1.- Introducción.-
Es de conocimiento general que hoy en día, la energía eléctrica es necesaria para muchos aspectos de la vida diaria,
ninguna persona está exenta del uso de la energía eléctrica, de una forma u otra, ya sea en su domicilio o en el
trabajo, equipos en funcionamiento, talleres, televisores, oficinas, quirófanos, etc. Esto nos lleva a la conclusión de
que el servicio eléctrico debe ser continuo.
Hay que tomar en cuenta también que este servicio debe ser prestado en las mejores condiciones de calidad, y hoy
en día, existen leyes y sistemas reguladores que velan por el cumplimiento de tales reglamentos por parte de las
empresas del sector eléctrico, tanto en lo referido a la continuidad del servicio como a la calidad del mismo.
Los Sistemas Eléctricos de Potencia (SEP), tienen varios componentes y cada uno con características singulares, y
éstos forman parte importante de todo el sistema, cumpliendo cada uno con sus funciones específicas, diferentes de
los demás componentes, pero importantes para el buen funcionamiento del sistema, tanto en condiciones de calidad
como de continuidad de servicio. Uno de estos componentes son las subestaciones, cuya función es la
interconectar circuitos entre sí, con las mismas características de potencia, aunque con características diferentes en
algunos casos (voltaje y corriente).
Las subestaciones pueden ser de transmisión o de distribución, de alta o de media tensión, y sus componentes, y la
disposición de estos, pueden variar de una subestación a otra, pero las características de los componentes siempre
serán las mismas, y cada uno tendrá también dentro de la subestación, funciones específicas e importantes a la vez.
Existen en una subestación, interruptores, encargados de unir o abrir circuitos entre sí, transformadores de
potencia, encargados de transmitir la potencia de un sistema a otro con las características deseadas de voltaje y
corriente, transformadores de medida, que se encargan de medir las características de la señal eléctrica para fines
de protección y registro, seccionadores, que unen o separan circuitos, bancos de capacitores, que sirven para
compensar la caída de tensión al final de la línea de transmisión, los pararrayos que protegen contra descargas; sólo
para mencionar algunos.
Tomando en cuenta que las subestaciones son un componente importante de los sistemas de potencia, además de
ser los de mayor costo económico, y que la continuidad del servicio depende en gran parte de ellas; es necesario
aplicar a estos sistemas (subestaciones) una adecuada Gestión de Mantenimiento. Esta gestión deberá observar al
mantenimiento preventivo, englobando al mantenimiento predictivo, para revisar con cierta frecuencia el estado de
los equipos, al mantenimiento correctivo para reparaciones o reemplazos preventivos, el cual deberá tener cierta
planificación para intervenciones de emergencia, y al mantenimiento proactivo, para el análisis y revisión periódica
de la gestión, y para la evolución del mantenimiento y sus procedimientos. Todo esto interrelacionado entre sí,
conformando así al Mantenimiento Integrado.
2.- Orientación del Mantenimiento en Subestaciones.-
Al buscar una filosofía aplicable al mantenimiento en subestaciones, se puede encontrar que orientar el
mantenimiento hacia la Disponibilidad de equipos es la más ajustable a los requerimientos y características de este
componente de Sistemas de Potencia. Esta orientación debe estar basada, tal vez, en los argumentos más
utilizables de la filosofía del Mantenimiento Productivo Total (TPM) y del Mantenimiento basado en la
Confiabilidad (RCM). Antes de hablar de los argumentos más aplicables al Mantenimiento en subestaciones, tal
vez sea necesario mencionar por qué ambos tipos de mantenimiento, no son directamente aplicables a
subestaciones, es decir cada uno por sí solo y completamente aplicado a subestaciones.
El TPM es una filosofía de mantenimiento que exige Calidad Total en el trabajo de mantenimiento, lo cual no es
difícil de obtener, pero en consecuencia exige que en los sistemas en los que se aplica esta filosofía, llegar al nivel
de “cero fallas”; sabiendo que en sistemas de potencia la mayor parte de las fallas se deben a factores externos,
muchas veces que escapan al control (condiciones climáticas, por ejemplo), no será posible llegar al nivel de “cero
fallas”, sin elevar considerablemente los costos de operación, y por ende el precio de la unidad de energía eléctrica.
Por otro lado, el RCM es un sistema de mantenimiento que se basa en la Confiabilidad, es decir que el sistema en
el que se aplica el RCM debe continuar con su trabajo normal a pesar del surgimiento de alguna falla i de la
falencia de algún componente del sistema, y esto se logra mediante el reemplazo de dicho componente en el
sistema productivo, sin importar si este reemplazo es similar o no, el punto es que el sistema mantenga su ritmo de
producción. Se sabe que una subestación tiene la función de transmitir la energía eléctrica de un sistema a otro, y
que cada componente de la misma cumple funciones únicas relativas a ese equipo, por tanto, en caso de ausencia
de uno de estos, sin importar la causa, no será posible reemplazar u obviar tal componente para que la transmisión
de energía continúe porque esto podría llevar a fallas mayores, o paradas del sistema, que pudieron haberse evitado
si el componente en cuestión hubiera estado cumpliendo sus funciones.
Pero esto no descarta a los tipos de mantenimiento mencionados para su aplicación en subestaciones, cabe
mencionar que el RCM puede formar parte del TPM aplicado a un sistema productivo; si se analiza, el TPM es una
filosofía que se refiere más al recurso humano del mantenimiento, y su comportamiento en el desarrollo de dicha
función, que al sistema productivo en sí, y el RCM se inclina más al sistema productivo y su confiabilidad. Por
tanto, estos argumentos pueden ser aplicables a cualquier sistema incluyendo subestaciones.
Esto lleva a buscar la Confiabilidad de una subestación, y según lo antes mencionado, para lograr esto deberá
buscarse la Disponibilidad de los equipos de la misma, ya que ‘equipos disponibles cumplen su función, y por tanto
el sistema será confiable’. Para que los equipos estén disponibles, el mantenimiento preventivo jugará un papel
importante, dejando de ese modo, la posibilidad de fallas debidas principalmente a factores externos, es donde el
mantenimiento correctivo deberá jugar su papel, y para el buen desempeño de estos mantenimientos, el personal
deberá comportarse con seguridad, orden y disciplina necesarios, y es donde el TPM se aplica. Pero el
mantenimiento no es estático, es evolutivo, por tanto necesita actualizarse, analizarse y reflexionarse para su
mejora continua, será entonces cuando intervenga el mantenimiento proactivo. Los tres mantenimientos
mencionados, estarán entrelazados entre sí, lo que se convertirá en un mantenimiento integrado, aplicado a
subestaciones.
3.- Mantenimiento integrado.-
En función a lo visto anteriormente, dando al mantenimiento en subestaciones una orientación hacia la
Disponibilidad de equipos, y tomando en cuenta el sistema de trabajo en Sistemas de Potencia (transmisión y
distribución, principalmente), el mantenimiento en subestaciones debe estar integrado, es decir, mirar el
mantenimiento como un conjunto, cuyos componentes serán en mantenimiento preventivo, correctivo y proactivo.
3.1.- Mantenimiento preventivo.-
El mantenimiento preventivo en subestaciones se divide en dos componentes:
-
Inspección visual.
-
Mantenimiento preventivo programado o sistemático.
3.1.1.- Inspección visual.-
Este tipo de mantenimiento se efectúa en forma mensual, sin desenergizar la línea, no utiliza herramientas ni
instrumentos en la mayor parte de los casos, y como su nombre lo indica consiste sólo en inspecciones visuales.
Tiene la finalidad de revisar visualmente el estado exterior de los equipos, anotándose en una planilla los resultados
de dicha inspección.
Las planillas tienen una casilla por fase, es decir, tres para los equipos, en las que se anotan las letras
correspondientes al estado exterior del equipo, según el siguiente criterio:
Llenado de las planillas de inspección
Letra
Significado
Estado
G
Grave.- Significa un estado de avería del
equipo mostrado en el exterior, que
implicará programación de un
mantenimiento correctivo.
Cimientos quebrados, falta de perfiles o pernos de la estructura, perfiles
dañados, conexión a tierra suelta, cables sueltos (no aislados) en el mando,
baja densidad en las celdas del banco de baterías, manchas graves de aceite,
fuga del aislante (SF6, aceite), porcelanas seriamente dañadas, rotas o
fogoneadas, falta de aisladores o seriamente dañados, conductores sueltos o
hebras rotas, iluminación fuera de servicio, falta de fusibles, presencia de
humedad, daños en manómetros, vacuómetros o medidores de temperatura,
radiadores rotos, bajo nivel en las celdas, banco de baterías, averías en
cubicales, silicagel no azul, daños en anillos equipotenciales
L
Leve.- El daño es menor, avería menor
que puede solucionarse cuando se efectúe
el mantenimiento programado
Leve daño en porcelanas, polvo en el mando, daños menores en el mando,
aisladores rajados, manchas leves de aceite o de óxido, polvo en las
porcelanas, falta de señalización de seguridad, el patio no está limpio,
visores de aceite sucios
S
Sin novedad.-Significa que el equipo está
en buen estado, visto exteriormente,
implica la ausencia de los casos antes
señalados.
Existen ciertos ítems que se observan a la hora de hacer una inspección visual, y se registran el estado de estos
ítems en las planillas de inspección, según lo antes mencionado. Para los equipos de una subestación, se tiene:
Transformador de potencia
Construcciones civiles, tanque, conexión a tierra, porcelanas de los bushings, limpieza general, tanque
conservador, radiadores, ventiladores, silicagel, relé Buchholz, cambiador de taps, manómetro, vacuómetro,
nivel de aceite, indicador de temperatura, caja de control, terciario, temperaturas de aceite y bobinas,
Interruptores (aceite, SF6,
vacío, aire)
Fundaciones civiles, estructura, conexión a tierra, porcelanas, indicador de estado, mando, borneras,
calefacción, hermeticidad, fugas de aceite, presión de gas (N2), número de operaciones, hermeticidad
Transformadores de
medida (CT’s, PT’s,
CCPD’s)
Fundaciones civiles, estructura, conexión a tierra, porcelanas, visor de aceite, nivel de aceite, calefacción,
caja de borneras, nivel de N2, capacitor
Seccionadores
Fundaciones civiles, estructura, conexión a tierra, porcelanas, hermeticidad mando, relé de conexión a tierra
Pararrayos
Fundaciones civiles, estructura, conexión a tierra, porcelanas, anillo equipotencial, número de descargas,
conexión de potencia
Banco de capacitores
Fundaciones civiles, estructura soporte, conexión a tierra, malla de seguridad, señalización, aisladores
conexiones, fugas
Banco de baterías
Estructura soporte, conexión a tierra, ventilación, tensión de banco, tensión de cada celda, nivel,
temperatura, densidad
3.1.2.- Mantenimiento preventivo sistemático.-
Consiste en una serie de pruebas a realizar en los equipos para verificar su estado. El trabajo tiene carácter
preventivo, pero también engloba al mantenimiento predictivo, y en algunos casos al correctivo.
El mantenimiento predictivo interviene cuando al efectuar las pruebas al equipo, se llega a conocer su estado actual
y es posible entonces, conocer el estado futuro o anticiparse a las posibles fallas. El mantenimiento preventivo
sistemático se realiza generalmente con línea desenergizada, pero existen algunas técnicas que se pueden aplicar
sin necesidad de desenergizar la línea. En la mayoría de las industrias el mantenimiento programado se efectúa en
días en los que la producción puede ser interrumpida, pero en el caso del servicio eléctrico, ya que su continuidad
no puede ser interrumpida, estos trabajos se programan en días en los que el consumo de energía eléctrica es menor
que los demás, lo que ocurre generalmente los fines de semana. También existen disposiciones de subestaciones
que permiten que algunos equipos puedan ser desenergizados para trabajos de mantenimiento, sin que esto
implique la interrupción del servicio eléctrico, pero de todos modos requerirá de una coordinación con los
responsables de operación. Las técnicas de Mantenimiento Predictivo que se aplican en subestaciones, en base a
recomendaciones de normas internacionales (IEC-76, IEC-72), se detallan a continuación.
Inspección termográfica.- Se utiliza, mediante el empleo de cámaras de termovisión infrarroja, para localizar
defectos por calentamiento, particularmente en piezas de contacto de seccionadores, bornas y grapas de conexión
de los equipos, tomando como referencia la temperatura ambiente y la de otra fase sana. Se aplica mediante un
barrido de todas las conexiones eléctricas en un parque y permite registrar la distribución de temperaturas en un
equipo que se encuentre en las condiciones de régimen normal de servicio.
Medida de tensión de paso y contacto.- En las instalaciones eléctricas se producen de forma circunstancial,
corrientes de defecto a tierra que generan elevaciones del potencial del terreno, que pueden llegar a ser peligrosas
para las personas que trabajen en ellas. Para garantizar que estos potenciales no sean peligrosos, las normas,
definen los valores máximos admisibles de tensión y el método de medida de la tensión de paso y contacto,
mediante inyección de corriente en la red de puesta a tierra. Asimismo, se establece la necesidad de medir las
tensiones que se puedan transferir fuera de la subestación y la determinación de la resistencia de difusión a tierra de
una subestación, recién construida o en funcionamiento, para verificar su estado de conservación con el paso del
tiempo.
Medida de resistencia de contacto.- Las características eléctricas de un contacto, en elementos de maniobra,
dependen del número de interrupciones y de la energía del arco acumulada, ya que provocan el desgaste de sus
componentes, pérdida de presión de contacto y presencia de impurezas al depositarse una película particularmente
aislante en la superficie. Asimismo, los esfuerzos que se producen durante las fallas, la acción del viento y las
vibraciones transmitidas durante las maniobras, empeoran las características mecánicas de los puntos de conexión de los equipos. El control del valor de la resistencia eléctrica en las uniones de conductores que forman un circuito
eléctrico, permite determinar la máxima intensidad que puede circular a través de ellas, sin que se sobrepasen los
límites de calentamiento admitidos para cada tipo de material que componen la unión.
Resistencia dinámica en interruptores.- Debido al diseño de los contactos en algunos interruptores, que
disponen de contactos principales y de arco, se aprovecha durante la realización de la curva de desplazamiento
de los mismos, para registrar de forma continua la caída de tensión en la cámara de corte al inicio y fin de las
maniobras de apertura y cierre.
Resistencia dinámica de los cambiadores de tomas en carga.- Una parte importante de los fallos en los
transformadores de potencia son causados por el envejecimiento de los contactos del cambiador de tomas en
carga (CTC). La inspección del estado de los contactos del selector resulta laboriosa por su ubicación.
Actualmente se está aplicando un nuevo método para diagnosticar el estado de los contactos deslizantes durante
el proceso de conmutación evitando el desmontaje para la inspección, basado en la obtención del oscilograma
correspondiente al cambio de intensidad debido a la influencia del valor de las resistencias que interviene
durante la conmutación en cada toma de regulación de tensión (resistencias de conmutación, contacto y del
arrollamiento correspondiente).
Medida de resistencia de devanados.- La resistencia eléctrica del arrollamiento de los devanados en los
transformadores se altera por la existencia de cortocircuitos entre espiras, defectos térmicos en su aislamiento por
deficiencias en los contactos del regulador en carga del transformador. El control del valor de esta resistencia
facilita la toma de decisiones de mantenimiento, especialmente en intervenciones por avería.
Medidas de tiempos de maniobra.- Una de las principales medidas que se realizan en el mantenimiento de
seccionadores con mando eléctrico o neumático y especialmente en interruptores, consiste en el control de los
tiempos propios requeridos en la realización de maniobra de cierre y apertura. El control de estos valores posibilita
los ajustes precisos para garantizar la correcta operación de los equipos y permite programar adecuadamente la
revisión necesaria para sustituir piezas y componentes.
Sincronismo entre cámaras del interruptor.- La medida del tiempo de maniobra en cada una de las cámaras
del interruptor permite conocer el nivel de sincronismo alcanzado por los contactos, tanto linealmente (entre
cámaras de corte de cada fase) como transversalmente (entre fases) facilitando una información
complementaria del balance de energías en la maniobra.
Tiempo de reposición de energía del mando de accionamiento del interruptor.- En interruptores con
mando a resortes se mide el tiempo de carga de resortes para poder asegurar que las maniobras son realizadas
en condiciones óptimas. En mandos neumáticos es necesario verificar la actuación de los presostatos. Cuando
los tiempos obtenidos difieran o presenten desviaciones significativas con respecto a los valores de referencia,
se procederá a la revisión de los sistemas de carga: motores, compresores, conducciones, conexiones eléctricas,
tensión, etc.
Análisis del gráfico de desplazamiento de contactos en interruptores.- El método de diagnóstico más
utilizado para conocer el estado mecánico de un interruptor se basa en la obtención gráfica de las curvas de
desplazamiento de sus contactos principales durante las maniobras de cierre, apertura y cierre sobre falta. Del
análisis del gráfico realizado en la propia instalación y cuya interpretación se ve ampliamente apoyada
mediante el uso de la telediagnosis, se obtienen los siguientes parámetros de control:
-
Carrera total (recorrido).- Valor definido entre la diferencia desde la posición inicial, antes del comienzo
de la maniobra, hasta la posición final alcanzada al término de dicha maniobra.
-
Penetración de contactos.- Distancia que recorre en la apertura del contacto principal entre la posición de
cerrado y la separación eléctrica de contactos.
-
Velocidad de apertura y cierre.- Se miden en los intervalos del gráfico de desplazamiento indicados por
el fabricante: zona de arco en la apertura y de prearco en el cierre.
-
Amortiguación, sobrerrecorridos y rebotes.- Se analizan en las zonas de referencia del gráfico,
observado si la amortiguación es correcta y no se producen sobrerrecorridos, ni rebotes en número y
amplitud excesivos.
Gráficos de consumo de bobinas y motores.- El control del consumo en las bobinas de apertura contribuye al
conocimiento del estado de los sistemas eléctricos y mecánicos del interruptor, obteniéndose normalmente del
registro gráfico de la intensidad realizado simultáneamente con el registro de desplazamiento de contactos, tiempos
de maniobra, y tensión de alimentación en bornas del armario de mando. El registro del consumo del motor facilita
una información complementaria a la del tiempo de reposición de energía del mando en interruptores y sirve
igualmente para controlar el comportamiento del mando de los seccionadores durante las maniobras.
Medida de contaminación depositada en aisladores.- Estas medidas tratan de determinar el momento en que la
contaminación depositada en el aislador puede alcanzar un valor peligroso, teniendo en cuenta no sólo el tipo de
contaminante sino la incidencia atmosférica y geográfica de la subestación. Para ello, se pueden tomar muestras
sucesivas de la contaminación depositada y prever su evolución, lo que no siempre es fácil, o medir el número y
amplitud de las descargas superficiales mediante un equipo apropiado, cuya información se procesa y registra de
forma continua mediante PC.
Medida de corriente de fuga en pararrayos de ZnO.- Los pararrayos se encuentran sometidos durante el
servicio a la influencia de diferentes sobretensiones, tanto temporales como de maniobra y atmosféricas, que
envejecen sus componentes y pueden causar su avería. La evaluación de los pararrayos de ZnO, puede hacerse a
partir de la medida y control de la componente resistiva de la corriente de fuga que les atraviesa de forma
permanente durante el servicio normal.
<>
 Medida en clase de precisión en transformadores de potencial.- Si bien con el tiempo, la precisión en los transformadores de medida puede verse alterada, en los transformadores de potencial capacitivos se producen con mayor frecuencia variaciones en la relación de transformación debido a la modificación del valor de la capacidad de los condensadores que constituyen el divisor de tensión. La determinación del error de relación de transformación y de ángulo se realiza por comparación de las medidas de tensión registradas, con otro transformador usado como patrón. Análisis del aceite aislante.- Los aceites aislantes son componentes esenciales de un gran número de equipos eléctricos, en particular para transformadores de potencia y de medida. La evaluación del estado del aceite aislante en servicio se efectúa atendiendo a los siguientes índices de control: aspecto y color, contenido en agua, índice de neutralización, factor de pérdidas dieléctricas y tensión de ruptura, así como, cantidad de partículas que por tamaño son contabilizadas. Análisis de gases disueltos en aceite.- Uno de los métodos de diagnóstico que proporciona una indicación anticipada de anormalidades en su comportamiento funcional y permite determinar las medidas que conviene adoptar antes de que el equipo sufra daños más importantes se basa en el análisis cromatográfico de los gases de descomposición del aceite aislante por calentamiento excesivo de ciertos puntos del transformador o por descargas eléctricas en su interior. Según sea la temperatura del punto caliente la energía de las descargas, las proporciones en que se producen los diferentes gases de descomposición son distintas. Por efecto de las solicitaciones térmicas o eléctricas, los aceites aislantes dan lugar a los siguientes gases de descomposición: hidrógeno, metano, etano, etileno, acetileno, monóxido y dióxido de carbono, oxígeno y nitrógeno. Determinando el contenido de cada gas, la valoración global y la relación entre las concentraciones de los diferentes gases y su evolución, se puede conocer no solamente la existencia de un defecto, sino también el tipo del mismo y su importancia. Más recientemente, al análisis mencionado anteriormente se acompaña con la valoración de la concentración de los derivados del furfulaldehído, que resultan de la degradación térmica de la celulosa incorporada en los aislamientos sólidos del transformador. Medidas del ruido y vibraciones.- Estas medidas son útiles para la detección de fallos incipientes en equipos que contengan piezas mecánicas en movimiento o sometidas a vibración por rozamiento con fluidos, campos magnéticos alternos, etc. Medidas de aislamiento eléctrico.- Los aislamientos eléctricos de los equipos de AT constituidos por aceite, porcelana, papel, resinas, gas SF6, etc., son susceptibles de envejecimiento por el paso del tiempo y las condiciones de servicio, dando lugar a una pérdida progresiva de sus características dieléctricas, que requiere el control de su evolución. Este control se lleva a cabo por medio de las técnicas relacionadas a continuación. Medida de resistencia de aislamiento en corriente continua.- Corresponde principalmente a la medida de la conductividad superficial del aislamiento y se utiliza en la detección de un fallo inminente. Facilita la decisión de intervención inmediata, así como el conocimiento de la tendencia a largo plazo de un deterioro progresivo y la estimación global del nivel de aislamiento realmente existente. Medida de la tensión de resorción del aislamiento papel-aceite.- El efecto de polarización de un dieléctrico cuando es sometido a tensión y la medida de la tensión de descarga del aislamiento determina en función del tiempo previo de carga, la curva del espectro de polarización. Este ensayo se utiliza para conocer el grado de envejecimiento del aislamiento de papel impregnado en aceite, influenciado por el contenido de humedad, la temperatura y por la absorción de productos de descomposición. Medida de pérdidas dieléctricas y capacidad.- Con la medida del factor de potencia o tangente del ángulo de pérdidas en aislantes sólidos y líquidos se puede detectar la presencia de un efecto, aunque existan capas de aislante en buen estado en serie con el defectuoso, permitiendo aislar en la medición el efecto del aislamiento externo. La variación de la capacidad de un aislamiento prueba la existencia de condiciones anormales, como presencia de humedad, secciones de condensador cortocircuitadas o interrumpidas. Defectos a tierra del blindaje, deformación de bobinados en transformadores de potencia y deficiencias en condensadores de reparto de tensión entre otras. Medida de descargas parciales.- El envejecimiento de los aislamientos se manifiesta, en ocasiones, por la presencia de descargas de alta frecuencia cuyo trayecto puentea, sólo parcialmente, el aislamiento entre conductores. A ello contribuye de manera importante, además de las sobretensiones, el incremento de temperatura del equipo. La medida de descargas parciales, que desde hace tiempo es una parte esencial de los ensayos de calificación eléctricos y por ello se encuentra muy desarrollada a nivel de laboratorio, puede incurrir en errores de medida en su adaptación a campo, si no se eliminan las señales de interferencia. Esta técnica se utiliza en la actualidad principalmente en el mantenimiento de transformadores, cables de potencia y en subestaciones encapsuladas de SF6. Las técnicas existentes pueden clasificarse de acuerdo con las magnitudes a medir y la unidad de capacitación utilizada, tales como: medida de la intensidad aparente de descarga a tierra en la banda de frecuencia dominante (disponiendo de sensor inductivo para su detección), medida de energía de arco (instalando sensores térmicos en aislamientos de SF6) y detecciones acústicas. Medida de la corriente de excitación en transformadores de potencia.- La medida de la corriente de excitación a tensión reducida puede utilizarse en campo para localizar ciertos defectos relacionados con el aislamiento de la estructura del núcleo y chapas magnéticas, fallos en el aislamiento entre espiras del devanado y deficiencias en los dispositivos de conmutación del regulador de tensión. Medida de la reactancia de dispersión en transformadores de potencia.- El valor de la reactancia de pérdidas a menudo referida al ensayo de impedancia de cortocircuito en laboratorio, es sensible al cambio de la geometría configurada por las líneas de flujo, y su medida en campo, utilizando baja tensión, pede revelar movimientos y deformaciones de los devanados, circuitos abiertos o cortocircuitos entre espiras. Respuesta de los devanados a diferentes frecuencias.- El devanado de los transformadores está formado por una distribución de resistencia, inductancia y capacitancia que presenta una respuesta muy definida en amplitud y fase, a los cambios de frecuencia en baja tensión. El registro y comparación de dichas respuestas para diferentes bancos de frecuencia permite la detección de variaciones en la distancia entre espiras y deformaciones en el devanado. 3.2.- Mantenimiento correctivo.- El mantenimiento correctivo puede considerarse dividido en dos partes: - Mantenimiento correctivo programado. - Mantenimiento correctivo por avería. El mantenimiento correctivo por averías se presenta cuando existe una falla o avería grave de algún o algunos equipos de la subestación, estas averías se presentan por causas ajenas a la voluntad de los responsables de la subestación, y se deben a factores externos: condiciones climáticas, daños de terceros, problemas en la línea de transmisión o distribución. El mantenimiento preventivo programado es una actividad correctiva que implica reparación y reemplazo de piezas que tiene carácter preventivo, ya que en función de las condiciones del equipo o de ciertos parámetros se efectúan las reparaciones con la intención de anticiparse y prevenir daños mayores que afecten a la disponibilidad del equipo. Puede ser debido a las siguientes razones: Número de operaciones.- Es una condición que obliga a la intervención de un mantenimiento correctivo planificado en interruptores. Después de cierto número de operaciones por falla u operaciones manuales de un interruptor, el aislamiento es afectado y los contactos se llenan de cavitaciones en su superficie, debido a los esfuerzos electrodinámicos a los que han estado sometidos, lo que obliga a una intervención en el equipo. Las actividades que se realizan son: Resultados de las inspecciones.- Si los resultados de las inspecciones visuales o termográficas revelan que el estado de algún equipo o de alguno de sus componentes es grave (G) o existen anomalías (A), será necesario programar una intervención en el equipo para efectuar las reparaciones correspondientes. Resultados de mantenimiento predictivo.- Las técnicas de diagnosis aplicadas durante el mantenimiento preventivo programado tienen la finalidad de revelar el estado de los equipos de la subestación, para poder anticiparse a las fallas y averías; si el diagnóstico revela mal estado o menor que el admisible, será necesario programar una intervención. 3.3.- Integración del mantenimiento.-
|
3.4.- Mantenimiento proactivo.-
El mantenimiento proactivo consiste en el estudio de fallas y análisis de la actividad de mantenimiento, para poder
obtener conclusiones y dar sugerencias para mejorar la función de mantenimiento.
El estudio de incidencias y análisis de fallas es una actividad relacionada con la subestación en general. La
programación de esta actividad y su realización dependerá del criterio de la empresa, en función de los problemas
que se desee analizar.
3.4.1.- Grupo de trabajo.-
A cargo de esta actividad podría estar un grupo de trabajo, consistente en un Círculo de Mantenimiento que a su
vez es dirigido por los responsables de mantenimiento. Pueden existir varios círculos de mantenimiento,
encargados de diferentes aspectos del servicio de mantenimiento o de diferentes componentes del sistema.
Los responsables de mantenimiento les darán a los Círculos de Mantenimiento determinados problemas a estudiar,
y éstos se encargarán de elaborar las propuestas y sugerencias para dar solución a los problemas.
El problema o evento objeto de análisis, es estudiado por el CM correspondiente, para esto se le dará al CM
toda la información necesaria.
El CM analiza el problema y obtendrá propuestas de soluciones al respecto, las cuales se plasmarán en un
informe de propuesta de soluciones.
Esta propuesta de soluciones se entrega al responsable de mantenimiento o al cuarto nivel de intervención.
Si las propuestas no son aprobadas, el CM debe analizar nuevamente el problema.
Si las propuestas son aceptadas, éstas se presentan a jefatura, que aprueba la implantación de la propuesta.
Mientras se implantan las propuestas, los CM hacen seguimiento a dicha implantación, con la supervisión del
cuarto nivel o del responsable de mantenimiento.
3.4.2.- Actividades del mantenimiento proactivo.-
Entre las actividades que se realizan en el mantenimiento proactivo, están principalmente:
o
Clasificación de fallas.- Se comienza por la elaboración de una lista de posibles fallas o averías que pudieran
presentarse: información obtenida a partir de los históricos y OT’s de pasadas gestiones, ideas aportadas por los
miembros del grupo de trabajo, ideas obtenidas a partir de cuestionarios respondidos por todos los miembros de
Mantenimiento o Tormenta de Ideas, eventos ocurridos en otras empresas o un Benchmarking. Luego de
elaborada la lista sintetizada, se procede a elaborar un diagrama Causa-Efecto, también conocido como
diagrama de Ishikawa, a partir de éste se pueden clasificar los eventos.
o
Determinación de recursos del mantenimiento correctivo.-
La determinación de recursos el mantenimiento
correctivo, consiste en preparar anticipadamente, un listado de recursos necesarios en caso de que se presenta
algún tipo de falla que requiera la intervención del mantenimiento correctivo, en otras palabras, consiste en
saber “lo que se necesita tener a mano” según el caso que se presente. En base a la clasificación de posibles
fallas como en el inciso anterior, se puede elaborar una lista de “síntomas” o datos que se podrían tener en caso
de que ocurriese una falla cualquiera, previamente seleccionada por el grupo de trabajo, luego se determinan
los recursos necesarios para la atención de dicha falla, se hace lo mismo con otras fallas, similares o no, luego
se puede tener un listado de recursos necesarios para mantenimiento correctivo, se pueden clasificar los
mantenimientos correctivos en grupos según los recursos que consuman, y lo más útil de este trabajo es que,
según los “síntomas” podrá saberse qué recursos son indispensables, necesarios y no necesarios.
o
Identificación de elementos o eventos más frecuentes.-
El estudio de incidencias permitirá identificar
aquellos eventos o elementos que se presentan con mayor frecuencia para priorizar su atención, y de esta
manera estudiar la reducción de sus efectos e incidencias. Para esto se utiliza una herramienta denominada
análisis de Pareto. El método de Pareto consiste en una serie de pasos que finalizan en la clasificación de
eventos en clases de prioridad. Este análisis podría ayudar a establecer gastos innecesarios y no detectados,
gastos sobredimensionados, peor en especial a ver los problemas que requieren mayor atención, o atención
inmediata.
o
Reprogramación de actividades.-
El mantenimiento no sólo consiste en seguimiento de procedimientos y
recomendaciones, sino que también debe tener la tendencia a ser menos costoso en cada gestión. Algunas
veces el tiempo programado no resulta suficiente para realizar todas las actividades planificadas para cierto
equipo o circuito, esto puede solucionarse incrementado el tiempo programado para las intervenciones, o
reduciendo las actividades (pruebas) a realizar. El primer caso no es muy aplicable en sistemas eléctricos, ya
que prolonga la interrupción del servicio, lo cual trae sus respectivas consecuencias a la empresa. El segundo
caso es más aplicable, aunque requiere de un estudio previo, no consiste en la eliminación de actividades, sino
en el cambio de frecuencia de la realización de las mismas, es decir que algunas actividades podrían realizarse
anualmente, y otras con otra frecuencia, por ejemplo, tri anual. El mantenimiento proactivo en este caso actúa
también como preventivo al determinar los tiempos mínimos y máximos aceptables para la realización de
ciertas pruebas en equipos específicos. Este análisis se efectúa luego de realizadas las actividades de
mantenimiento programado, y es un proceso que requiere tiempo, incluso años, para la obtención de
conclusiones. Las ventajas de la reprogramación de actividades es que reducen tiempos y costos de
mantenimiento preventivo, ya que al no tener que efectuarse ciertas pruebas anualmente, se reduce la cantidad
de instrumentos y personal necesarios para dicha actividad.
4.- Conclusiones.-
Al mantenimiento en subestaciones se convierte en una función importante dentro de las empresas del sector
eléctrico, debido a que de un correcto mantenimiento, y de la reducción de fallas mediante la prevención,
dependerá la continuidad del servicio eléctrico. Es sabido que no se podrán reducir a cero las fallas de un sistema
eléctrico, pero lo importante será evitar la ocurrencia de aquellas fallas que pudieron haberse prevenido, en especial
las que pudieron causar serias averías o la destrucción de los equipos de la subestación, por ser estos de elevado
costo y además de que su reemplazo o reparación implica la movilización de recursos humanos y materiales, con
su consecuente costo económico, sin mencionar el tiempo de parada del servicio y las multas que esto podría
implicar. El mantenimiento preventivo, adecuadamente orientado, se encargaría de prevenir estas consecuencias.
Aún así, en caso de presentarse un incidente que requiera la intervención del mantenimiento correctivo, éste deberá
efectuarse de manera ordenada y eficiente, para evitar retrasos por imprevistos y lograr reestablecer el servicio lo
antes posible, es por eso necesario planificar el mantenimiento correctivo, aunque no se puede planificar cuándo y
dónde podría presentarse una falla o una avería, si se puede planificar cómo estar preparados para tal eventualidad,
en cuanto a recursos y procedimientos, incluso podría tenerse un software para tal finalidad.
El Mantenimiento no es estático, como cualquier ingeniería debe estar en constante evolución, por lo cual, una
gestión de mantenimiento, aplicada a cualquier sistema, deberá estar siempre bajo análisis y revisión de
procedimientos, que es donde entra el mantenimiento proactivo, el cual, mediante herramientas de toma de
decisiones, procedimientos para análisis de problemas y proposición de soluciones, en la formación de grupos de
trabajo, denominados Círculos de Mantenimiento (adaptación de los Círculos de Calidad, usados en TQC), o
mediante la función de Planificación y Desarrollo de Mantenimiento, sirven para este fin, la evolución del
Mantenimiento.
EQUIPO:
*OSCAR AGUSTIN OROZCO TADEO---------100%
*OCTAVIO NAJAR JIMENEZ-------------------100%
*MISAEL MARTINEZ MONTAÑO-------------100%
PROFE EL ALUMNO LUIS FERNANDO LOPEZ DIMAS
ResponderEliminarNO TRABAJO