UNIVERSIDAD SIMN BOLVAR

DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES COORDINACIN DE TECNOLOGIA E INGENIERIA ELCTRICA

DISEO DE UN PLAN DE MANTENIMIENTO BASADO EN CONFIABILIDAD PARA EL CIRCUITO PROPATRIA B2.

Por: Ivn Gabriel Gonzlez Lobo

INFORME DE PASANTA Presentado ante la Ilustre Universidad Simn Bolvar

Como requisito parcial para optar al ttulo de Ingeniero electricista

Sartenejas, noviembre 2012.

UNIVERSIDAD SIMN BOLVAR

DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES COORDINACIN DE TECNOLOGIA E INGENIERIA ELCTRICA

DISEO DE UN PLAN DE MANTENIMIENTO BASADO EN CONFIABILIDAD PARA EL CIRCUITO PROPATRIA B2.

Por: Ivn Gabriel Gonzlez Lobo

Realizado con la asesora de: Tutor Acadmico: Julio Montenegro

Tutor Industrial: Freddy lvarez

INFORME DE PASANTA Presentado ante la Ilustre Universidad Simn Bolvar

Como requisito parcial para optar al ttulo de Ingeniero Electricista

Sartenejas, noviembre 2012

IV

V

DISEO DE UN PLAN DE MANTENIMIENTO BASADO EN

CONFIABILIDAD PARA EL CIRCUITO PROPATRIA B2.

Elaborado por: Ivn Gabriel Gonzlez Lobo

RESUMEN

En este trabajo se presenta el diseo de un plan de mantenimiento para el circuito de

distribucin PROPATRIA B2 perteneciente a la regin Oeste de CORPOELEC, a cargo del

centro de servicio La Yaguara. Para su diseo se empleo la metodologa del mantenimiento

basado en confiabilidad o RCM (Reliability Centered Maintenance). Se analizaron los

indicadores de confiabilidad (SAIDI Y SAIFI) del periodo comprendido entre 01/01/2010 al

31/03/12, los cuales justifica aplicarle el plan al circuito PROPATRIA B2. Luego se aplic la

metodologa del RCM, con lo cual se generaron dos documentos: la hoja de informacin y la hoja

de decisin del RCM. A partir de ambos se realizo su anlisis y se procedi a elaborar la

propuesta del plan de mantenimiento, el cual se recomend aplicar lo antes posible,

preferiblemente aplicarlo en el trmino de un ao. Al culminar el diseo del plan se plantearon

una serie de recomendaciones, para aplicarlas en el centro de servicio La Yaguara, de manera tal

que pueda mejorarse el desempeo del personal y lograrse un mejor registro de la informacin y

facilitar el diseo de planes de mantenimiento futuros.

VI

INDICE GENERAL RESUMEN .................................................................................................................................V

INDICE DE FIGURAS ........................................................................................................... VIII

INDICE DE GRAFICOS .......................................................................................................... IX

INDICE DE TABLAS .............................................................................................................. IX

INDICE DE ANEXOS ................................................................................................................X

LISTA DE ABREVIATURAS. ................................................................................................. XI

INTRODUCCION ...................................................................................................................... 1

CAPITULO I .............................................................................................................................. 3

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA..................................................................................... 3

1.1. Antecedentes................................................................................................................. 3

1.2. Justificacin .................................................................................................................. 6

1.3. Objetivo general ........................................................................................................... 7

1.4. Objetivos especficos .................................................................................................... 7

1.5. Limitaciones y alcance. ................................................................................................. 8

CAPITULO II ............................................................................................................................. 9

RESEA DE LA EMPRESA CORPOELEC ............................................................................ 9

2.1. Descripcin de la empresa............................................................................................. 9

2.2. Resea histrica ............................................................................................................ 9

2.3. Misin ........................................................................................................................ 10

2.4. Visin ......................................................................................................................... 10

2.5. Valores corporativos ................................................................................................... 10

2.6. Organigrama del centro de servicio La Yaguara .......................................................... 12

CAPITULO III ......................................................................................................................... 13

MARCO TEORICO .................................................................................................................. 13

3.1. Indicadores de confiabilidad ....................................................................................... 13

3.1.1. SAIFI................................................................................................................... 13

3.1.2. SAIDI .................................................................................................................. 14

3.2. Descripcin del circuito PROPATRIAB2: .................................................................. 15

3.3. Ubicacin de equipos .................................................................................................. 18

3.4. Equipos que conforman el circuito PROPATRIA B2 .................................................. 18

3.4.1. Seccionador sin fusibles (CU) .............................................................................. 19

3.4.2. Interruptor trifsico de transferencia automtica (RAD). ...................................... 20

3.4.3. Transformador tipo Pedestal (PADTE). ............................................................... 23

VII

3.4.4. Seccionador con fusible (SF). .............................................................................. 24

3.4.5. Interruptor sumergible en aceite (CO200). ........................................................... 27

3.4.6. Aislador. .............................................................................................................. 29

3.4.7. Descargador de sobretensin. ............................................................................... 30

3.5. Mantenimiento centrado en confiabilidad o RCM. ...................................................... 31

3.5.1. Descripcin de funciones y contexto operacional. ................................................ 32

3.5.2. Definir fallas funcionales o estados de falla......................................................... 33

3.5.3. Anlisis de modos y efectos de falla (AMEF). ..................................................... 33

3.5.4. Consecuencias de las fallas. ................................................................................. 35

3.5.5. Nmero de prioridad de riesgo ............................................................................. 37

3.5.6. Tareas proactivas. ................................................................................................ 40

3.5.7. Acciones a falta de. .............................................................................................. 41

3.5.8. Tipos de mantenimiento ....................................................................................... 41

3.5.9. Diagrama de decisin de RCM............................................................................. 43

CAPITULO IV ......................................................................................................................... 49

DESARROLLO DEL PROYECTO .......................................................................................... 49

4.1. Justificacin del proyecto. ........................................................................................... 49

4.1.1. Indicadores de confiabilidad .................................................................................... 49

4.2. Diseo del plan de mantenimiento basado en confiabilidad. ........................................ 52

4.2.1. Funciones de equipo y contexto operacional ............................................................ 52

4.2.2. Fallas funcionales .................................................................................................... 52

4.2.3. Anlisis de modos y efectos de falla. ....................................................................... 52

4.2.4. Hoja de informacin del RCM ................................................................................. 53

4.2.5. Numero de prioridad de riesgo ................................................................................ 55

4.2.6. Hoja de decisin del RCM. ...................................................................................... 59

CAPITULO V........................................................................................................................... 63

ANALISIS DE RESULTADOS. ............................................................................................... 63

5.1. Propuesta de mantenimiento ....................................................................................... 63

5.2. Plan de mantenimiento ................................................................................................ 65

CAPITULO VI ......................................................................................................................... 71

SEGUIMIENTO DEL PLAN DE MANTENIMIENTO. ........................................................... 71

6.1. Registro de fallas. ....................................................................................................... 71

6.2. Incorporacin o sustitucin de equipos en la red. ........................................................ 72

6.3. Orden de trabajo ......................................................................................................... 73

VIII

6.4. Evaluacin del mantenimiento .................................................................................... 74

6.4.1. ndices de evaluacin para control de trabajo (CT) ................................................. 74

6.4.1.1. Promedio de ordenes de trabajo recibidas o emitidas por da. ............................... 74

6.4.1.2. Eficacia de los ejecutores de las rdenes de trabajo. ............................................. 74

6.4.1.3. Eficiencia de la funcin planificacin................................................................... 74

6.4.1.4. Eficiencia de la organizacin de mantenimiento. .................................................. 75

6.4.1.5. Porcentaje de atraso del trabajo. ........................................................................... 75

6.4.1.6. Porcentaje de tiempo planificado. ........................................................................ 75

6.4.1.7. Porcentaje de sobretiempo. .................................................................................. 75

6.4.1.8. Porcentaje de tiempo para atender averas. ........................................................... 75

6.4.1.9. Fallas atendidas.................................................................................................... 75

6.4.1.10. Parada y operacin ............................................................................................... 75

CONCLUSIONES .................................................................................................................... 77

RECOMENDACIONES ........................................................................................................... 79

REFERENCIA BIBLIOGRAFICA ........................................................................................... 80

ANEXOS .................................................................................................................................. 81

INDICE DE FIGURAS

Figura 3.1 Plano circuito PROPATRIA B2. .............................................................................. 16

Figura 3.2 Plano PROPATRIA B2, Autopistas Caracas-La guaira. ............................................ 16

Figura 3.3 Plano PROPATRIA B2, interconexin AUTOPISTA A2. ........................................ 17

Figura 3.4 Plano PROPATRIA B2, interconexin PROPATRIA B1. ........................................ 17

Figura 3.5 Identificacin de equipos .......................................................................................... 18

Figura 3.6 Seccionador sin fusibles ........................................................................................... 19

Figura 3.7 Smbolo Seccionador................................................................................................ 19

Figura 3.8 Partes de Interruptor de Transferencia Automtica. ................................................. 21

Figura 3.9 Interruptor de Transferencia Automtica. ................................................................. 22

Figura 3.10 Diagrama Unifilar de Interruptor de Transferencia Automtica............................... 22

Figura 3.11 Smbolo Interruptor de Transferencia Automtica. ................................................. 22

Figura 3.12 Transformador Tipo Pedestal. ................................................................................. 23

Figura 3.13 Smbolo Transformador Tipo Pedestal. ................................................................... 23

Figura 3.14 Seccionador con Fusible. ........................................................................................ 25

Figura 3.15 Smbolo Seccionador con Fusible. .......................................................................... 25

IX

Figura 3. 16 Interruptor Sumergible en Aceite. .......................................................................... 28

Figura 3. 17 Smbolo Interruptor Sumergible en Aceite. ............................................................ 28

Figura 3.18 Partes de Interruptor Sumergible en Aceite. ............................................................ 28

Figura 3. 19 Materiales de aislador de Porcelana. ...................................................................... 29

Figura 3.20 Aislador de Porcelana. ............................................................................................ 29

Figura 3.21 Aislador Polimrico................................................................................................ 30

Figura 3.22 Descargador de Sobretensin. ................................................................................. 30

Figura 3. 23 Poste habitual de una red de Distribucin. ............................................................. 31

Figura 3.24 Hoja de decisin del RCM. ..................................................................................... 44

Figura 3.25 Diagrama de decisin. ............................................................................................ 45

Figura 3.26 Referencia entre hoja de informacin y hoja de decisin. ........................................ 46

Figura 3.27 Como se registran las consecuencias de falla en la hoja de decisin. ....................... 46

Figura 3.28 Consecuencias de falla en resumen ......................................................................... 47

Figura 3.29 Las preguntas a falta de. ...................................................................................... 48

Figura 5.1 Calendario Plan de Mantenimiento. .......................................................................... 69

Figura 5.2 Calendario Plan de Mantenimiento. .......................................................................... 70

INDICE DE GRAFICOS

Grafico 4. 1 Porcentaje de Indicadores por S/E. ......................................................................... 50

Grafico 4. 2 Porcentaje de indicador SAIDI de circuitos de S/E PROPATRIA. ......................... 51

INDICE DE TABLAS

Tabla 3.1 Seccionadores sin fusible en PROPATRIA B2. ......................................................... 20

Tabla 3.2 Interruptores de Transferencia Automtica en PROPATRIA B2 ................................ 23

Tabla 3.3 Transformadores Tipo Pedestal en PROPATRIA B2 ................................................. 24

Tabla 3.4 Seccionador con Fusible en PROPATRIA B2. .......................................................... 25

Tabla 3.5 Interruptores Sumergibles en Aceite en PROPATRIA B2. ......................................... 29

Tabla 3.6 ndice de Gravedad de falla ....................................................................................... 37

Tabla 3.7 ndice de Ocurrencia de falla. .................................................................................... 39

Tabla 3. 8 ndice de Detectabilidad de fallas ............................................................................. 39

Tabla 4. 1 Indicador SAIFI 20120-2012 .................................................................................... 49

Tabla 4. 2 Indicador SAIDI de circuitos de S/E PROPATRIA 2010-2012 ................................. 51

Tabla 4.3 Hoja de Informacin del RCM para el circuito PROPATRIA B2. .............................. 56

Tabla 4.4 Nmero de Prioridad de Riesgo. ................................................................................ 58

X

Tabla 4.5 Hoja de Decisin Seccionador Sin Fusibles. .............................................................. 61

Tabla 5.1 Propuesta Seccionador sin fusible. ............................................................................. 64

Tabla 5. 2 Plan de mantenimiento PROPATRIA B2 .................................................................. 65

Tabla 5.3 Hoja de Registro de Falla........................................................................................... 72

Tabla 5.4 Hoja de Incorporacin o Sustitucin de equipos. ........................................................ 72

Tabla 6.1 Orden de Trabajo ....................................................................................................... 73

INDICE DE ANEXOS

Tabla A.1 Hoja de Informacin del RCM para todos los activos del circuito PROPATRIA B2 . 82

Tabla A.2 Nmero de Prioridad de Riesgo de todos los activos. ...............................................120

Tabla A.3 Hoja de Decisin Seccionador Sin Fusibles. ............................................................142

Tabla A.4 Hoja de Decisin Seccionador Interruptor de Transferencia Automtica. .................143

Tabla A.5 Hoja de Decisin Transformador tipo Pedestal. ........................................................144

Tabla A.6 Hoja de Decisin Seccionador Con Fusibles ............................................................145

Tabla A.7 Hoja de Decisin Interruptor Sumergible en Aceite. ................................................150

Tabla A.8 Hoja de Decisin Seccionador Aisladores. ...............................................................153

Tabla A.9 Hoja de Decisin Descargador de Sobretensiones ....................................................154

Tabla A.10 Hoja de Decisin Transformador tipo Intemperie. ................................................154

Tabla B.1 Propuesta Seccionador sin fusible ............................................................................155

Tabla B.2 Propuesta Interruptor de transferencia automtica. ...................................................156

Tabla B.3 Propuesta Transformador tipo pedestal.....................................................................156

Tabla B.4 Propuesta Seccionador con fusible. ..........................................................................157

Tabla B.5 Propuesta Seccionador sin fusible. ...........................................................................158

Tabla B.6 Propuesta Aislador. ..................................................................................................159

Tabla B.7 Propuesta Descargador de Sobretensiones. ...............................................................159

Tabla B.8 Propuesta Seccionador sin fusible. ...........................................................................159

XI

LISTA DE ABREVIATURAS.

CORPOELEC: Corporacin Elctrica Nacional.

RCM: Reliability Centered Maintenance.

S/E: Sub Estacin.

SAIDI: System Average Duration Frequency Index.

SAIFI: System Average Interrupcin Frequency Index.

SIMIP: Sistema Integrado de Mantenimiento de la informacin de los Planos.

SEN: Sistema Elctrico Nacional.

MPPEE: Ministerio del Poder Popular para la Energa Elctrica.

PD: Proteccin de distribucin.

ID: Interrupcin de distribucin.

AMEF: Anlisis de Modos y Efectos de Falla.

NPR: Numero de Prioridad de Riesgo.

M.T: Media Tensin.

B.T: Baja Tensin.

1

INTRODUCCION

La empresa CORPOELEC es una compaa Venezolana encargada de realizar las

actividades de Generacin, Transmisin, Distribucin, Comercializacin de potencia y energa

elctrica en todo el territorio nacional. Su objetivo es brindar un servicio elctrico de calidad,

eficiente y confiable, que garantice el desarrollo y el buen vivir de nuestro pas, para lograr esto

entre otras actividades es muy importante realizar el mantenimiento adecuado y oportuno a los

distintos sectores del Sistema Elctrico Nacional.

A lo largo de los ltimos aos los costos de operacin y mantenimiento en la industria

elctrica han aumentado de una manera significativa, esto en parte es debido al surgimiento de

nuevas tecnologas y necesidades, lo cual ha motivado el surgimiento de innovadoras tcnicas,

filosofas y metodologas orientadas tanto a satisfacer estas necesidades como a dar un mejor uso

de los recursos orientados al mantenimiento. Entre estas tcnicas destaca el Mantenimiento

Centrado en Confiabilidad, El mantenimiento Productivo Total y El anlisis Causa Raz; todas

estas orientadas a aumentar la confiabilidad y disponibilidad del servicio, estas tcnicas permiten

enfocar la atencin hacia problemas tanto crnicos como espordicos.

El presente trabajo de pasanta plantea disear un plan de mantenimiento basado en

confiabilidad para el circuito de distribucin PROPATRIA B2, perteneciente a la regin Oeste de

CORPOELEC, cuya justificacin est fundamentada en los indicadores usados por la empresa

(SAIDI y SAIFI), en el perodo 01/01/2010 al 31/03/12. Todo esto con el objetivo principal de

aumentar la confiabilidad y disponibilidad del servicio mediante la seleccin de tareas que

garanticen la relacin ptima costo/beneficio.

Para alcanzar este objetivo principal fue necesario plantear una serie de objetivos

especficos los cuales implicaron las siguientes actividades:

Determinar el comportamiento ante fallas del circuito PROPATRIA B2, esto con el

fin de conocer las caractersticas y funciones de los equipos en su contexto operacional e

identificar los ms fallados, para luego realizar un anlisis de las causas y efectos que originan

estas fallas.

2

Establecer las caractersticas del entorno del circuito, la finalidad de esto fue

establecer las condiciones actuales del circuito mediante una inspeccin en campo del mismo.

Procesar la informacin recopilada, con el propsito de consolidar y revisar la

informacin obtenida.

Analizar los datos tcnicos y los obtenidos en campo, se realiza con el objetivo de

seleccionar las actividades a ejecutar en el plan de mantenimiento y poder disear su esquema de

ejecucin.

Realizar conclusiones y recomendaciones, con esto se consolido el plan de

mantenimiento y se realizaron las recomendaciones pertinentes.

El presente informe fue elaborado en un periodo de (20) semanas (Abril- Agosto del 2012),

se llevo a cabo en la empresa CORPOELEC, y el mismo se divide en 4 partes Planteamiento del

problema, Desarrollo, Anlisis de resultados y Conclusiones desarrolladas a lo largo de VI

Captulos.

3

CAPITULO I

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.

El centro de servicio La Yaguara, encargado de la red de distribucin de la regin Oeste de

CORPOELEC, atiende circuitos en los cuales el nmero de interrupciones y la duracin de las

mismas representa un grave problema, que afecta tanto al usuario como a la empresa. Una de las

soluciones a este problema consiste en mejorar los planes de mantenimiento actuales, ya que hoy

en da en la empresa solo se realiza mantenimiento correctivo, esto puede lograrse a travs de la

implementacin de planes de mantenimiento basados en nuevas tcnicas como lo es el caso del

mantenimiento basado en confiabilidad. El mantenimiento basado en confiabilidad ha causado

aceptacin dentro de las industrias, ya que se obtienen grandes beneficios con muy bajas

inversiones. Es por ello que para la realizacin del presente informe de pasanta se decidi

disear un plan de mantenimiento basado en esta metodologa, por lo cual se consulto una serie

de referencias bibliogrficas relacionadas con el tema, a fin de obtener informacin referencial.

1.1. Antecedentes

Entre las referencias encontradas mencionamos las siguientes:

Diseo de un plan de mantenimiento centrado en confiabilidad (MCC) para

sistemas de aire en plantas de extraccin de lquidos del gas natural (SALAZAR, 2009). En

este trabajo se planteo el diseo de un plan de mantenimiento centrado en confiabilidad,

para la planta de extraccin del gas natural San Joaquin, en dicho trabajo se realiz un

diagnstico actual de la situacin del sistema y se aplic un anlisis de criticidad con el

objetivo de enfatizar los recursos a los componentes de mayor relevancia, luego se realiz

un Anlisis de Modos y Efectos de Falla, se registr en la hoja de informacin del RCM y

se seleccion el tipo de mantenimiento empleando el rbol lgico de decisin. Las tareas de

mantenimiento que se propusieron en este trabajo fueron variadas, entre las cuales

figuraban tareas a condicin, reacondicionamiento cclico, sustitucin cclica y bsqueda de

4

falla.

Diseo de un plan de mantenimiento elctrico y de instrumentacin para las gras

Cambiadoras de nodos en la V lnea de CVG VENALUM (Figueroa, 2010). En esta

investigacin se presenta el diseo de un plan de mantenimiento elctrico y de instrumentacin

para las gras Cambiadoras de nodos en la V lnea de la empresa CVG VENALUM, esta es una

empresa del estado Venezolano, encargada de producir y comercializar el aluminio primario. La

V lnea es un sector de la planta donde se encuentran instaladas una serie de celdas y gras

cambiadoras de nodos, utilizadas en el tratamiento del aluminio, en esta rea se incrementaron

los costos de mantenimiento por lo que se decidi disear un nuevo plan de mantenimiento. En

este trabajo se describieron los subsistemas y equipos que componen las gras cambiadoras de

nodos, luego a travs de un anlisis de Pareto se identifico los subsistemas con mayor numero de

fallas y se evalu la criticidad de las mismas, trabajaron con un historial de fallas comprendido

entre el periodo 2009-2010, realizaron un Anlisis de Modos y Efectos de Falla de los

subsistemas mas crticos y finalmente elaboraron un programa de mantenimiento para las gras.

A raz de este trabajo se encontr que la falta de prcticas operativas y las condiciones

ambientales en las que se encuentran las gras, son las causas del deterioro excesivo y la

ocurrencia frecuente de fallas.

Planificacin a corto plazo basado en los indicadores SAIDI, SAIFI y CAIDI de los

circuitos ms crticos de la regin centro de La C.A La Electricidad de Caracas-Zona

Metropolitana (Casanova, 2008). En este trabajo se planteo mejorar los indicadores de

confiabilidad SAIDI, SAIFI y CAIDI de 29 circuitos en estado critico de la zona Metropolitana

de la EDC regin centro. Para esto realizaron estudios operativos de los circuitos seleccionados

tomando en cuenta: Las interrupciones, considerando el tiempo de reparacin y la tasa de salida

de los circuitos, las causas y sntomas de las interrupciones, el diseo de los circuitos segn

normas, condiciones en operacin normal y emergencia de los circuitos, los tipos de carga y los

indicadores de confiabilidad de los circuitos. Basados en todo esto, plantearon una serie de

soluciones orientadas a mejorar los indicadores de confiabilidad.

A raz del estudio realizado encontraron que la mayora de los circuitos de la EDC zona

Metropolitana se encuentran sobrecargados, las subestaciones resultan insuficientes para servir a

toda la poblacin de esta regin y existen una gran cantidad de equipos obsoletos que no

permiten el funcionamiento ptimo de la red. Como resultado de la aplicacin de la propuesta

5

realizada en este trabajo, lograron mejorar los indicadores SAIFI, SAIDI, CAIDI en la mayora

de los circuitos.

Revisin de los indicadores de calidad del servicio elctrico (Neira y Matas 2005). Este

trabajo expone una serie de factor que deben tomarse en cuenta para regular la calidad del

servicio elctrico. Los autores plantean que la misma debe medirse de forma fiable y objetiva

mediante ndices, y las regulaciones del servicio deben implementar mecanismos que la lleven

desde el nivel existente, hasta el nivel objetivo. La calidad del servicio se evala segn: La

continuidad del suministro, la calidad de la onda y la atencin comercial al cliente. Este trabajo

realiza una descripcin terica de los ndices seleccionados para evaluar la calidad del servicio,

como es el caso de los ndices SAIFI, SAIDI, CAIDI, CAIFI, ASIFI, ASIFI entre otros, expone

su metodologa de calculo y una serie de valores referenciales de los mismos basados en normas.

Modelo de mantenimiento centrado en Confiabilidad para el sistema elctrico del tren

Caracas-Cua. (Lpez, 2010). En este trabajo se plantea el diseo de un plan de mantenimiento

basado en confiabilidad, para el sistema elctrico de la lnea frrea que opera en el tramo

Caracas-Tuy, administrada por el Instituto de Ferrocarriles del Estado (IFE). El trabajo presento

una descripcin del sistema elctrico de las lneas frreas, las caractersticas de diseo y sus

normas de operacin. Inmediatamente despus que describen estos puntos, comienzan con el

desarrollo de la metodologa, para el diseo del plan de mantenimiento basado en confiabilidad,

la cual consisti en: Realizar un inventario de los equipos y sus manuales, definir el contexto

operacional, funciones y posibles fallas de cada activo, aplicar un Anlisis de Modos y Efectos de

Falla. Esta informacin la registraron en la hoja de informacin del RCM, luego aplicaron un

anlisis de criticidad de las fallas, para poder determinar cuales eran las mas criticas y darle

prioridad a la hora de atenderlas, por ultimo con la ayuda del rbol lgico de decisiones,

determinaron las tareas de mantenimiento para cada activo fsico, estas tareas fueron registradas

en la hoja de decisiones del RCM. A raz del estudio realizado propusieron un plan de

mantenimiento para el ao 2010, el cual permite identificar las actividades que deben ser

aplicadas cada da de la semana. Adems se elaboro una propuesta para llevar a cabo el

seguimiento de los mantenimientos, en dicha propuesta se planteo una serie de documentos que

permiten llevar a cabo un mejor control de las actividades de mantenimiento y facilitan la

elaboracin de planes de mantenimiento futuros, conjuntamente con esto se propuso la aplicacin

6

de una serie de indicadores para la gestin del mantenimiento, los cuales suministran informacin

valiosa acerca del mantenimiento.

1.2. Justificacin

La poblacin crece a diario, cada vez es mayor la cantidad de usuarios que demandan un

servicio de energa elctrica de calidad, por lo tanto El Sistema Elctrico Nacional se encuentra

sometido a una demanda constante de crecimiento, las redes de distribucin aumentan junto con

las actividades de mantenimiento destinadas a preservar y garantizar la calidad del servicio.

Las principales razones por las qu se debe realizar mantenimiento se pueden resumir de la

siguiente manera:

Prevenir o disminuir el riesgo de falla

Recuperar el desempeo de los equipos

Aumentar la vida til de los equipos

Disminuir el impacto ambiental y minimizar los riesgos a la seguridad de las

personas, que puedan significar las fallas y operacin defectuosa de equipos.

El presente proyecto se enfoc en disear un plan de mantenimiento basado en

confiabilidad, especficamente para el circuito PROPATRIA B2. El plan se diseo para este

circuito ya que mediante un anlisis realizado a travs de los indicadores SAIFI y SAIDI1 de las

sub-estaciones pertenecientes a la regin oeste, se encontr que una de las que presenta mayor

numero de interrupciones es la sub-estacin PROPATRIA y de los circuitos pertenecientes a la

misma, PROPATRIA B2 es el que presenta mayor duracin de estas interrupciones. El aspecto

determinante que defini el diseo del plan de mantenimiento a este circuito fue la cargas que

suple, entre las cuales destaca ciudad Caribia. En la actualidad de vital importancia, ya que es uno

de los desarrollos urbansticos ms grandes que el Gobierno Bolivariano lleva adelante para

solucionar el dficit habitacional que tiene el pas, denominada por el Presidente de la Republica

como La ciudad del siglo XXI con la cual se beneficiaran a ms de 100 mil habitantes. De esta

manera mediante el diseo y futura aplicacin del plan de mantenimiento, se busca entre otras

1 Indicadores de confiabilidad utilizados por la empresa: SAIFI [inte/ao]: Es la frecuencia promedio de interrupciones por usuarios. SAIDI [min/ao]: Es el tiempo total promedio de interrupcin por Usuario.

7

cosas garantizar la calidad de vida de los usuarios de este sector, ya que el servicio elctrico es

bsico para el da a da.

El plan de mantenimiento diseado comprende en sus actividades cuatro tipos de

mantenimiento: Predictivo, preventivo, correctivo y detectivo; mientras que en la actualidad en el

Centro de servicio La Yaguara encargado de la regin Oeste, solo se realizan actividades de

mantenimiento correctivo. Con la elaboracin de este proyecto se busca crear un plan de

mantenimiento que mediante su aplicacin pueda mejorar el desempeo del circuito y obtener

una relacin costo/beneficio optima.

1.3. Objetivo general

Disear un plan de mantenimiento basado en confiabilidad para el circuito de distribucin

PROPATRIA B2 de la regin Oeste, con el propsito de aumentar la disponibilidad del circuito y

obtener la relacin costo/beneficio optima.

1.4. Objetivos especficos

Investigar sobre la metodologa del plan de mantenimiento basado en

Confiabilidad.

Analizar los indicadores de confiabilidad (SAIDI, SAIFI) de la regin oeste para el

Periodo 01/01/2010 al 31/03/12.

Elaborar un listado de todos los equipos y elemento que componen el circuito de estudio,

revisando sus planos y datas de falla disponibles.

Definir el contexto operacional del circuito, mediante un listado de funciones y

parmetros de funcionamiento asociados a cada activo del circuito.

Plantear un recuento de fallas de cada activo del circuito, basado en la data de falla

disponible del periodo 01/01/2010 al 31/03/12.

Analizar los modos de falla y sus consecuencias de tal manera que permita clasificarlos en

crticos, importantes o tolerables.

Establecer las caractersticas del entorno del circuito de estudio.

Analizar los datos tcnicos obtenidos tanto en oficina como en campo.

8

Establecer las tareas proactivas que eviten o atenen los efectos de falla.

Disear un esquema del plan de mantenimiento basado en confiabilidad que permita

consolidarlo.

1.5. Limitaciones y alcance.

Dentro de las limitaciones del presente trabajo se encontraron:

La indisponibilidad de informacin, debido al grado de confidencialidad que maneja la

empresa.

Dificultades para lograr la disponibilidad a tiempo de vehculos para recorrer el circuito

de estudio.

La desactualizacin de los planos y equipos pertenecientes al circuito de estudio.

La carencia de manuales de algunos equipos.

El presente proyecto, se centro en mejorar la confiabilidad y desempeo del circuito

PROPATRIA B2, fue concebido con la idea que la empresa lleve a cabo su implementacin a

corto plazo.

9

CAPITULO II

RESEA DE LA EMPRESA CORPOELEC

2.1. Descripcin de la empresa

CORPOELEC Empresa Elctrica, adscrita al Ministerio del Poder Popular de Energa

Elctrica, es una institucin que nace con la visin de reorganizar y unificar el sector elctrico

venezolano a fin de garantizar la prestacin de un servicio elctrico confiable, incluyente y con

sentido social. Este proceso de integracin permite fortalecer al sector elctrico para brindar a la

sociedad un servicio de calidad, confiable y eficiente; de esta manera dar respuestas, como

Empresa Elctrica, en todas las acciones de desarrollo que ejecuta e implanta el Gobierno

Bolivariano.

2.2. Resea histrica

La Corporacin Elctrica se crea, mediante decreto presidencial N 5.330, en julio de 2007,

cuando el Presidente de la Repblica, Hugo Rafael Chvez Fras, establece la reorganizacin del

sector elctrico nacional con el fin de mejorar el servicio en todo el pas. En el Art culo 2 del

documento se define a CORPOELEC como una empresa operadora estatal encargada de la

realizacin de las actividades de Generacin, Transmisin, Distribucin y Comercializacin de

potencia y energa elctrica. Desde que se public el decreto de creacin de CORPOELEC,

todas las empresas del sector: EDELCA, La EDC, ENELVEN, ENELCO, ENELBAR,

CADAFE, GENEVAPCA, ELEBOL, ELEVAL, SENECA, ENAGEN, CALEY, CALIFE Y

TURBOVEN, trabajan en sinergia para atender el servicio y avanzar en el proceso de

integracin para garantizar y facilitar la transicin armoniosa del sector.

Ante la creciente demanda y las exigencias del Sistema Elctrico Nacional, (SEN), el

Ejecutivo Nacional crea al Ministerio del Poder Popular para la Energa Elctrica MPPEE,

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Anunci hecho desde el Palacio de Miraflores por el Presidente de la Repblica, el 21 de

octubre de 2009.

2.3. Misin

Desarrollar, proporcionar y garantizar un servicio elctrico de calidad, eficiente,

confiable, con sentido social y sostenibilidad en todo el territorio nacional, a travs de la

utilizacin de tecnologa de vanguardia en la ejecucin de los procesos de generacin,

transmisin, distribucin y comercializacin del sistema elctrico nacional, integrando a la

comunidad organizada, proveedores y trabajadores calificados, motivados y comprometidos con

valores ticos socialistas, para contribuir con el desarrollo poltico, social y econmico del pas.

2.4. Visin

Ser una Corporacin con tica y carcter socialista, modelo en la prestacin de servicio

pblico, garante del suministro de energa elctrica con eficiencia, confiabilidad y sostenibilidad

financiera. Con un talento humano capacitado, que promueve la participacin de las comunidades

organizadas en la gestin de la Corporacin, en concordancia con las polticas del Estado para

apalancar el desarrollo y el progreso del pas, asegurando con ello calidad de vida para todo el

pueblo venezolano.

2.5. Valores corporativos

tica Socialista

Responsabilidad

Autocrtica

Respeto

Honestidad

Eficiencia y confiabilidad.

El objetivo de la corporacin es redistribuir las cargas de manera que cada empresa

(CADAFE, ENELBAR, ENELVEN, CALIFE, La EDC, EDELCA, CVG, ENELCO,

SENECA, ELEBOL, ELEGUA, ELEVAL, ENAGEN y CALEY) asuma el liderazgo en

funcin de sus potencialidades y fortalezas.

11

En el siguiente organigrama observamos las distintas reas del centro de servicio la

Yaguara, resaltado en color rojo se muestra el departamento de mantenimiento, es all donde el

pasante fue ubicado para llevar a cabo el desarrollo de la pasanta y la realizacin del proyecto.

El departamento de mantenimiento se encarga de coordinar y llevar a cabo las acciones

orientadas a conservar y restablecer la operatividad de los circuitos de distribucin,

pertenecientes a la regin Oeste de CORPOELEC, para que puedan cumplir con el servicio de

suministro de energa. Este departamento esta conformado por 5 unidades:

Mantenimiento de alumbrado Pblico.

Mantenimiento de lneas energizadas.

Administracin de recursos.

Ingeniera de mantenimiento.

Mantenimiento subterrneo.

Estas 5 unidades como su nombre lo indican, estn encargadas tanto de la administracin

de los recursos, como del mantenimiento de los circuitos de distribucin en sus distintas reas.

12

2.6. Organigrama del centro de servicio La Yaguara

13

CAPITULO III

MARCO TEORICO

3.1. Indicadores de confiabilidad

Los indicadores de confiabilidad son mecanismos para medir la fiabilidad del suministro, es

decir, el numero de veces que se ve interrumpido el suministro y durante cuanto tiempo.

Cualquier indicador de confiabilidad recoge esos datos, pero se pueden interpretar de muchas

formas distintas, llegando a conclusiones de las ms dispares segn a que aspectos de la

confiablidad se le de ms importancia. Puede darse ms importancia al nmero de interrupciones

que a la duracin de las mismas, puede valorarse ms la cantidad de potencia instalada

interrumpida que el nmero de clientes interrumpidos, etc. A continuacin se definirn los

indicadores utilizados por CORPOELEC.

3.1.1. SAIFI

Estas siglas vienen por su nombre en ingles System Average Interrupcin Frequency Index,

lo que significa frecuencia media de interrupciones por cliente, es decir el indicador SAIFI,

indica con que frecuencia el usuario experimenta una interrupcin sostenida durante un periodo

de tiempo, se calcula a travs de la siguiente ecuacin.

(3.1)

(3.2)

14

n= Numero de interrupciones en el periodo

Numero de usuario fuera en cada interrupcin, excluyendo a las interrupciones que

afectan a ms del 10% de los clientes por ms de 24 horas e interrupciones programadas.

SAIFI = [interrupciones/ao]

3.1.2. SAIDI

Estas siglas vienen por su nombre en ingles System Average Duration Frequency Index, lo

que significa tiempo total promedio de interrupcin por cliente, es decir el indicador SAIDI, nos

indica la duracin de las interrupciones totales que el usuario experimenta en un tiempo definido,

se calcula a travs de la siguiente ecuacin.

(3.3)

(3.4)

SAIDI = [minutos/ao]

CORPOELEC no dispone de la relacin directa de los clientes conectados a cada

transformador de distribucin, por lo tanto el clculo de los indicadores SAIFI y SAIDI se realiza

mediante una aproximacin. La aproximacin utiliza la cantidad de KVA interrumpidos y KVA

instalados en cada transformador de distribucin, ya que estos son valores de los cuales la

empresa si dispone, son obtenidos a travs de la medicin del porcentaje de carga de los

transformadores:

15

3.1.2.1. Aproximacin del indicador SAIFI:

(3.5)

3.1.2.2. Aproximacin del indicador SAIDI:

(3.6)

[minutos]

3.1.2.3. Duracin:

Es el promedio de la duracin de la interrupcin en minutos

(3.7)

Son los KVA de capacidad conectada en transformadores de distribucin que fueron afectados por la interrupcin.

3.2. Descripcin del circuito PROPATRIAB2:

El circuito PROPATRIA B2 es alimentado por la Sub-Estacin (S/E) Propatria, el circuito

atraviesa zonas urbanas y rurales a travs de 25368.4711 m de longitud aproximadamente,

empieza en la S/E Propatria y se extiende hasta el inicio de la autopista Caracas-La Guaira, a

travs de un tramo subterrneo, luego el circuito se torna areo y continua por la autopista hasta

llegar al tnel Boquern 1, a lo largo de su trayecto cuenta con ramales que alimentan la

parroquia el Limn, la zona de las Canteras y Ciudad Cariba.

16

Figura 3.1 Plano circuito PROPATRIA B2. Fuente: SIMIP, Julio 2012.

Figura 3.2 Plano PROPATRIA B2, autopistas Caracas-La guaira. Fuente: SIMIP, Julio 2012.

17

La red de distribucin del circuito se encuentra alimentada a una tensin de 12.47 KV,

suple una carga total de 7750.5 KVA, y 900 KVAR, adems cuenta con 2 interconexiones; una

con el circuito AUTOPISTA A2 a travs de un interruptor de transferencia automtica, el cual se

encuentra en la entrada del tnel Boquern 1, y otra con el circuito PROPATRIA B1 a travs de

un seccionador, el cual se encuentra al nivel de la autopista Caracas- La guaira.

Figura 3.3 Plano PROPATRIA B2, interconexin AUTOPISTA A2. Fuente: SIMIP, Julio 2012.

Figura 3.4 Plano PROPATRIA B2, interconexin PROPATRIA B1. Fuente: SIMIP, Julio 2012.

18

3.3. Ubicacin de equipos

La identificacin de los quipos y estructuras en los planos estn ligados bsicamente a su

ubicacin dentro del sistema de coordenadas usado en la representacin topogrfica del rea de

servicio de la compaa. Estas reas estn divididas en cuadriculas de 5000 m x 5000 m y se

dibujan en escalas 1:1000, estas cuadriculas se denominan por las letras que corresponden a las

fajas verticales y horizontales donde estn ubicadas. Cada cuadricula a su vez se divide en 100

cuadriculas mas y se identifican por los nmeros que corresponden a las fajas horizontales

verticales donde se encuentra.

Figura 3.5 Identificacin de equipos. Fuente: La electricidad de Caracas, Norma IV smbolos para planos de distribucin elctrica, (1992).

Para la identificacin de una estructura o equipo primero se indica la cuadricula a travs de

los 4 primeros caracteres, luego el siguiente carcter corresponde a un numero que indica el

numero de la estructura y por ultimo 2 caracteres para indicar la coordenada vertical y horizontal

dentro de la cuadricula. Por ejemplo 95EL175 constituye la ubicacin completa de una estructura

o equipo situada en la cuadricula 95EL, estructura numero 1 ubicada en la interseccin de la faja

horizontal 7 con la vertical 5 de la imagen derecha de la figura 3.5

3.4. Equipos que conforman el circuito PROPATRIA B2

La clasificacin de los equipos en CORPOELEC esta orientada segn sus funciones o

aplicaciones dentro de la red de distribucin. Los equipos encargados de seccionar cualquier

19

tramo de un circuito se clasifican como interruptor de distribucin y se identifican con las letras

ID, seguido de su numero de identificacin, por ejemplo ID30389; Los encargados de proteger a

otros equipos se clasifican como proteccin de distribucin y se identifican con las letras PD,

seguido de su numero de identificacin, por ejemplo PD30389, el circuito PROPATRIA B2

cuenta con un total de 30 PD y 74 ID distribuidos en unas clases de equipos que se describen a

continuacin.

3.4.1. Seccionador sin fusibles (CU)

Es un equipo que se usa para el seccionamiento de circuitos primarios areos de

distribucin, en cualquiera de los niveles de tensin, por lo tanto son equipo que entran en la

clasificacin ID, se encuentran a lo largo de todo el circuito.

Figura 3.6 Seccionador sin fusibles. Fuente: La Electricidad de Caracas, Manual de Equipos y Smbolos de la red de distribucin, (2002).

Figura 3.7 Smbolo seccionador. Fuente: La Electricidad de Caracas, Manual de Equipos y Smbolos de la red de distribucin, (2002).

La capacidad amperimetrica que soportan estos equipos varia, en el circuito PROPATRIA

B2 existen 2 tipos de 600 A y 400 A, se abrevian de la siguiente forma, CU600, CU400 y se

encuentran distribuidas de la siguiente forma, 7 CU400 y 16 CU600.

20

Tabla 3.1 Seccionadores sin fusible en PROPATRIA B2.

ID Ubicacin Tipo Estructura Total 8886 40DK173 CU600 P 1 9743 38DJ156 CU400 P 1 9744 55DJ129 CU400 C 1 9745 55DJ129 CU400 C 1 9888 17DJ183 CU400 P 1

12593 40DK175 CU400 P 1 12606 38DJ156 CU400 P 1 16924 40DK173 CU600 P 1 17730 16DJ256 CU400 P 1 21139 49DJ101 CU600 P 1 28287 40DK161 CU600 P 1 29672 94CJ146 CU600 P 1 29719 52DK110 CU600 P 1 29720 84CJ136 CU600 P 1 29833 67DK178 CU600 P 1 29995 47DK176 CU600 P 1 29996 56DK111 CU600 P 1 29997 54DK260 CU600 P 1 30389 52DK178 CU600 P 1 31291 04DJ175 CU600 P 1 31724 22DJ162 CU600 P 1 31770 13DJ151 CU600 P 1 33673 21DJ159 CU600 P 1 Total

general 23 Leyenda:

Equipo con eventos

Equipo con mayor cantidad de eventos

P: Poste

C: Casilla

3.4.2. Interruptor trifsico de transferencia automtica (RAD).

Este equipo se encarga de aislar y desconectar tramos pertenecientes a un circuito elctrico

subterrneo bajo condiciones de carga, adems permite la transferencia de la misma en forma

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Manual o Automtica, es un equipo que entran en la clasificacin ID y es usado para proveer

alimentacin principal y de emergencia a cargas crticas.

Figura 3.8 Partes de interruptor de transferencia automtica. Fuente La Electricidad de Caracas, Manual de Equipos y Smbolos de la red de distribucin, (2002).

Este equipo es un interruptor trifsico de 15 KV y 600A sumergible en aceite, de

transferencia automtica con dos vas de seccionamiento. Todas las vas tendrn un mecanismo

de operacin que proveer apertura y cierre rpido independiente del operador, capaz de soportar

las operaciones de apertura-cierre con carga y cierres bajo falla, este equipo se abrevia de la

siguiente forma RAD.

22

Figura 3.9 Interruptor de transferencia automtica. Fuente: La Electricidad de Caracas, Manual de Equipos y Smbolos de la red de distribucin, (2002).

Figura 3.10 Diagrama unifilar de interruptor de transferencia automtica. Fuente La Electricidad de Caracas, Manual de Equipos y Smbolos de la red de distribucin, (2002).

Figura 3.11 Smbolo interruptor de transferencia automtica. Fuente La Electricidad de Caracas, Manual de Equipos y Smbolos de la red de distribucin, (2002).

Este tipo de interruptor se encuentra en stanos de Distribucin, el Circuito PROPATRIA

B2 cuenta con un interruptor de este tipo y esta ubicado en la Autopista Caracas - La Guaira en la

23

entrada de Boquern 1, este equipo provee alimentacin de emergencia a travs del circuito

AUTOPISTA A2 .

Tabla 3.2 Interruptores de Transferencia Automtica en PROPATRIA B2

ID Ubicacin Tipo Estructura Total 31290 84CJ226 RAD C 1 Total

general 1

Leyenda:

C: Casilla

3.4.3. Transformador tipo Pedestal (PADTE).

Es un equipo que se encarga de bajar los niveles de tensin provenientes de la red de

distribucin (entrada) 12.47 KV, a niveles de tensin requeridos para el uso residencial (salida)

120V, es un equipo que entran en la clasificacin ID.

Figura 3.12 Transformador tipo pedestal o pad mounted. Fuente La Electricidad de Caracas, Manual de Equipos y Smbolos de la red de distribucin, (2002)..

Figura 3.13 Smbolo transformador tipo pedestal. Fuente La Electricidad de Caracas, Manual de Equipos y Smbolos de la red de distribucin, (2002).

24

Est diseado para operar a la intemperie y estar montado sobre una base tpicamente de

concreto, se utilizan en lugares donde la seguridad y apariencia son un factor decisivo, tales

como:

Desarrollos comerciales.

Desarrollos tursticos.

Edificios de oficinas y/o residenciales.

Hoteles.

Hospitales.

Parques elicos.

Pequea y mediana industria bajo el.

Universidades.

Este tipo de equipo es ms seguro que los transformadores de intemperie que se

encuentran en los postes, ya que no presenta partes energizadas accesibles a personas, por lo que

pueden instalarse en lugares pblicos con acceso restringido, se abrevia de la siguiente forma

RAD, el Circuito PROPATRIA B2 cuenta con un Transformador tipo Pedestal y esta ubicado en

Ciudad Cariba.

Tabla 3.3 Transformadores tipo pedestal en PROPATRIA B2

ID Ubicacin Tipo Estructura Total 33386 38DH234 PADTE V 1

Total general 1 Leyenda:

V: va.

3.4.4. Seccionador con fusible (SF).

Este tipo de equipos se utiliza en sistemas areos de distribucin para proteger las lneas y

equipos de distribucin contra cortocircuitos, permite abrirlos bajo condiciones de carga, entran

en la clasificacin PD.

25

Figura 3.14 Seccionador con fusible. Fuente La Electricidad de Caracas, Manual de Equipos y Smbolos de la red de distribucin, (2002).

Figura 3.15 Smbolo seccionador con fusible. Fuente La Electricidad de Caracas, Manual de Equipos y Smbolos de la red de distribucin, (2002).

Este equipo de proteccin se utiliza para proteger transformador de intemperie, junto con

estos son equipos que se encuentran a lo largo de todo el circuito, estos equipos se abrevian con

las letras SF, PROPATRIA B2 cuenta con 72 seccionadores con fusible.

Tabla 3.4 Seccionador con fusible en PROPATRIA B2.

PD Ubicacin Tipo Estructura Total 3746 40DK182 SF P 1

13030 49DJ159 SF P 1 16869 55DJ129 SF C 1 16994 46DJ190 SF P 1 17253 50DK108 SF P 1 18882 59DJ136 SF P 1 20484 51DK116 SF P 1 20485 38DJ178 SF P 1 20576 16DJ256 SF P 1 20577 94CJ146 SF P 1 20778 49DJ156 SF P 1 33150 49DJ177 SF P 1 33151 59DJ108 SF P 1 33152 49DJ196 SF P 1 33153 50DK110 SF P 1

26

PD Ubicacin Tipo Estructura Total 33154 51DK153 SF P 1 35157 49DJ110 SF P 1 35158 48DJ138 SF P 1 35159 49DJ141 SF P 1 35160 48DJ146 SF P 1 35161 48DJ155 SF P 1 35162 48DJ116 SF P 1 35163 48DJ168 SF P 1 35164 38DJ163 SF P 1 35672 40DK195 SF P 1 38264 49DJ189 SF P 1 38985 39DJ183 SF P 1 39944 39DJ176 SF P 1 43167 59DJ154 SF P 1 45740 59DJ165 SF P 1 47438 69DJ106 SF P 1 47439 69DJ246 SF P 1 47687 57DK168 SF P 1 47688 56DK110 SF P 1 47689 53DK178 SF P 1 47690 52DK110 SF P 1 47691 49DJ148 SF P 1 47692 38DJ125 SF P 1 47693 17DJ183 SF P 1 47694 06DJ190 SF P 1 47696 84CJ187 SF P 1 47969 51DK118 SF P 1 47973 39DJ162 SF P 1 47974 59DJ213 SF P 1 48113 28DJ131 SF P 1 48210 40DK183 SF P 1 48392 52DK213 SF C 1 48393 40DK375 SF P 1 48871 04DJ165 SF P 1 49215 54DK260 SF P 1 49291 40DK433 SF P 1 49553 32DJ144 SF P 1 49562 04DJ275 SF P 1 49619 41DJ117 SF P 1 49620 32DJ178 SF P 1

27

PD Ubicacin Tipo Estructura Total 49621 33DJ149 SF P 1 49723 34DJ124 SF P 1 49724 51DJ104 SF P 1 49726 33DJ162 SF P 1 49951 38DH136 SF P 1 49956 54DK162 SF P 1 50129 28DJ183 SF P 1 50349 39DH120 SF P 1 50350 30DJ124 SF P 1 50615 04DJ358 SF P 1 51120 56DK120 SF P 1 51458 47DK174 SF P 1 51658 34DJ133 SF P 1 51761 38DH226 SF P 1 51762 38DH134 SF P 1 52155 21DJ115 SF P 1 Total

general 71

Leyenda:

Equipo con eventos.

Equipo con mayor cantidad de eventos.

P: Poste.

C: Casilla.

V: Va.

3.4.5. Interruptor sumergible en aceite (CO200).

Este equipo se utiliza para la apertura y cierre de circuitos subterrneos de distribucin de

alta tensin (12,47 kV y 4,8 kV), para la proteccin de Transformadores, este tipo de equipo

entran en la clasificacin PD.

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Figura 3. 16 Interruptor sumergible en aceite. Fuente La Electricidad de Caracas, Manual de Equipos y Smbolos de la red de distribucin, (2002).

Figura 3. 17 Smbolo interruptor sumergible en aceite. Fuente La Electricidad de Caracas, Manual de Equipos y Smbolos de la red de distribucin, (2002).

Este tipo de equipo se abrevia de la siguiente forma CO200, el circuito PROPATRIA B2

cuenta con un interruptor de este tipo y se encuentra ubicado en las canteras Ojo de Agua.

Figura 3.18 Partes de interruptor sumergible en aceite. Fuente La Electricidad de Caracas, Manual de Equipos y Smbolos de la red de distribucin, (2002).

29

Tabla 3.5 Interruptores sumergibles en aceite en PROPATRIA B2.

PD Ubicacin Tipo Estructura Total 16870 55DJ129 CO200 C 1 Total

general 1

Leyenda:

C: Casilla.

3.4.6. Aislador.

Estos equipos se utilizan en las lneas areas de distribucin para aislar y soportar los

conductores de cobre o Aluminio, sujetos a tensin mecnica, se encuentran a lo largo de todo el

circuito PROPATRIA B2 y estn fabricados con 2 materiales distintos, porcelana y un compuesto

polimrico.

Figura 3. 19 Materiales de aislador de porcelana. Fuente La Electricidad de Caracas, Manual de Equipos y Smbolos de la red de distribucin, (2002).

Figura 3.20 Aislador de porcelana. Fuente La Electricidad de Caracas, Manual de Equipos y Smbolos de la red de distribucin, (2002).

30

Figura 3.21 Aislador polimrico. Fuente La Electricidad de Caracas, Manual de Equipos y Smbolos de la red de distribucin, (2002).

3.4.7. Descargador de sobretensin.

Se utiliza en lneas areas de distribucin en media tensin, para proteger a los equipos

contra las sobretensiones de corta y mediana duracin, generadas por descargas atmosfricas,

fallas a tierra y maniobras en la red. Se encuentran a lo largo de todo el circuito PROPATRIA B,

y pueden hallarse de materiales polimricos o porcelana.

Figura 3.22 Descargador de sobretensin. Fuente La Electricidad de Caracas, Manual de Equipos y Smbolos de la red de distribucin, (2002).

31

1 - Capacitor. 2 - Armazn. 3 - Morseto de conexin. 4 - Conductor de cobre. 5 - Seccionador fusible autodesconectador. 6 - Descargador de sobretensin.

Figura 3. 23 Poste habitual de una red de distribucin. Fuente La Electricidad de Caracas, Manual de Equipos y Smbolos de la red de distribucin, (2002).

3.5. Mantenimiento centrado en confiabilidad o RCM.

RCM o Reliability Centred Maintenance, (Mantenimiento Centrado en Confiabilidad) es

una tcnica para elaborar planes de mantenimiento a plantas industriales, se origino a finales de

los aos sesenta en la Industria Aeronutica como respuesta al incremento de costos y actividades

del mantenimiento de las aeronaves. En esta industria demostr ser muy valiosa, no solo bajando

los costos y actividades de mantenimiento, sino que adems mejoro los niveles de confiabilidad,

disponibilidad y seguridad. Estos resultados lo hicieron apetecible a otras industrias, esta tcnica

se basa en seleccionar mantenimiento solo donde las consecuencias de las fallas as lo requieren,

para esto se requiere hacer un estudio exhaustivo de todas las funciones, fallas, modos y

consecuencias de las fallas, para luego decidir donde y que tipo de mantenimiento hacer. Adems

establece un orden de prioridades: la seguridad y el ambiente, produccin y costos de reparacin.

Esto ha hecho que sea una herramienta valiosa en las industrias que requieren elevados nivele de

seguridad, generando a cambio de los esfuerzos, gratos resultados.

Con el RCM se busca responder de manera sistemticas las siguientes 7 preguntas:

1. Cules son las funciones y los estndares deseados de desempeo del activo en su

contexto operativo actual? (funciones).

32

2. De que manera el activo puede dejar de cumplir sus funciones? (fallas

funcionales).

3. Qu causa cada falla funcional? (modos de falla).

4. Qu pasa cuando ocurre cada falla funcional? (efectos de falla).

5. En que formas afecta cada falla funcional? (Consecuencias de Falla).

6. Qu debe hacerse para predecir o prevenir cada falla funcional? (tareas proactivas

y frecuencia).

7. Qu debera hacerse si no se pueden hallar tareas preventivas aplicables? (Tareas

por omisin).

La metodologa en la que se basa RCM supone ir completando una serie de fases para cada

uno de los activos que componen la planta y que dan respuesta a las 7 preguntas anteriores.

3.5.1. Descripcin de funciones y contexto operacional.

Completar esta fase consiste en detallar todas las funciones que realiza el activo que se esta

analizando, cuantificando cuanto sea posible acerca de cmo se lleva a cabo esa funcin, adems

se debe definir el contexto donde opera.

El contexto operacional afecta todo el proceso de formulacin de estrategias de

mantenimiento, comenzando por la definicin de funciones, la naturaleza de los patrones de falla

que pueden ocurrir, sus efectos y consecuencias, por esto debe tenerse claro entendimiento del

contexto operacional antes de comenzar esta fase, por ejemplo: 2 activos idnticos operando en

plantas diferentes, pueden resultar en planes de mantenimiento totalmente distintos. Algunos de

los factores importantes que se deben considerar al definir el contexto operacional son:

Si el activo es parte de un proceso continuo.

Los parmetros de calidad del servicio.

Los estndares ambientales.

Riesgos para la seguridad y ambiente.

Tiempos de reparacin.

Consecuencias de indisponibilidad.

33

La descripcin de una funcin debe consistir en un verbo, un objeto y un parmetro de

funcionamiento deseado, un activo puede tener diferentes tipos de funciones y se dividen en 2

categoras;

Funciones primaria: Son las razones principal por la que se adquiri el activo fsico.

Funciones secundaria: Indican que se espera que haga cada activo ms all de cumplir sus

funciones primarias.

Con esta fase se contesta la pregunta (1) del proceso de RCM.

3.5.2. Definir fallas funcionales o estados de falla

Una falla funcional es la incapacidad de cualquier activo fsico de cumplir una funcin

segn un parmetro de funcionamiento aceptable por el usuario. Esta definicin abarca fallas

parciales en las que el activo todava funciona pero con un nivel de desempeo inaceptable. Los

estados de fallas o fallas funcionales estn directamente relacionados con las funciones deseadas,

tendremos mnimo un posible fallo por cada funcin que tenga el activo, por lo general suele ser

un problema trivial identificar las fallas funcionales.

Completar esta fase consiste en detallar todas las posibles fallas funcionales o estados de

falla por cada funcin del activo que se esta analizando, con esto se le da respuesta a la pregunta

(2) del proceso de RCM.

3.5.3. Anlisis de modos y efectos de falla (AMEF).

El AMEF (Anlisis de Modos y Efectos de Falla) es una tcnica de prevencin, utilizada

para detectar por anticipado los posibles modos de falla, con el fin de establecer los controles

adecuados que eviten la ocurrencia de defectos.

Un modo de falla podra ser definido como cualquier evento que pueda causar la falla

funcional de un activo fsico, cada falla funcional suele tener mas de un modo de falla y cada uno

deben ser identificados en el proceso de RCM. Al implementar esta fase en primer lugar se deben

registrar los modos de falla que podran causar cada falla funcional registrada en la fase anterior ,

de esta manera tambin se puede apreciar la diferencia entre estados de fallas y los eventos que

podran causarlos. La descripcin de cada modo de falla debe contener los detalles suficientes

como para posibilitar la seleccin de una estrategia adecuada de manejo de falla.

34

El siguiente paso en esta fase consiste en hacer una lista con la descripcin de que sucede al

producirse cada modo de falla, esto se denomina efecto de falla. La descripcin de estos efectos

debe incluir toda la informacin necesaria para ayudar en la evaluacin de las consecuencias de

las fallas, en ella debe hacerse constar lo siguiente:

La evidencia (si la hay) de que se ha producido una falla.

En qu forma (si la hay) la falla supone una amenaza para la seguridad o el medio

ambiente.

Las maneras (si las hay o hubiera) en que afecta a la produccin o a las operaciones.

Los daos fsicos (si los hubiera) causados por la falla.

Que debe hacerse para reparar la falla.

3.5.3.1. Evidencia de falla

Los efectos de falla deben describirse de tal forma que permita decidir si la falla ser

evidente a los operarios en el desempeo de sus tareas normales. La descripcin debe indicar si la

falla hace que se enciendan alarmas luminosas o sonoras, si el aviso se produce en la sala de

control, adems debe indicar si la falla va acompaada o precedida por efectos obvios, tales como

ruidos fuertes, incendio, humo, fuga de vapor, olores extraos o manchas en el suelo. Al tratarse

de dispositivos de proteccin, la descripcin debe indicar brevemente que pasara si fallase el

dispositivo protegido mientras el protector se encontrase inutilizado.

3.5.3.2. Riesgo para la seguridad y el medio ambiente

Si existe la posibilidad de que alguien se lesione o muera como consecuencia directa de una

falla o que se infrinja una normativa o reglamento relativo al ambiental, la redaccin del efecto de

falla debe sealar como esto podra ocurrir.

3.5.3.3. Daos secundarios y su efecto sobre la produccin.

Una descripcin de los efectos de falla debe aportar la mxima ayuda posible, a fin de

determinar cuales son las consecuencias operacionales y no operacionales de las mismas. Para

esto se debe indicar como y durante cuanto tiempo se afecta la produccin, esto tiene que ver con

el tiempo de parada de la maquina asociada con cada falla, el cual es el total de tiempo probable

durante el cual la maquina permanecera fuera de servicio en condiciones normales, desde el

35

momento que se produce la falla hasta el momento en que la maquina nuevamente se encuentra

operacional.

Al completar esta fase se le da respuesta a las preguntas (3) y (4) del proceso de RCM.

3.5.4. Consecuencias de las fallas.

Cada vez que ocurre una falla, esta de alguna manera afecta a la organizacin que utiliza el

activo fsico. Algunas fallas afectan la produccin, o la atencin al usuario. Otras representan un

riesgo para la seguridad o el medio ambiente. Algunas incrementan los costos operativos, la

naturaleza y la gravedad de estos efectos definen la manera en que la falla es vista por la

organizacin. El impacto de cada falla depende del contexto operacional del activo fsico, los

parmetros de funcionamiento que se aplican a cada funcin y los efectos de cada falla, esta

combinacin significa que cada falla tiene un conjunto de consecuencias especficas asociadas a

ella.

Si las consecuencias son serias, entonces se harn esfuerzos considerables por prevenir la

falla o al menos para anticiparla a tiempo como para reducirlas o eliminar las consecuencias,

sobre todo si la falla podra causar heridas o la muerte a una persona, o efectos serios sobre el

medio ambiente, por otro lado si la falla solo tiene consecuencias menores, es posible que no se

tome ninguna accin proactiva y que la falla simplemente sea reparada cada vez que ocurra.

El mantenimiento proactivo tiene que ver mas con evitar o reducir las consecuencias de la

falla que con prevenir la falla misma, y este merece la pena realizarlo si resuelve adecuadamente

las consecuencias de las falla que se pretende evitar.

El primer paso en esta fase es separar las funciones ocultas de las evidentes porque las

ocultas necesitan de un manejo especial;

Funcin oculta: Es aquella cuya falla no se har evidente a los operarios bajo

circunstancias normales si se produce por si sola.

Funcin evidente: Es aquella cuya falla finalmente e inevitablemente ser evidente por si

sola a los operadores en circunstancias normales.

3.5.4.1. Categora de fallas evidentes.

Se clasifican en 3 categoras de importancia decreciente de la siguiente manera:

Consecuencias para la seguridad y el medio ambiente

36

Consecuencias Operacionales.

Consecuencia No Operacional.

3.5.4.1.1. Consecuencia para la seguridad y el medio ambiente

Una falla tiene consecuencias para la seguridad si puede lesionar o matar a alguien y para el

medio ambiente si puede infringir alguna normativa municipal, regional o nacional relativa al

mismo. Para modos de fallas que originan estas consecuencias, solo merece la pena realizar una

tarea proactiva si reduce la probabilidad de la falla a un nivel tolerablemente bajo, de no hallarse

una tarea que logre reducir el riesgo de falla a un nivel tolerablemente bajo el rediseo es

obligatorio.

3.5.4.1.2. Consecuencias operacionales.

Una falla tiene consecuencias operacionales si afecta la produccin o a las operaciones.

Para modos de falla con estas consecuencias merece la pena realizar una tarea proactiva si, a lo

largo de un periodo de tiempo, cuesta menos que el costo de las consecuencias operacionales mas

el costo de reparar las falla que pretende evitar, si no es posible hallar una tarea que logre esto

entonces no merece la pena realizar ningn tipo de mantenimiento.

3.5.4.1.3. Consecuencias no operacionales.

Las fallas evidentes que caen dentro de esta categora no afectan ni a la seguridad ni a la

produccin, de modo que solo involucran el costo directo de la reparacin. Para modos de falla

con estas consecuencias merece la pena realizar una tarea proactiva si, a lo largo de un periodo de

tiempo, cuesta menos que el costo de las consecuencias operacionales mas el costo de reparar las

falla que pretende prevenir, si no es posible hallar una tarea que logre esto en algunos casos poco

comunes podra justificarse un rediseo.

3.5.4.2. Fallas ocultas.

Los equipos suelen tener dispositivos de proteccin, es decir, dispositivos cuya funcin

principal es la de reducir las consecuencias de otras fallas, muchos de estos dispositivos tienen la

particularidad de que pueden estar en estado de falla durante mucho tiempo sin que nadie ni nada

ponga en evidencia que la falla ha ocurrido. Las funciones ocultas pueden ser identificadas al

hacerse la siguiente pregunta: Sera evidente para el equipo de operaciones la perdida de funcin

originada por este modo de falla por si solo bajo circunstancias normales? Si la respuesta es no,

37

entonces se trata de un modo de falla oculto. Si la respuesta es si es evidente. Para chequear si

una funcin oculta sigue funcionando es necesario realizar chequeos y tales chequeos son una

forma de mantenimiento programado, y el propsito de esta parte del anlisis es ver si tal

mantenimiento es necesario. El objetivo de un programa de mantenimiento para una falla oculta

es prevenir, o al menos reducir la probabilidad de una falla mltiple (el equipo protector y el

equipo protegido fallan).

Al llevar a cabo esta fase es necesario separar e identificar cada una de las consecuencias de

las fallas bajo los criterios antes especificados, para luego evaluar si merece la pena realizar o no

algn tipo de tarea proactiva, esto se logra mediante el Nmero de Prioridad de Riesgo.

3.5.5. Nmero de prioridad de riesgo

Es necesario priorizar las acciones, y reducir las causas de los modos de falla, para ello se

utiliza un ndice denominado nmero de prioridad de riesgo, para cuyo clculo se debe tener en

cuenta el ndice de gravedad, de ocurrencia y de deteccin de un modo de falla. El nmero de

prioridad de riesgo nos indica la direccin y nos permite priorizar los esfuerzos sobre aquello que

nos facilita conseguir mayores mejoras.

3.5.5.1. ndice de gravedad o severidad.

Evala la gravedad del defecto o consecuencia que se produzca un determinado fallo para

el usuario. Para determinar el grado de gravedad o severidad se utiliza una escala del 1 al 10: el

1 indica una consecuencia sin efecto. El 10 indica una consecuencia muy grave.

Tabla 3.6 ndice de gravedad de falla

GRAVEDAD CRITERIO VALOR

MUY BAJA

Falla de pequea importancia, es razonable esperar que este fallo no tenga efecto alguno sobre la seguridad,

ambiente y operacin. El usuario no se dar cuenta de la falla. (Operacin).

1

BAJA

Falla que ocasiona un ligero descontento en el usuario, se observa una pequea disminucin en el rendimiento

del sistema (sin importancia), no representa peligro para la seguridad de las personas, el ambiente y operacin.

(Operacin).

2

MODERADO Falla que ocasiona disgusto e insatisfaccin apreciable

en el usuario, debido a una disminucin en el rendimiento del circuito. El suministro de energa se ve

3

38

GRAVEDAD CRITERIO VALOR interrumpido por un tiempo moderado. (Operacin).

SIGNIFICATIVO

Falla que ocasiona molestias significativas al usuario, el rendimiento del sistema se ve seriamente afectado. El

suministro de energa se ve interrumpido por un tiempo importante. (Operacin).

4

MAYOR

Falla que ocasiona consecuencias para el medio

ambiente, se puede infringir alguna normativa relativa al medio ambiente. El Suministro de energa no se ve

afectado. (Ambiente).

5

SERIO

Falla que trae tanto consecuencias ambientales como operacionales, se puede infringir alguna normativa

ambiental y adems causar una molestia considerable en el usuario. El suministro de energa podra verse

interrumpido un tiempo moderado. (Ambiente y Operacin).

6

EXTEMO

Falla que trae consecuencias ambientales y operacionales, se puede infringir alguna normativa ambiental y adems causar grandes molestia en el

usuario. El suministro de energa se ve interrumpido un tiempo importante. (Ambiente y operacin).

7

ALTA

Falla que atenta contra la seguridad de las personas, Existe una baja posibilidad que alguien pueda salir

lesionado o muerto. El suministro de energa podra no verse afectado o muy levemente.(Seguridad).

8

MUY ALTA

Falla que trae consecuencias tanto para la seguridad de las personas como para la operacin del circuito. Existe una posibilidad alta que alguien puede salir lesionado o muerto. El suministro de energa se ve afectado por un tiempo moderado o importante. Ocasionando molestias

importantes al usuario (Seguridad y Operacin).

9

PELIGRO

Falla que trae consecuencias para la seguridad de las personas, el medio ambiente y la operacin del

circuito. Existen grandes posibilidad que alguien puede salir lesionado o muerto, a su vez que se infringen

normativas ambientales y la operacin del circuito se ve comprometida. El suministro de energa se ve afectado

por un tiempo moderado o importante, ocasionando molestias importantes al usuario (Seguridad, Ambiente

y Operacin).

10

39

3.5.5.2. ndice de ocurrencia.

Evala con que frecuencia se produce la causa de falla potencial. Para determinar el grado

de ocurrencia, se utiliza una escala de evaluacin del 1 al 10. El 1 indica remota probabilidad

de ocurrencia, el 10 indica muy alta probabilidad de ocurrencia.

Tabla 3.7 ndice de ocurrencia de falla.

OCURRENCIA VALOR CRITERIO PROBABILIDAD

DE FALLA

REMOTA 1 Falla improbable, no se ha dado

nunca en el pasado pero es considerable.

< 1 EN 1.500.000

ESCASA

2 Falla aisladas asociadas con este equipo o equipos similares, es razonablemente esperable en la

vida til del equipo, es poco probable que ocurra.

1 EN 150.000

3 1 EN 30.000

MODERADA

4 Falla ocasional, se a presentado en este equipo o similares,

probablemente aparecer algunas veces durante la vida del equipo.

1 EN 4.500 5 1 EN 800

6 1 EN 150

ALTA

7 Falla que se a presentado con algo de frecuencia en este equipo o

similares, probablemente aparecer varias veces durante la vida del

equipo.

1 EN 50

8 1 EN 15

MUY ALTA 9 Falla casi inevitable, es seguro que

el fallo se producir frecuentemente.

1 EN 6

10 > 1 EN 3

3.5.5.3. ndice de detencin

Evala para cada causa de falla, la probabilidad de detectar dicha causa y el modo de falla

resultante antes de llegar al usuario, se utiliza una escala del 1 al 10, el 1 indicar muy alta

probabilidad de que la falla se pueda detectar, el 10 indica que es improbable ser detectada.

Tabla 3. 8 ndice de detencin de fallas

DETECTABILIDAD VALOR CRITERIO PROBABILIDAD

DE FALLA

MUY ALTA 1 La falla produce un defecto obvio, altamente probable que sea detectado por los controles

existentes antes de causar algn dao. 99.99%

40

DETECTABILIDAD VALOR CRITERIO PROBABILIDAD

DE FALLA

ALTA 2-3

La falla aunque es obvia y fcilmente detectable, podra en algunas ocasiones escapar

a un primer control aunque con certeza ser detectada por los controles siguientes.

99.70%

MEDIANA 4-5 La falla es muy probable que sea detectada, aunque podra escaparse a los sistemas de

control y causar algn dao. 98%

BAJA 6-8

La falla es de tal naturaleza que resulta difcil detectarla por los procedimientos establecidos

hasta el momento. El defecto es una caracterstica oculta o intermitente. Es

altamente probable que ocasionara daos

90%

IMPROBABLE 9-10 El defecto de la falla no puede detectarse. Con

toda certeza ocasionara daos. < 90%

3.5.5.4. Calculo del nmero de prioridad de riesgo.

Se calcula mediante la multiplicacin del grado de ocurrencia, severidad y deteccin, ste

provee la prioridad con la que debe de atacarse cada modo de falla:

Se deben atacar con mayor frecuencia los problemas con NPR alto y medio, con NPR bajo no

deben ser atacados:

150 - 500 Riesgo de falla Alto.

50 - 150 Riesgo de falla medio.

1 - 50 Riesgo de falla bajo.

Una vez que se ha calculado el NPR basado en los criterios explicados en el ndice 3.5.4

concluye esta fase y se le da respuesta a la pregunta (5) del proceso de RCM.

3.5.6. Tareas proactivas.

Estas son tareas comenzadas antes de que ocurra una falla, con el objetivo de prevenir que

el componente llegue a un estado de falla. Engloban lo que se denomina mantenimiento

predictivo y mantenimiento preventivo, aunque RCM utiliza los trminos de reacondicionamiento

cclico, sustitucin cclica y mantenimiento a condicin.

41

3.5.7. Acciones a falta de.

Estas tareas tratan con el estado de falla, y son elegidas cuando no es posible identificar una

tarea proactiva efectiva. Las acciones a falta de, incluyen bsqueda de falla, rediseo y

mantenimiento a rotura.

3.5.8. Tipos de mantenimiento

Existen 4 tipos de mantenimiento distintos:

Mantenimiento Predictivo o a condicin.

Mantenimiento Preventivo (Sustitucin o Reacondicionamiento).

Mantenimiento Correctivo.

Mantenimiento Detectivo o de bsqueda de falla

3.5.8.1. Mantenimiento predictivo o a condicin.

Consiste en la bsqueda de indicios o sntomas que permitan identificar una falla y actuar

antes de que ocurra, para evitar la falla funcional y sus consecuencias, las 4 categoras principales

de tcnicas a condicin son las siguientes:

Tcnicas de monitoreo de condicin: Implica el uso de algn equipo especializado para

monitorear el estado de otros equipos.

Tcnicas basadas en variaciones en la calidad del producto.

Tcnicas de monitoreo de los efectos primarios, que implican el uso inteligente de

indicadores existentes y equipos de monitoreo de procesos.

Tcnicas de inspeccin basadas en los sentidos humanos.

3.5.8.1.1. Intervalo P-F

Es el intervalo entre el momento en que ocurre una falla potencial y su decaimiento hasta

convertirse en una falla funcional. Las tareas de monitoreo de la condicin deben ser realizadas a

intervalos menores al intervalo P-F.

42

3.5.8.2. Mantenimiento preventivo (sustitucin o reacondicionamiento cclico).

Agrupa todas aquellas tareas de sustitucin o reacondicionamiento hechas a intervalos fijos

independientemente del estado del elemento o componente. Estas tareas solo son validas si existe

un patrn de desgaste, es decir si la probabilidad de falla aumenta rpidamente despus de

superar la vida til del elemento.

3.5.8.2.1. Tareas de reacondicionamiento cclico.

Consisten en reconstruir un componente o hacer una gran reparacin a un conjunto antes o

en el lmite de edad especfico, independientemente de su condicin en ese momento. La

frecuencia de este tipo de tareas est gobernada por la edad en la que la pieza o componente

muestra un rpido incremento en la probabilidad condicional de falla.

3.5.8.2.2. Tareas de sustitucin cclica.

Consisten en descartar un elemento o componente antes, o en el lmite de edad especifico,

independientemente de su condicin en el momento. La frecuencia de este tipo de tareas, esta

gobernada por la edad a la que la pieza o componente muestra un rpido incremento en la

probabilidad de falla.

3.5.8.3. Mantenimiento correctivo.

Si se decide que no se realizara ninguna tarea proactiva (predictiva o preventiva) para

manejar una falla, sino que se reparara la misma una vez que ocurra, entonces estamos hablando

de mantenimiento correctivo. Esta accin es valida solo si:

No puede encontrarse una tarea cclica apropiada para una funcin oculta, y la falla

mltiple asociada no tiene consecuencias para la seguridad o el medio ambiente.

No puede encontrarse una tarea costo-eficaz para fallas que tienen consecuencias

operacionales o no operacionales.

El costo de la falla es menor que el costo de su prevencin.

Este tipo de mantenimiento no significa que simplemente nos olvidemos del equipo,

pueden existir circunstancias en las que merece la pena considerar el rediseo para reducir los

costos globales.

43

3.5.8.3.1. Rediseo.

Se refiere a cualquier cambio en la especificacin de algn componente de un equipo, esto

significa cualquier accin que implique un cambio en un plano o una lista de piezas. Incluye una

modificacin en la especificacin de un componente, el agregado de un elemento nuevo, la

sustitucin de una maquina entera por una de marca o tipo diferente, o cambiar una maquina de

lugar. La ejecucin de este tipo de tareas es justificable si se considera reducir los costos

globales, o si una falla pudiera afectar la seguridad o el medio ambiente y no puede encontrarse

una tarea proactiva que reduzca el riesgo de falla a un nivel tolerable.

3.5.8.4. Mantenimiento detectivo o de bsqueda de fallas.

Consiste en la prueba de dispositivos de proteccin bajo condiciones controladas a

intervalos regulares, para asegurarse que los mismos sern capaces de brindar la proteccin

requerida cuando sea necesario. Merece la pena realizar este tipo de tareas si reduce la

probabilidad de falla mltiple a un nivel tolerable.

Los criterios explicados anteriormente en el ndice 3.5.8 nos permite responder la pregunta

(6) y (7) del proceso de RCM.

3.5.9. Diagrama de decisin de RCM

La hoja de decisin es el segundo documento utilizado en la aplicacin del RCM figura

3.24 (el primero es la hoja de informacin) este permite dar respuesta a las preguntas formuladas

en el diagrama de decisin figura 3.25.

44

Figura 3.24 Hoja de decisin del RCM. Fuente: Aladon, Inglaterra, (1999). RCM Reliability-Centered-Maintenance.

45

Figura 3.25 Diagrama de decisin. Fuente: Aladon, Inglaterra, (1999). RCM Reliability-Centered-Maintenance.

46

Las columnas tituladas F, FF y MF identifican el modo de falla que se analizan en esa lnea.

Se utilizan para correlacionar las referencias entre las hojas de informacin y las hojas de

decisin como se muestra en la figura 3.26.

Figura 3.26 Referencia entre hoja de informacin y hoja de decisin. Fuente: Aladon, Inglaterra, (1999). RCM Reliability-Centered-Maintenance.

Las columnas tituladas H, S, E, O son utilizadas para registrar las respuestas a las preguntas

concernientes a las consecuencias de cada modo de falla, las respuestas son registradas en la hoja

de decisin basndose en lo que a continuacin se muestra en la figura 3.27.

Figura 3.27 Como se registran las consecuencias de falla en la hoja de decisin. Fuente: Aladon, Inglaterra, (1999). RCM Reliability-Centered-Maintenance.

Las 3 columnas siguientes (H1 S1 O1 N1, H2 S2 O2 N2, H3 S3 O3 N3) registran si ha

sido seleccionada una tarea proactiva, y si es as que tipo de tarea es:

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La columna H1 S1 O1 N1 es utilizada para registrar