el equipo bajo prueba lo soporte
durante un cierto tiempo (entre 1 y 10 minutos). Dada la naturaleza de la prueba, ésta se
realiza en fábrica y cuando el equipo ha sufrido una reparación. Esto se debe a que si el
equipo falla una prueba se perforará el aislamiento y deberá ser reparado.
Si el equipo bajo prueba puede soportar el voltaje de prueba específico durante
un tiempo establecido, sin romper el aislamiento o las corrientes de fuga medidas son
pequeñas, se considera que pasa la prueba, pero no hay forma de saber cuan bueno o
malo es el aislamiento, es decir te indica si el cable es apto o no sin especificar la vida
útil de cable.
Es importante señalar que la resistencia del aislamiento tiene un comportamiento
inverso a la temperatura, lo cual indica que si van a ser comparados valores, es
necesario llevarlos a una misma temperatura de referencia.
OWTS [8] El método asociado al equipo OWTS (Oscillating Wave Test System) es el
resultado de unas mejoras innovativas al diagnóstico de descargas parciales. Una de
ellas es usar voltajes amortiguados AC para reducir la demanda de potencia en sitio,
cargando el cable con una fuente DC para luego descargarlo a través de un inductor.
Inicialmente esta metodología presentaba problemas en la detección de las PD debido a
las perturbaciones causadas por la conmutación al momento de conectar y desconectar
el cable al inductor. La empresa introdujo, entre otras cosas, el uso de switches de
estado sólido lo que ha permitido reducir la frecuencia de los voltajes de prueba del
orden de los KHz a valores comprendidos entre 100 y 800 Hz así como la eliminación
de perturbaciones producidas por la conexión del cable (la capacitancia del cable) al
inductor de descarga.
El aumento de la sensibilidad en la detección de las descargas parciales y su
localización se logran durante el lento período de atenuación del voltaje apoyado por el
41
hecho de que la introducción del switch de estado sólido hace que no se no generen
transitorios en ese lapso.
Se generó un conjunto de reglas de conocimiento para aplicación sistemática en
el diagnóstico de PD. En particular la definición de un método para la estimación de
riesgo de falla en un cable.
TERMOGRAFÍA INFRARROJA
CONCEPTO [9] Es una técnica que permite la medición de temperaturas a distancia y la
obtención de imágenes térmicas llamadas “TERMOGRAMAS” emitidas por los
cuerpos a partir de la radiación infrarroja.
ESPECTRO ELECTROMAGNÉTICO[9] En el año 1666, ISAAC NEWTON, escribe sus experiencias sobre la
descomposición de la luz a través de un prisma de vidrio, produciendo una sucesión de
franjas de colores: violeta, azul, verde, amarillo, naranja y rojo. La imagen alargada y
coloreada obtenida fue denominada “ESPECTRO” en alusión al hecho que los colores
estaban presentes, pero ocultos en la luz blanca.
A finales del siglo XIX, JAMES MAXWELL, demostró que la luz era parte de
una gran familia de ondas de naturaleza electromagnética que difieren entre sí por su
longitud de onda y su frecuencia.
Estudios posteriores llevaron a cálculo de la velocidad de estas ondas (cerca de
299.792 Km/seg) y de la relación de la frecuencia y de la longitud de onda:
F x L = C
F = Frecuencia [Hz]
L = Velocidad de la Luz [m/seg]
C = Longitud de Onda [m]
42
ESPECTRO INFRARROJO
DESCUBRIMIENTO[9] La existencia de la porción infrarroja del espectro electromagnético fue
descubierta en 1800 por Sir William Herschel, astrónomo real del rey Jorge III de
Inglaterra. Durante su búsqueda de un nuevo filtro óptico para ser usado en los
telescopios que utilizaban en la observación de los fenómenos solares, Herschel notó
que algunas muestras de vidrios de colores, que proporcionaban reducción similar al
esplendor o brillo de la luz al que eran expuestos, transmitían poca cantidad del calor
solar, mientras que otras muestras permitían que pasara tanto calor que corría peligro de
dañarse los ojos luego de unos pocos segundos de observación.
Herschel ideó una serie de experimentos usando prismas y termómetros de
mercurio sensibles para determinar que colores del espectro producían el mayor efecto
de calentamiento. Él notó que cuando el termómetro era movido desde el violeta hasta
el rojo al final del espectro, el efecto de calentamiento se incrementaba. Continuó
moviendo el termómetro pasando al último rojo visible del espectro y observó mayor
calentamiento aún.
De esta forma Herschel determinó que en la región oscura que se extendía más
allá del extremo rojo del espectro, se producía el mayor incremento de temperatura. A
esta región le llamó “Rayos Invisibles” o “Espectro Termométrico” y es a partir del año
1880 cuando se les llama “Rayos Infrarrojos”.
CARACTERÍSTICAS [9] El infrarrojo es una forma de energía electromagnética; al igual que el resto de
las ondas pertenecientes al espectro electromagnético y difiere de ellas solo en su
frecuencia y su longitud de onda. La unidad de medición usada para medir la longitud
de onda del rango infrarrojo es la micra (1 micra [µ] es igual a la millonésima parte de
un metro).
Cuando se hace referencia a la luz visible, comúnmente se usa el amstrong [Å]
cmo unidad de medida. Una micra son 10000 amstrong.
43
El límite inferior de la banda infrarroja coincide con el límite de la percepción visual
para el rojo (aprox. 0,75 µ), mientras que el superior se cofunde con las “Microondas”
en el campo milimétrico (aprox. 1000 µ). El infrarrojo está en la región de longitud de
onda larga con respecto a la banda visual, ya que el espectro visible se extiende,
aproximadamente, entre los 0,4 a los 0,7 µ.
El espectro infrarrojo es comúnmente subdividido en cuatro bandas menores cuyos
límites son escogidos arbitrariamente, estos son:
- Infrarrojo Próximo: 0,75 – 3 µ
- Infrarrojo Medio: 3 – 6 µ
- Infrarrojo Distante: 6 – 15 µ
- Infrarrojo Extremo: 15 – 1000 µ
USO DE LA RADIACIÓN INFRARROJA EN LA TERMOGRAFÍA [9] La termografía hace uso del espectro de la banda infrarroja, es por esto que para
medir temperatura sin contacto, debe ser medida la cantidad de radiación infrarroja que
es emitida por el objeto o fuente en cuestión. Esta es la misma radiación que podemos
sentir al colocar la mano sobre un asador con carbones caliente. Dado que existe una
relación firme entre la temperatura de un objeto y la cantidad de energía que radia, es
posible entonces determinar en forma precisa la temperatura de dicho objeto, midiendo
la cantidad de energía radiada por él.
Para l medición de temperatura, la región del infrarrojo más usada va desde la
luz visible (0,7 µ) hasta cerca de las 20 µ.
CÁMARAS PIROELÉCTRICAS PORTATILES (CÁMARAS DE TERMOGRAFÍA INFRARROJA) [9]
Los primeros diseños de cámaras termográficas eran grandes, pesados y difíciles
de usar; los sistemas de registro de imágenes térmicas originales, estaban comprimidos
en la cabeza de la cámara, incorporados al tubo de Vidicón Piroeléctrico (V.P ó VP) y
separados por un cable de la unidad de control que contenía todos los dispositivos
electrónicos necesarios para su funcionamiento.
44
Estos sistemas encontraron muchas aplicaciones diferentes, pero estaban
registradas a lugares donde se hallaran disponibles fuentes de alimentación AC de 110
voltios y 60 Hz. Con el paso de los años se han desarrollado nuevos sistemas de
cámaras que son completamente portátiles, alimentadas por baterías y de relativamente
poco peso.
Estas cámaras permiten ahora, un análisis térmico en áreas remotamente
localizadas, producen imágenes que pueden ser mostradas por equipos de TV estándar y
lo más importante, no requieren refrigerantes para enfriar el detector. Otra característica
importante de dichas cámaras es que responden solamente a energía térmica radiada por
el objeto y no responden a la luz visible.
VIDICÓN PIROELÉCTRICO [9] La estructura de un VP es similar a la estructura encontrada en los tubos de
vidicón de los televisores estándar. Sin embargo el material de recepción es diferente y
el tubo está equipado con un trasmisor infrarrojo laminado. Esta lámina está construida
de Germanio con un revestimiento antireflectivo para optimizar la transmisión en a
región del espectro que va desde las 8 hasta las 14 µ.
El objetivo es leído con el barrido de un haz de electrones de la misma forma
que un vidicón convencional y el receptor está construido con un material denominado
Sulfato de Triglicino (TGS), que no es más que un cristal monolítico simple de 18 mm
de diámetro y de 30 a 50 µ de espesor. El TGS pertenece a una familia de cristales
ferroeléctricos, que producen pulsos eléctricos en respuesta a la energía térmica.
El efecto piro eléctrico es máximo cuando todos los dipolos dentro del cristal se
orientan en un dirección óptima, cuando se obtiene esta condición se le da el nombre de
“Poling” y para obtenerla, el cristal debe ser sometido a un campo eléctrico intenso que
force todos los dipolos a alinearse en la dirección adecuada y de esta forma producir el
efecto piroeléctrico óptimo. Los sistemas de cámaras modernos tienen esa función
automatizada.
45
El Poling no necesita ejecutarse mientras el tubo esté en operación, amenos que
ocurra un sobrecalentamiento del objetivo y esto ocurre cuando la cámara es expuesta a
la radiación de un objeto muy caliente, lo que permite que la temperatura en el TGS se
eleve más allá de su punto de saturación (49 ºC). Si esto ocurre, el usuario debe alejar la
lente de la cámara de dicho objeto hacia otra dirección y activar el ciclo de Poling
automático para restablecer las condiciones de operación óptimas de la cámara.
El Vidicón Piroeléctrico actual puede producir imágenes de TV con una
resolución máxima de 270 líneas y con una resolución mínima de temperatura de 0,15
ºC.
El V.P. produce una imagen térmica pasiva de la escena que esté siendo
observada o tomada. El sistema de registro de la imagen térmica pasiva detecta la
energía electromagnética que está siendo radiada por el objeto.
Dentro del rango espectral de sensitividad de un V.P. (que se va desde las 8 a las
14 µ), el receptor puede detectar los cambios de energía causados por cambios aparentes
de temperatura en el objeto que más está siendo analizado.
APLICACIONES PARA LAS CÁMARAS PORTATILES [9] Las aplicaciones para las cámaras portátiles de V.P. son casi tan extensas como la
imaginación de los usuarios. Algunas áreas típicas de aplicación son las siguientes:
o Aislamiento de edificaciones. (Pérdidas o ganancias de calor)
o Potencia. (Detección de sobrecalentamiento en transformadores, conectores,
aisladores, etc.)
o Inspección de tuberías. (Detección de fugas, etc.)
o Seguridad. (Detección de sobrecalentamientos en circuitos eléctricos que pueden
ocasionar incendios).
o Combate de incendios. (Localización y búsqueda de personas dentro de cuartos
llenos de humo y aislados del área de mayor intensidad del fuego).
o Láser. (Para aplicaciones de diagnóstico).
o Niveles de sedimentación de tanques.
o Obstrucciones de flujo de en tuberías por causa de roce.
46
o Comportamiento de motores.
o Industria. (Virtualmente todos los procesos industriales toman la temperatura
como un parámetro crítico).
Las aplicaciones arriba mencionadas, fueron escogidas para describir las amplias
áreas en las cuales las imágenes térmicas pueden proporcionar información útil. Los
sistemas de observación térmica, también pueden ser utilizados para la evaluación y
diagnóstico en pruebas no destructivas, siempre y cuando el objeto bajo prueba
produzca anomalías térmicas que puedan ser puestas a correlación, con la finalidad de
evitar futuras fallas.
Algunas de estas posibles aplicaciones son las siguientes:
A. Ensamblaje de Multiceldas de baterías selladas, que pueden ser revisadas
en una prueba no destructiva. Colocando una batería bajo carga y
observando las variaciones de temperatura producidas dentro de sus
celdas individuales, se puede verificar el funcionamiento correcto de las
mismas, usando la prueba como un control de calidad.
B. Observando el calor producido en la fundición, laminación y troquelado
del acero, junto a un cuadro comparativo de temperaturas anómalas
puede detectarse la ocurrencia de una falla.
C. En la fabricación de materiales para circuitos impresos. Las variaciones
de temperatura observadas durante los procesos de unión de las delgadas
capas de cobre en los circuitos impresos pueden ser seguidas de forma
directa para frustrar separaciones después de que el circuito ha sido
fabricado.
Las aplicaciones mencionadas con anterioridad no prentenden ser una lista
completa.
Ella se ofrece simplemente para indicar el amplio espectro de aplicaciones
potenciales para pruebas no destructivas de las cámaras piroeléctricas.
Por otra parte el uso de imágenes infrarrojas como técnica de prueba, se ajusta
sobradamente al control de calidad en ingeniería. Se puede indagar si un proceso de
47
manufactura es sensible a variaciones térmicas, y de ser así, usando la tecnología de la
termografía infrarroja podemos observar estas variaciones y correlacionarlas para
prevenir la producción de futuras fallas.
Análisis por ultrasonido [10]. Este método estudia las ondas de sonido de baja frecuencia producidas por los
equipos que no son perceptibles por el oído humano.
Ultrasonido pasivo: Es producido por mecanismos rotantes, fugas de fluido, pérdidas de
vacío, y arcos eléctricos. Pudiéndose detectarlo mediante la tecnología apropiada.
El Ultrasonido permite:
• Detección de fricción en maquinas rotativas.
• Detección de fallas y/o fugas en válvulas.
• Detección de fugas de fluidos.
• Pérdidas de vacío.
• Detección de "arco eléctrico".
• Verificación de la integridad de juntas de recintos estancos.
Se denomina Ultrasonido Pasivo a la tecnología que permite captar el ultrasonido
producido por diversas fuentes.
El sonido cuya frecuencia está por encima del rango de captación del oído humano
(20-a-20.000 Hertz) se considera ultrasonido. Casi todas las fricciones mecánicas, arcos
eléctricos y fugas de presión o vacío producen ultrasonido en un rango aproximado a los
40 Khz Frecuencia con características muy aprovechables en el Mantenimiento
Predictivo, puesto que las ondas sonoras son de corta longitud atenuándose rápidamente
sin producir rebotes. Por esta razón, el ruido ambiental por más intenso que sea, no
48
interfiere en la detección del ultrasonido. Además, la alta direccionalidad del
ultrasonido en 40 Khz. permite con rapidez y precisión la ubicación de la falla.
La aplicación del análisis por ultrasonido se hace indispensable especialmente en la
detección de fallas existentes en equipos rotantes que giran a velocidades inferiores a las
300 RPM, donde la técnica de medición de vibraciones se transforma en un
procedimiento ineficiente.
De modo que la medición de ultrasonido es en ocasiones complementaria con la
medición de vibraciones, que se utiliza eficientemente sobre equipos rotantes que giran
a velocidades superiores a las 300 RPM.
Al igual que en el resto del mundo industrializado, la actividad industrial en nuestro
País tiene la imperiosa necesidad de lograr el perfil competitivo que le permita
insertarse en la economía globalizada. En consecuencia, toda tecnología orientada al
ahorro de energía y/o mano de obra es de especial interés para cualquier Empresa.
Justificación de las técnicas y equipos a utilizar Para la selección y priorización de las diferentes alternativas a usar se utilizaron los
siguientes criterios:
1. Posibilidad de aplicación sin necesidad de suspensión del servicio eléctrico a los
suscriptores
2. Equipos disponibles en la E.de C.
3. Efectividad del equipo en la detección anticipada de las principales causas de
fallas reflejadas en las estadísticas
4. Impacto de la falla para la empresa
5. Accesibilidad del elemento a inspeccionar.
Aplicando los criterios anteriores la primera selección apunta a la utilización de
UltraProbe 550 Sistema análogo de inspección ultrasónica, cámara termográfica (FLIR
PM550).
49
Sin embargo el uso de estos equipos está restringido a los elementos de la red
subterránea que son factibles inspeccionar por estar ubicados en sótanos y/o casillas.
Dado que el resto de la red representa el mayor volumen de la misma fue necesario
evaluar las otras metodologías dirigidas al diagnóstico del aislamiento del cable y
combinarla con los criterios 3, 4 y 5. Esto dio como resultado la conveniencia del uso
del OWTS donde es necesario tener desenergizado el cable para poder evaluar su
estado.
50
Capítulo IV. Evaluación y Análisis de los Resultados. Referido al análisis y resultados de los métodos usados para la inspección de los
sótanos y los equipos a evaluar como lo son los empates y las terminaciones. Se
establecen los criterios para la selección de los circuitos más críticos y sus mediciones
respectivas. Por último este capítulo muestra un análisis costo beneficio de los métodos
usados.
Estudio y Selección de los Circuitos a Evaluar En el marco de la investigación inicial, se analizó data referente las fallas
habidas en el período septiembre 2005– septiembre 2006, de la cual se extrajo
información valiosa para realizar a posteriori una elección de los métodos con los que se
trabajaría para evaluar los cables, empates y terminaciones de media tensión.
Cuando se habla de media tensión en la E.de C. se refiere a niveles de tensión de
5 kV y 12 kV, para los cuales se analizó la data correspondiente.
Los análisis hechos para ambos casos constaron de la identificación del material
que presentó el fallo y las causas que produjeron la falla
Por ejemplo en la figura 11 el título de la imagen se refiere a un período dentro
de la E.de C. desde el año 2005 hasta el año 2006 en un nivel de tensión de 12,47 kV.
En esta primera imagen se relaciona el material fallado con la frecuencia de ocurrencia
dentro de este período, es decir se contabiliza la cantidad de veces que presentó falla
cada uno de los elementos que a continuación se describen
AL CON ALEACION SIN AISL. = cable de aluminio con aleación sin aislamiento
BARRA DE CONEXIÓN = barra de conexión entre un elemento del sótano y otro
BUSHING = conexión de entrada o de salida de los transformadores
CODO = conexión de entrada o de salida a los interruptores
COPA= Terminal de entrada
CU 1P AISL. S/PANTALLA = cable de cobre monopolar aislado sin pantalla
CU 3P AISL. GOMA = cable tripular aislado de goma
51
CU AISLADO 1P. C/PANTALLA = cable de cobre aislado monopolar con pantalla
CU SOLIDO SIN AISL.= cable de cobre sólido sin aislamiento
CU TRENZADO S/AISLAMIENTO = cable de cobre trenzado sin aislamiento
DERIVACION DE GOMA = derivación echa en goma
EMP.CU AISLADO 1P = empate en cable de cobre aislado monopolar
EMPATE AL-CU AISLADO = empate entre cable de aluminio y cobre aislado
EMPATE CU DESNUDO = empate en cable de cobre desnudo
EMPATE MODULAR = empate prefabricado normalmente elastimol
TERMINAL = Terminal
EdeC 05-06 12 Kv
5 4 3
51
2 4 1
192
2 3 1 7 2 2 11 1010
2030405060708090100
110120130140150160170180190200210
AL CON ALE
ACION SIN
AISL.
BARRA DE C
ONEXION
BUSHING
CODOCOPA
CU 1P A
ISL. S/PANTALLA
CU 3P A
ISL. GOMA
CU AISLA
DO 1P. C
/PANTALL
A
CU SOLIDO SIN
AISL
CU TRENZADO S/AIS
LAMIE
NTO
DERIVACIO
N DE G
OMA
EMP.CU AIS
LADO 1P
EMPATE AL-C
U AISLA
DO
EMPATE CU D
ESNUDO
EMPATE MODULA
R
TERMINAL
Frec
uenc
ia
Figura 11.
52
EdeC 05-06 12 Kv
1,72%
1,37%
1,03%
17,53%
0,69% 1,37%
0,34%
65,98%
0,69%
1,03%
0,34%
2,41%
0,69%
0,69%
3,78%
0,34%
AL CON ALEACION SIN AISL.
BARRA DE CONEXION
BUSHING
CODO
COPA
CU 1P AISL. S/PANTALLA
CU 3P AISL. GOMA
CU AISLADO 1P. C/PANTALLA
CU SOLIDO SIN AISL.
CU TRENZADO S/AISLAMIENTO
DERIVACION DE GOMA
EMP.CU AISLADO 1P
EMPATE AL-CU AISLADO
EMPATE CU DESNUDO
EMPATE MODULAR
TERMINAL
Figura 12
De las figuras anteriores, 11 y 12 se observa una mayor incidencia como
material fallado el CU AISLADO 1P. C/PANTALLA con un total de 192 fallas o lo
que representaría un 65,98 % (figura 12). Hay que tener presente que para algunos
casos, reportados como origen de las fallas eran consecuencia del fallo de otros
elementos como lo son los empates Otro material fallado a tomar en cuenta son los
codos 51 veces o un equivalente en porcentaje de 17,53 %. Al detallar un poco más
ambas figuras anteriores (11 y 12) el siguiente rubro en orden descendente sobre la
cantidad de veces fallado es empates modulares con 11 veces o 3,78 % que a simple
vista no es muy significativo a la hora de estudiar la mayor ocurrencia de falla, ya que
un 4 % sobre un universo de 291 fallas (total de todas las fallas ocurridas en el período
estudiado), no representa un signo grave de falla para su estudio. Sin embargo si se
toma en cuenta todos los campos relacionados con empates y derivaciones se hace bien
representativo con un total de 24 casos de falla, lo que es un aproximado de 28 % de
falla.
Al igual que para el caso de la figura 11 y todas las demás figuras el título de la
imagen se refiere a un período dentro de la E.de C. desde el año 2005 hasta el año 2006
53
en un nivel de tensión de 12,47 kV. Siendo este caso en específico (figuras 13 y 14) la
relación entre las causas de las fallas y la frecuencia de ocurrencia. De todos los campos
expuestos en las gráficas deteriorado por viejo se refiere a elementos fallados que
presentan algún tipo de degración por cuestiones de tiempo. Los campos PRG.X
CONSTR.ELECTRICA, PRG.X MANT.CORRECTIVO, PRG.X MANT.
PREVENTIVO se refieren a los paros programados que tiene la E. de C. para realizar
distintos tipos de mantenimiento.
EdeC 05-06 12 Kv
1 29
1 1
45
20
62
1 1 210
1 1
13
1
59
35
25
105
10152025303540455055606570
ARBOLES C
AIDOS
CIRCUITO P
OR LA M
ISMA RUTA
CONEXION FL
OJA
CONEXION FR
AUDULENTA
CONTACTO C/R
AMAS
DEFECTO DE IN
STALACIO
N
DESCONOCIDA
DETERIORADO X VIE
JO
DISPARO POR A
RMA DE FU
EGO
ERROR DE IN
FORMACION
FALTA D
E CAPACID
AD FIRME
HURTO DE M
ATERIAL
INTEMPESTIVA SITUACIO
N DE R
IESGO
INTERFERENCIA
DE ANIM
AL
MAQUINAS O
TRABAJOS
ORDEN MAL E
MITIDA
PRG.X CONSTR.ELE
CTRICA
PRG.X MANT.C
ORRECTIVO
PRG.X MANT.P
REVENTIVO
SOLICITUD D
E PARO DEMORADA
Frec
uenc
ia
Figura 13
54
EdeC 05-06 12 Kv
0,34%
0,69%
3,09%
0,34%0,34%
15,46%
6,87%21,31%
0,34%
0,34%
0,69%
3,44%
0,34%
0,34%
4,47%
0,34%20,27% 12,03%
8,59%
0,34%
ARBOLES CAIDOS
CIRCUITO POR LA MISMA RUTA
CONEXION FLOJA
CONEXION FRAUDULENTA
CONTACTO C/RAMAS
DEFECTO DE INSTALACION
DESCONOCIDA
DETERIORADO X VIEJO
DISPARO POR ARMA DE FUEGO
ERROR DE INFORMACION
FALTA DE CAPACIDAD FIRME
HURTO DE MATERIAL
INTEMPESTIVA SITUACION DE RIESGO
INTERFERENCIA DE ANIMAL
MAQUINAS O TRABAJOS
ORDEN MAL EMITIDA
PRG.X CONSTR.ELECTRICA
PRG.X MANT.CORRECTIVO
PRG.X MANT.PREVENTIVO
SOLICITUD DE PARO DEMORADA
Figura 14.
Es el caso de las figuras 13 y 14 las causas más destacadas se refieren a
Deteriorado por viejo con 62 casos (21,31 %), defecto de instalación 45 veces (20,27 %)
y causa desconocida 20 casos (15,46 %). Esto teniendo en cuenta que las causas
relativas a paros programados no se tomaran en cuenta como fallas en el análisis de
estas estadísticas.
Para 5 kV figuras 15 y 16 los casos son similares a los presentados en 12 kV con
respecto al material fallado. El primeo vuelve a ser CU AISLADO 1P C/PANTALLA
174 veces (61,27 %) y luego CODO 46 veces (16,20 %). De la misma manera que para
el caso anterior colocando en un solo renglón lo empate y derivaciones existen 23 fallas
o un aproximado de 24 % en un universo de 284 fallas.
55
EdeC 05-06 5 Kv
1
46
8 4 1
233 1
174
1 6 1 311
10
102030405060708090
100110120130140150160170180190
BARRA DE C
ONEXION
CODO
CU 1P A
ISL. GOMA
CU 1P A
ISL. S/PANTALLA
CU 1P C
/AISLA
MIENTO PLA
STICO
CU 3P A
ISL. GOMA
CU AISLA
DO 3P-P
P
CU AISLA
DO 1.P.P
LOMO
CU AISLA
DO 1P. C
/PANTALL
A
EMP.CU AIS
L.RESIN
A
EMP.CU AIS
LADO 1P
EMP.CU AIS
LADO 3P
EMPATE CU D
ESNUDO
EMPATE MODULA
R
TERMINAL
Figura 15.
EdeC 05-06 5 Kv
0,35%
16,20%
2,82%
1,41%
0,35%
8,10%
1,06%
0,35%
61,27%
0,35%
2,11%
0,35%
1,06%
3,87%
0,35%
BARRA DE CONEXION
CODO
CU 1P AISL. GOMA
CU 1P AISL. S/PANTALLA
CU 1P C/AISLAMIENTO PLASTICO
CU 3P AISL. GOMA
CU AISLADO 3P-PP
CU AISLADO 1.P.PLOMO
CU AISLADO 1P. C/PANTALLA
EMP.CU AISL.RESINA
EMP.CU AISLADO 1P
EMP.CU AISLADO 3P
EMPATE CU DESNUDO
EMPATE MODULAR
TERMINAL
Figura 16.
56
En lo referente a la causa nuevamente el principal dato que se extrae de las
figuras 17 y 18 es deteriorado por viejo con 92 ocurrencias (32,39 %), luego defecto de
instalación 54 veces (19,01 %) y de la misma manera que en 12 kV causa desconocida
17 fallas (8,45 %); esto sin tomar en cuenta para este análisis los paro programados
como falla.
EdeC 05-06 5 Kv
4 1 1 6
54
17
92
2 1 2 2 2 2 2 8 154
2432
103
0102030405060708090
100
CIRCUITO POR LA M
ISMA RUTA
CONEXION E
RRADA
CONEXION FLO
JA
CONEXION FRAUDULE
NTA
DEFECTO DE IN
STALACIO
N
DESCONOCIDA
DETERIORADO X
VIEJO
DIAGNOSTIC
O ERRADO
DISPARO POR A
RMA DE FUEGO
ERROR DE IN
FORMACION
FALTA D
E CAPACID
AD FIRME
HURTO DE M
ATERIAL
INCENDIO
S PROVOCADOS
INTERFERENCIA
DE A
NIMAL
INTERFERENCIA
S
MAQUINAS O
TRABAJOS
ORDEN MAL E
JECUTADA
PRG.X C
ONSTR.ELECTRICA
PRG.X M
ANT.CORRECTIVO
PRG.X M
ANT.PREVENTIVO
SOBRECARGA
Figura 17.
57
EdeC 05-06 5 Kv
1,41%
0,35%
0,35%
2,11%
19,01%
5,99%32,39%0,70%
0,35%
0,70%
0,70%
0,70%
0,70%
0,70%
2,82%
5,28%
1,41%
8,45%
11,27%
3,52%
1,06%
CIRCUITO POR LA MISMA RUTA
CONEXION ERRADA
CONEXION FLOJA
CONEXION FRAUDULENTA
DEFECTO DE INSTALACION
DESCONOCIDADETERIORADO X VIEJO
DIAGNOSTICO ERRADO
DISPARO POR ARMA DE FUEGO
ERROR DE INFORMACION
FALTA DE CAPACIDAD FIRME
HURTO DE MATERIAL
INCENDIOS PROVOCADOS
INTERFERENCIA DE ANIMAL
INTERFERENCIAS
MAQUINAS O TRABAJOSORDEN MAL EJECUTADA
PRG.X CONSTR.ELECTRICA
PRG.X MANT.CORRECTIVO
PRG.X MANT.PREVENTIVO
SOBRECARGA
Figura 18.
Si bien es cierto que la E. de C. dispone de procesos excelentes para la
generación de las estadísticas de fallas, en consulta con supervisores y personal de
campo se pudo detectar que algunos de los materiales como por ejemplo CU aislado 1P
c/pantalla, reportados como origen de las mismas eran consecuencia de fallas en otros
elementos como lo son los empates. Esto explica en parte el por qué la diferencia tan
marcada entre los valores mostrados en la figuras 1 y 2 para 12 kV y las figuras 5 y 6
para 5 kV con las estadísticas de fallas de empresas similares a nivel mundial.
De esto se puede concluir que las fallas en los empates y derivaciones
constituyen al menos el 24% en 5 kV y el 28% en 12 kV.
Analizando los datos mostrados en las figuras 13 y 14 en 12 kV y las figuras 17
y 18 en 5 kV se establece como las causas de fallas probables de mayor incidencia son
deteriorado por viejo, defecto de instalación y causa desconocida. Cuando se habla de
deteriorado por viejo y defecto de instalación esa denominación es dada por el
58
supervisor o coordinador encargado de reportar esa falla, siendo el único criterio la
experiencia de la persona responsable.
Para llegar a establecer cuales circuitos era necesario atacar con mayor urgencia
se realizó un estudio que correlaciona el circuito, la causa de falla y el material fallado,
así de esta manera se pudo identificar cuales circuitos eran mayormente afectados que
además era producto de los renglones identificados anteriormente como críticos tanto en
causa de falla como en material fallado. Parte de este estudio se aprecia en la Tabla de la
figura 19.
En dicho estudio se desglosó la data en distintos campos como lo fueron Suma
de MVA min, Suma de kVA interrumpidos, Número de averías, Promedio de duración
por avería, material fallado y la causa probable que ocasionó la falla para cada circuito
por separado.
Los circuitos que resultaron ser más críticos fueron Granada A2 y Coche A7.
Explicando el caso de Granada A2, el total de la suma de MVA min fue 4215,3
con un total de kVA interrumpidos 63043, promedio de duración de 96,6 minutos y un
total de averías de 5.
Estos datos se obtienen a través de 2 causas significativas defecto de instalación
y causa desconocida.
Debido a causa desconocida la suma de MVA min fue 1205,1; kVA
interrumpidos 28734; Promedio de duración en minutos de 42,5 y un número de averías
igual a 2, todo eso con el material fallado también desconocido.
En lo referente a defecto de instalación los materiales fallados fueron codos y
terminales. Codo sumó 1631,6 MVA min; 23634 kVA interrumpidos; 120,5 minutos en
promedio de duración y 2 averías mientras que en terminales las sumas fueron 1378
MVA min;10675 kVA interrumpidos; 1 avería y 157 minutos de duración.
En totales por defecto de instalación fueron 3060,2 MVA min; 34309 kVA
interrumpidos; 132,6667 minutos en promedio de duración y 3 averías.
59
De allí se puede observar, en el caso concreto de Granada A2, que un 60% de las
fallas corresponde a codos y terminales, mientras que el otra 40% está asociado a causa
y material desconocido.
Barra/ Circuito Causa Material Datos Total
GRANADA A2 DEFECTO DE INSTALACION CODO Contar de Avería/ 2
Suma de MVAmin 1631,6
Suma de kVA_int. 23634
Promedio de Duración 120,5
TERMINAL Contar de Avería/ 1
Suma de MVAmin 1378,6
Suma de kVA_int. 10675
Promedio de Duración 157
Contar de Avería/ DEFECTO DE INSTALACION 3
Suma de MVAmin DEFECTO DE INSTALACION 3010,2
Suma de kVA_int. DEFECTO DE INSTALACION 34309
Promedio de Duración DEFECTO DE INSTALACION 132,66667
DESCONOCIDA DESCONOCIDO Contar de Avería/ 2
Suma de MVAmin 1205,1 Suma de kVA_int. 28734
Promedio de Duración 42,5
Contar de Avería/ DESCONOCIDA 2
Suma de MVAmin DESCONOCIDA 1205,1
Suma de kVA_int. DESCONOCIDA 28734
Promedio de Duración DESCONOCIDA 42,5
Contar de Avería/ GRANADA A2 5
Suma de MVAmin GRANADA A2 4215,3
Suma de kVA_int. GRANADA A2 63043
Promedio de Duración GRANADA A2 96,6
COCHE A7 Contar de Avería/ 16
Suma de MVAmin 3708,5 Suma de kVA_int. 76201
Promedio de Duración 133,6470
Figura 19. Tabla Circuitos Críticos.
Una vez concluido el estudio descrito anteriormente y ya identificados los
circuitos críticos se comenzó la elaboración de las rutas de inspección siendo afectadas
estas inspecciones a estos circuitos por imprevistos de fuerza mayor, las elecciones
60
presidenciales 2006, razón por la cual el esfuerzo total de Operación y Mantenimiento
se advocó a las inspecciones de los centros de votación y cargas críticas para las
elecciones 2006.
El estudio que se venía realizando para la aplicación de los métodos de
terografía y ultrasonido se acopló a el plan de contingencia establecido por la
Electricidad de Caracas para las elecciones 2006.
Mediciones de Campo Siguiendo los objetivos que estaban previstos evaluar para determinar el mejor
método desde el punto de vista tecno-económico para ser aplicado como técnica de
mantenimiento preventivo se obtuvieron los siguientes resultados:
1. Un análisis de fallas de circuitos subterráneos que se detalla en el “Estudio Y
Selección De Los Circuitos A Evaluar” que sirvió para evidenciar que las fallas
en empates y derivaciones representaban un porcentaje importante de las salidas
de los circuitos, con lo que la metodología usada se convertía en una herramienta
muy útil para las rutinas de mantenimiento preventivo. De igual forma se validó
el resultado de esta estadística con el personal de base.
2. Tal como se explica en “Justificación De Las Técnicas y Equipos a Evaluar” se
definieron 5 criterios para seleccionar y priorizar la aplicación de las diferentes
alternativas de mantenimiento preventivo y predictivo.
3. A través del programa de mantenimiento asociado a cargas críticas y centros de
votaciones se pudo comprobar la factibilidad de la aplicación de las técnicas de
ultrasonido y termografía. Este programa requirió la inspección de 541
instalaciones (Figura 20), y de los circuitos de distribución San Agustín A10 y
Pineda A10 los cuales se presentaban como críticos.
CENTROS DE VOTACION
TOTAL INSPECCIONADOS POR INSPECCIONAR % AVANCE
318 318 0 100%
61
CARGAS CRITICAS ELECCIONES 2006
TOTAL INSPECCIONADOS POR INSPECCIONAR % AVANCE
223 220 3 99%
Figura 20. Tabla de inspecciones realizadas
En la figura 20 se aprecia el total de centros de votación dentro de la Región Centro
y de las cargas críticas el número de centros inspeccionados y los faltantes por
inspeccionar para el momento de tomar los datos.
A continuación se explican con más detalle 3 casos seleccionados de la base de
datos de inspecciones.
Ultrasonido
Las inspecciones de ultrasonido resultaron ser menos productivas en lo que ha
detección de fallas insipientes se refiere que los métodos de termografía. Una de
las razones que explica esta situación es que se requiere mayor tiempo de
inspección y experticia para determinar el origen de la onda sonora. Esto hace
que el operador de la herramienta en muchos casos no realice la prueba
completa. Un ejemplo de una inspección exitosa se observa en la figura 21.
62
Fecha 30 de octubre del 2006
Inspector: José Lagos Hora 10:30:00 a.m.
PD: 37902 T: 3318 UBICACIÓN
75DL1411 1F 3F Banco
Fabricante Serial: 3075085 N° Almacen: 6267 KVA: 750 Año de Fab. Tipo ImpedanciaTranscasa 92 DS
Fabricante Serial N° Almacen KVA Año de Fab. Tipo Impedancia
Fabricante Serial N° Almacen KVA Año de Fab. Tipo Impedancia
Baja Tensión Inspección Visual Otras Anomalías
Tensión V Bocas Grupo 1 Grupo 2 OK MAL NE NA Codo/InducciónX1: 122 v 10 4 x 500 4 x 500 Carcasa y Base Codo sin TierraX2: 123 v Proteccion Catodica Codo AbombadX3: 124 v Sist. N/Pletina Válvula de Drenaje Tanq. Sin Tierra
BushingsConexiones
Alta Tensión Puesta a TierraBajante a tierra
Carga I. TerminalesH1: 10 Codos 200H2: 11H3: 10 Ultrasonido NA
Baja Tensión DB C I NAX1: XX2: XX3: X
Alta Tensión DB C I NAH1: XH2: XH3: 28 X
Termografía
Observaciones generales
FLAUTA 3 DE ARRIBA HACIA ABAJO EN EL 2DO GRUPO FASE AMARILLA PRESENTA RUIDO INTERMITENTE SUPERIOR A LOS 20 DB
RUIDO
Inspección y Pruebas de Transformadores
Figura 21. Planilla de inspección
63
Como se observa en la planilla la intensidad sonora supera los 20
decibeles en forma intermitente en un Terminal de salida del transformador
inspeccionado.
De acuerdo a los criterios de mantenimiento ya establecidos, la acción
asociadas a un ruido intermitente es aumentar la frecuencia de inspección para
determinar la velocidad de deterioro ya que el estado del elemento aun no es
clasificada como crítico.
Para tratar de aumentar la productividad de la herramienta se contactó al
proveedor quien sugirió una serie de aditamentos como por ejemplo micrófono
amplificador, varilla de contacto y una charla técnica para el personal de campo.
Termografía
La herramienta que resultó de mayor utilidad es la aplicación de la
cámara termográfica en las inspecciones preventivas. Dos ejemplos a
continuación de lo encontrado a través de esta técnica. En los informes adjuntos
de cada uno se detalla el análisis particular, la prioridad con que debe ser
atendido y las acciones a tomar. Ver figuras 22, 23 y 24.
64
I N F O R M E D E T E R M O G R A F I A 1
48,7°C
209,5°C
50
100
150
200
SP01
Figura 22 Circuto: Norte A1
Ubicación: 75DL114
PD-719
Cliente: Hospital Vargas
Prioridad: 1
Observaciones: Calentamiento Intenso entre la espiga de baja tensión del
transformador. Y las conchas del terminal de derivación 6 bocas. La temperatura
registrada es de 246°C en el punto, donde el aislamiento se encuentra totalmente
deteriorado. Adicionalmente la estructura tiene un sistema de ventilación muy
deficiente. Tiene losas en vez de rejas, como si fuera un sótano tipo chimenea el cual no
es.
Recomendación: Programar con urgencia el cambio del Trx. DS 500 KVA. Como
también mejorar el sistema de ventilación de la estructura, colocándole rejas en vez de
losas.
Reporte realizado por: Riad El Kenyi A.
65
I N F O R M E D E T E R M O G R A F I A 2
Codo 200 a entrada al pd 43035 fase
3 (roja) 81.2°C
Figura 23
Codo 200 a salida del pd43035
Fase 2 (azul) 56.9°C
Figura 24
Circuito: Santa Rosa A7
Ubicación: 99dl164
Pd 43035
Cliente: Ortopédico Infantil
Prioridad: 1
Observaciones: Recalentamiento de codos tanto en la fase de entrada como en la
salida. Se presume mal contacto entre el pin y el bushing.
Recomendación: Programar con urgencia el cambio de los mismos.
Cambiar interruptor bajo nivel de gas.
Colocar registro de carga al transformador.
28,9°C
86,0°C
40
60
80SP01
29,7°C
57,1°C
30
35
40
45
50
55
SP01
66
Análisis costo beneficio
Para los circuitos en estudio se continuó con los siguientes criterios al momento
de evaluar la conveniencia de aplicarle a la totalidad del mismo un mantenimiento
planeado en lugar de esperar a que falle:
- La inspección completa de un circuito es rentable cuando los ahorros en
costos al evitar la falla superan a los costos de fallas mas los costos de
inspección.
- Los costos de inspección de un circuito se obtienen de sumar los costos de la
mano de obra y equipos durante cuatro días mas los costos de depreciar
linealmente los equipos de Termografía y ultrasonido, OWTS en un período
de 5 años. El valor de cuatro días es un valor promedio para inspeccionar
una red subterránea de acuerdo a la experiencias vividas.
- Los costos de una falla están constituidos por los costos de la energía no
suministrada mas los costos de penalización a cancelar al cliente mas los
costos de localización y reparación (esto incluye los costos de los equipos,
mano de obra y costos administrativos)
- Por lineamiento Corporativo se había decidido incluir en los análisis los
costos de penalización establecidos por la Ley Orgánica del Servicio
Eléctrico de acuerdo a la densidad de carga de los circuitos [2]. Según datos
recogidos, en los dos últimos años se habían destinado mas de 1000
millones de Bs. en la adecuación de los sistemas de la EdeC para dar
cumplimiento a la ley.
- A efectos de simplificar las evaluaciones no se consideraron los costos por
daños asociados a la falla principal es decir se asumió por ej. que si fallaba
un terminal de inserción en media tensión que alimenta un transformador,
este hecho no provocaba otra falla producto de la anterior que ameritara el
cambio del referido transformador.
- Para evaluar los costos de los Paros Programados necesarios para reparar una
falla en forma planeada se tomó como base un estudio estadístico realizado
por la Unidad de Mercadeo de la EdeC que reflejaba que con los medios de
notificación de Paros programados vigentes solo se lograba notificar al 40%
de los clientes afectados. El resto consideraba que el Paro Programado era
una falla. Se tomó el criterio de que mientras no se solucionara esa situación
67
un 60% del tiempo del Paro programado sería considerado como una falla a
efectos de costos de penalización.
- Según datos recogidos los costos de mano de obra y logística durante una
falla son en promedio tres veces superiores a los costos asociados por el
mismo concepto en un Paro Programado destinado a corregir la situación
antes de fallar. Sin embargo en un promedio de tiempo de falla de 4 horas
que es el indicador global de la EdeC , la diferencia entre incluir este dato o
no , era irrelevante frente a los demás costos por lo que se decidió no incluir
este factor en las evaluaciones. Lo que si se consideró fue el hecho de que el
tiempo de preparación y reparación programado es hasta un 50% menor que
el tiempo de localización y reparación en caso de falla.
Se consideró otro lineamiento de la empresa que fue el de intervenir el circuito
que presente una situación fuera de control por ej. Un circuito subterráneo fallando más
de 7 veces al año. Hay que tener en cuenta que estos son lineamientos dados por la
Vicepresidencia de Distribución de la Zona Metropolitana de la Electricidad de Caracas.
Ultrasonido y Termografía
Para hacer un análisis costo beneficio que justifique el uso de las técnicas de
termografía y de ultrasonido en circuitos subterráneos se tomaron las siguientes
premisas.
1) Se asume que en una inspección preventiva del circuito subterráneo se pueden
detectar el 60% de las fallas potenciales con estas herramientas. Dentro del 40% restante
se encuentran las fallas en los cables dentro de la ductería que representa cerca del 16%
y el otro 24% reune a otros factores como el hurto de material, cables dañados por
terceros y fallas en equipos no detectados con las herramientas.
2) La inspección incluye la revisión de otros equipos como transformadores e
interruptores a los cuales se les aplica toma de aceite y detección de fugas,que
representa un costo marginal por estar en el sitio.
3) Aunque no se han implementado las penalizaciones por fallas en los circuitos, la Ley
orgánica para el 2002 establecía esquemas como el de la figura 25
68
Figura 25. Tabla de Penalizaciones
4) Para el análisis se tomará el peor factor (40) en la tabla de penalizaciones (figura 25)
y el costo de falla de la empresa en imagen y marca se iguala a la multa esta premisa
servirá para comparar el gasto en mantenimiento preventivo contra lo gastado o
invertido en proyectos de Imagen y Marca que se llevan en la empresa a través de las
unidades de Comunicaciones Corporativas. Para la comparación se usarían las
relaciones Bs. invertidos o gastados y su impacto en imagen que dispone esta Unidad y
el costo de falla se tomaría como un gasto para deteriorar la Imagen.
5) Como se desconoce la hora de la falla y la energía entregada varía según ella, se usa
el factor de carga de 0,73 parea asumir que para períodos iguales del día se entregan
cantidades iguales de energía.
6) La facturación de los circuitos varía de acuerdo a muchos factores. En la EdeC se
tienen circuitos de alta facturación como los Tamanacos cuya facturación es superior a
los 140 MM Bs. Mensuales.
Etapas de implantación Ocasional ReiteradaEtapa 1 0 0Etapa 2 0 0Etapa 3 20 25Etapa 4 30 40
Factor de penalización
Multa = Energía entregada X Factor de X Precio PromedioBaja Calidad Penalización de la Energía
O & M Región Sureste
69
densidad Facturación mensual de circuitos(Bs)
alta > 180media 80baja < 30
Cálculo
Costo mensual de una cuadrilla de inspección equipada en millones de Bs. 8
Costo mensual de los equipos de termografía y ultrasonido depreciados
linealmente en 5 años (asumiendo valores constantes) 1,916666667
Costos de reparación imprevistos/planificados 3
Frecuencia duración por falla (hr)
Tasa de falla de un circuito subterraneo promedio 3 4
Días por circuito
Rendimiento de una cuadrilla 4
Costo de la inspección de un circuito 2,316666667
fallas evitadas al año por circuito 1,8
horas fuera de servicio evitadas al año 7,2
Facturación por hora de un circuito ajustada por el factor de carga
alta > media baja <
15000 6667 2500
70
Ahorro por evitar energía dejada de vender Ahorro por evitar pérdida de Imagen
alta> media baja < alta> media baja <
108000 48000 18000 4320000 1920000 720000
Ahorro por evitar pérdidas anuales de energía e imagen debido a fallas .
alta> media baja <
4428000 1968000 738000
Aún sin considerar los costos de falla de equipos (transformadores,
interruptores, etc.) que son consecuencia de una primera falla en un codo
terminal por ejemplo o costos de daños a terceros etc. Es ganancia hacer
inspecciones anuales a los circuitos de alta facturación (>180 MM Bs./mes)
En los circuitos con facturación media se justifica el programa cada 1,5 años
y no anual a menos que el número de fallas se duplique
En los circuitos de baja facturación la estrategia es hacer el plan cada 5 años
o inspecciones puntuales siempre que el número de fallas no se quintuplique
OWTS
Premisas
1) Cuando se usa el OWTS se introduce un paro programado de aproximadamente 3
horas.
2) Se asume que un 60% de los clientes no fueron notificados y este paro representa una
falla para ellos
3) Se asume que el circuito fue inspeccionado con termografía y ultrasonido, dejándole
solo al OWTS la detección de fallas en cable
4) Para el cálculo no se consideran otros costos derivados de una primera falla como
pueden ser los costos de falla de equipos (transformadores interruptores etc) que son
consecuencia de una falla en un codo terminal o los costos de daños a terceros etc.
Cálculo
Costo mensual de una cuadrilla de inspección equipada en millones de Bs. 8 Costo mensual del equipo OWTS depreciado linealmente en 5 años
71
(asumiendo valores constantes) 3583333,333 Costos de reparación imprevistos/planificados 3 Frecuencia duración por falla (hr) Tasa de falla de un circuito subterraneo promedio 7 4 Costo de la inspeción de un circuito 3583334 fallas evitadas al año 2,1 horas fuera de servicio evitadas al año 8,4 Horas introducidas por la parada programada 2,4 Facturación por hora de un circuito ajustada por el factor de carga alta > media baja < 15000 6667 2500 Ahorro por evitar energía dejada de vender alta> media baja < 90000 40000 15000 Ahorro por evitar pérdida de imagen alta> media baja < 3600000 1600000 600000 Ahorro anual por evitar pérdidas de energía e imagen alta> media baja < 3690000 1640000 615000
Para que el OWTS sea rentable el circuito debe ser de alta facturación y tener
mas de 7 fallas al año
En los circuitos con facturación media se justifica el programa cada 2 años y no
anual a menos que el número de fallas se duplique ( 14 fallas)
En los circuitos de baja facturación la estrategia es hacer el plan cada 5 años o
inspecciones puntuales siempre que el número de fallas no se quintuplique
72
Si el número de fallas asociadas a cables exclusivamente supera las 3 al año se
justifica el uso del OWTS en circuitos de alta facturación
73
Conclusiones y Recomendaciones 1. Se describen los diferentes métodos de pruebas para detectar condiciones de
fallas potenciales en empates y cables con aislamiento para 15 kV.
2. Se determinó cuales de los métodos provee el mejor resultado desde el punto de
vista técnico y económico para aplicarse como técnica de mantenimiento
preventivo.
3. La EdeC dispone de excelentes mecanismos o procesos para la recolección de
sus estadísticas de fallas, sin embargo se pudo detectar que algunos de los
materiales como por ejemplo CU aislado 1P c/pantalla, reportados como origen
de las mismas eran consecuencia de fallas en otros elementos como lo son los
empates.
4. Las pruebas de termografía y ultrasonido resultaron ser exitosas en la detección
de al menos un 60% de las fallas potenciales en la red subterránea, aunque la
eficacia de las pruebas de ultrasonido se vio disminuida en muchos casos por la
falta de entrenamiento del personal que operó los equipos.
5. El análisis costo-beneficio del uso de las herramientas de termografía y
ultrasonido indica que para circuitos con una tasa de falla promedio de 3 veces al
año y 4 horas de duración arrojo que:
a. Su aplicación es rentable en circuitos subterráneos de alta facturación
(superior a 140 millones de Bs/mes) para inspecciones completas
anuales.
b. Su aplicación es rentable en circuitos subterráneos de facturación media
(entre 140 y 80 millones de Bs/mes) para inspecciones completas cada
año y medio
c. No es rentable programas de inspecciones completas en circuitos
subterráneos de baja facturación (inferior a 80 millones)
6. El análisis costo-beneficio del uso de las herramientas de OWTS indica que para
circuitos subterráneos con una tasa de falla superior a 7 fallas anuales y de
duración de horas es rentable sólo para circuitos de alta facturación
7. Cuando un circuito subterráneo pasa de las 7 fallas anuales debe ser
inspeccionado en su totalidad.
74
8. El análisis costo-beneficio se realizó para circuitos completos sin embargo es
totalmente válida la inspección parcial del circuito, enfocándose en cargas
críticas o de alto impacto como fue el caso del plan elecciones 2006
9. Implementar análisis forenses de los materiales fallados a fin de determinar con
más exactitud el origen de la falla inicial
10. Para continuación de este estudio se recomienda la evaluación de equipos de
descargas parciales XDP10, Mini TEV, etc., que no pudieron ser estudiados
porque el tiempo disponible no era suficiente para un alcance tan amplio.
11. Seguir monitoreando la evolución en precios y en mejoras tecnológicas del
equipo OWTS dado su gran capacidad y eficacia para detectar fallas en cables.
12. Entrenamiento del personal de mantenimiento en el uso del ULTRAPROBE 550
para sacar mayor provecho a la herramienta.
13. Intercambio de experiencias y estadísticas con otras empresas a nivel nacional
como internacional que estén trabajando en esta materia.
14. Hacer mucho énfasis en la capacitación del personal y el control de calidad de
los materiales y equipos a ser instalados en la red subterránea de forma de evitar
fallas por defecto de fabricación e instalación.
15. Investigar sobre las nuevas tecnologías en cámaras termográficas de manera de
aumentar la eficiencia en las inspecciones realizadas.
16. Analizar la conveniencia de aumentar la dotación de equipos de ultrasonido y de
termografía acorde al alto porcentaje de redes subterráneas existentes en la
ciudad de Caracas.
75
Bibliografía [1] http//.www.edc-ven.com, consultada 10/08/06
[2] Evaluación Penalizaciones Norma de Calidad del Servicio Eléctrico. Abril 2002
[3] Norma Covenin 2500-93. Manual para evaluar los sistemas de mantenimiento en la
industria 2005
[4] “RCM and Assets Management” Ing. José Luis del Valle
[5] Manual “El Cambiante Mundo Del Mantenimiento”. Ing. José Luis del Valle.
Electricidad de Caracas 2004.
[6] 400 IEEE GUIDE for Field Testing and Evaluation of the Insulation of Shielded
Power Cable System. IEEE Power Engineering Society. 2002
[7] “Método Alternativo para Evaluar Cables Eléctricos en Media Tensión”. Scarsella,
Christian. Villanueva, Andrés. Tesis de Grado. Facultad de Ingeniería Universidad
Metropolitana. Octubre 2003.
[8] “Condition Assessment of Power Cables Using Partial Discharge Diagnosis at
Damped AC Voltages. OWTS”. Wester, Frank. SebaKMT. 2004
[9] “La Termografía Infrarroja. Uso en Programas de Mantenimiento Predictivo para
Sistemas Eléctricos”. Melián Rodríguez, José Antonio. Universidad Simón Bolívar.
Proyecto de Grado. Septiembre 1994.
[10] “Mantenimiento Predictivo” Franco, Irene. Universidad Gran Mariscal de
Ayacucho. Facultad de Ingeniería. Escuela de Mantenimiento Industrial. Núcleo Ciudad
Guayana. Julio 2004.
76
Índice INTRODUCCIÓN ............................................................................................................ 4
Otras actividades........................................................................................................... 6
Capítulo II. Conceptos de Mantenimiento. ..................................................................... 12
Conceptos de mantenimiento y los objetivos de reducción de costos. ........................... 12
Teoría sobre Mantenimiento ................................................................................... 14
Capítulo III. Descripción de los Equipos Bajo Estudio. ................................................. 32
Descripción de los equipos de un sótano típico evaluado y posibles tipos de fallas ...... 32
Técnicas utilizadas internacionalmente para evaluar los equipos del sótano. ................ 36
Pruebas de voltaje directo [6] ..................................................................................... 36
Métodos y equipos utilizados para las pruebas de voltaje directo ....................... 37
Hipot DC [7] ........................................................................................................... 37
Prueba corriente de fuga contra tiempo [7] ............................................................ 39
Prueba de alto potencial “VA-NO-VA” [7] ........................................................... 39
Prueba de alto voltaje en AC [7] ............................................................................. 39
OWTS [8] .............................................................................................................. 40
TERMOGRAFÍA INFRARROJA .......................................................................... 41
CONCEPTO [9] ..................................................................................................... 41
ESPECTRO ELECTROMAGNÉTICO[9] ............................................................ 41
ESPECTRO INFRARROJO .................................................................................. 42
DESCUBRIMIENTO[9] ........................................................................................ 42
CARACTERÍSTICAS [9] ...................................................................................... 42
USO DE LA RADIACIÓN INFRARROJA EN LA TERMOGRAFÍA [9] .......... 43
VIDICÓN PIROELÉCTRICO [9] ......................................................................... 44
APLICACIONES PARA LAS CÁMARAS PORTATILES [9] ............................ 45
Análisis por ultrasonido [10]. .................................................................................. 47
Justificación de las técnicas y equipos a utilizar ............................................................ 48
Capítulo IV. Evaluación y Análisis de los Resultados. .................................................. 50
Estudio y Selección de los Circuitos a Evaluar .............................................................. 50
Mediciones de Campo .................................................................................................... 60
Análisis costo beneficio ............................................................................................. 66
77
Ultrasonido y Termografía ...................................................................................... 67
Cálculo .................................................................................................................... 69
OWTS ..................................................................................................................... 70
Cálculo .................................................................................................................... 70
Conclusiones y Recomendaciones ................................................................................. 73
Bibliografía ..................................................................................................................... 75
Índice .............................................................................................................................. 76
Índice de Figuras ............................................................................................................ 77
78
79
Índice de Figuras Figura 2. Organigrama área de trabajo ........................................................................... 11
Figura 3. Interruptor sumergible. Aislamiento en gas tipo sf6 ....................................... 32
Figura 4. Transformador en aceite tipo sumergible ........................................................ 32
Figura 5. Interruptor sumergible en aceite llamado “cochinito”. ................................... 34
Figura 6. Interruptor de seccionamiento manual. Dos vías ............................................ 35
Figura 7. Interruptor de seccionamiento y transferencia manual en sf6. Tres vías. ...... 35
Figura 8. Interruptor cuatro vías. Tres posiciones. Sumergible. Aislamiento: aceite..... 35
Figura 9. Conectores modulares dispositivo utilizado para realizar uniones lineales entre
dos o más conductores .................................................................................................... 36
Figura 12 ......................................................................................................................... 52
Figura 13 ......................................................................................................................... 53
Figura 14 ......................................................................................................................... 54
Figura 15 ......................................................................................................................... 55
Figura 16 ......................................................................................................................... 55
Figura 17. ........................................................................................................................ 56
Figura 18 ......................................................................................................................... 57
Figura 19. Tabla Circuitos Críticos ................................................................................ 59
Figura 20. Tabla de inspecciones realizadas .................................................................. 61
Figura 22 ......................................................................................................................... 64
Figura 25. Tabla de Penalizaciones ................................................................................ 68
80
Resumen La Vicepresidencia de Distribución de la C.A. Electricidad de Caracas llevó a cabo la
iniciativa de implantar la técnica de Mantenimiento Basado en la Confiabilidad para
desarrollar sus planes de mantenimiento en la red de media tensión. Aplicando los
principios de Mantenimiento Basado en la Confiabilidad, al estudiar los modos de fallas
en cables, empates y terminaciones de media tensión y sus consecuencias operacionales,
quedaron dos preguntas claves sin responder respecto a las fallas por deterioro del
aislamiento en cables y empates de media tensión; ¿Existe una técnica capaz de detectar
la condición de falla potencial? Y ¿Será el costo de aplicar esta técnica menor que el
costo total de las consecuencias operacionales y reparación de las fallas que debe
prevenir?
La primera etapa dentro del trabajo desarrollado fue la documentación y recopilación de
la información referente a los tipos de cables en media tensión utilizados por la
empresa, aunado a esta investigación, también en esta misma etapa se recolectó
información referente a los tipos de fallas que se presenta en la red de media tensión.
Adicionalmente, durante el desarrollo de la pasantía, se realizó un estudio histórico de
las fallas ocurridas en Región Centro desde septiembre del año 2004 hasta septiembre
del 2006, en niveles de media tensión (5 kV y 12 kV).
En una segunda etapa se documentó y recopiló información referente a los tipos de
pruebas de aislamiento para cables, empates y terminaciones existentes. De esta forma,
se evaluó su posible uso en el área de interés de esta investigación, buscando ampliar la
gama de opciones al momento de decidir cuales serían las técnicas más apropiadas.
A fin de cumplir con los requerimientos de tiempo establecidos por la universidad se
realizó un trabajo en campo en dos etapas (tercera y cuarta) que se llevaron en paralelo.
Estas actividades consistieron en la realización de pruebas en campo usando los
distintos métodos escogidos para las pruebas de aislamiento de cables e investigando
métodos de los cuales no se tiene experiencia ni equipos dentro de la E. de C.
El período de pasantía coincidió con el período electoral por tal motivo las
investigaciones realizadas fueron usadas para garantizar la calidad de servicio exigida a
la E. de C por el Ejecutivo Nacional en el plan de contingencia Elecciones 2006.
Una vez finalizadas todas las etapas descritas con anterioridad comenzó la parte final de
este proyecto el cual consistió del análisis de las pruebas obtenidas para luego presentar
los resultados, las conclusiones y las recomendaciones.