Universidad de Costa Rica Facultad de Ingeniería
Escuela de Ingeniería Eléctrica
IE – 0502 Proyecto Eléctrico
CONFIABILIDAD DE UNA RED DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARA UN USUARIO INDUSTRIAL
Por:
CHRISTIAN MÉNDEZ RODRÍGUEZ
Ciudad Universitaria Rodrigo Facio
Diciembre del 2009
i
CONFIABILIDAD DE UNA RED DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARA UN USUARIO INDUSTRIAL
Por: CHRISTIAN MÉNDEZ RODRÍGUEZ
Sometido a la Escuela de Ingeniería Eléctrica
de la Facultad de Ingeniería
de la Universidad de Costa Rica
como requisito parcial para optar por el grado de:
BACHILLER EN INGENIERÍA ELÉCTRICA
Aprobado por el Tribunal:
_________________________________ Dr. Jorge Blanco Roldán
Profesor Guía
_________________________________ _________________________________ Dr. Franklin Chinchilla Hidalgo Msc. Noel Augusto Anderson-Bryan Profesor lector Profesor lector
ii
ÍNDICE GENERAL
ÍNDICE DE FIGURAS ............................................................................... iii
ÍNDICE DE TABLAS .................................................................................. iv
NOMENCLATURA ...................................................................................... v
RESUMEN.................................................................................................... vi
CAPÍTULO 1: Introducción ......................................................................... 1
1.1 Objetivos ........................................................................................................................... 4
1.1.1 Objetivo general ..................................................................................................... 4 1.1.2 Objetivos específicos ............................................................................................. 4
1.2 Metodología ...................................................................................................................... 5 CAPÍTULO 2: Desarrollo teórico ................................................................ 6
2.1 Teoría de probabilidades en la evaluación de confiabilidad ............................................. 6
2.1.1 Distribuciones de probabilidad .............................................................................. 6 2.1.1.1 Distribución exponencial ........................................................................................ 7
2.2 Confiabilidad ..................................................................................................................... 9
2.2.1 Funciones ............................................................................................................. 10 2.2.2 Funciones de confiabilidad .................................................................................. 12
2.3 Técnicas básicas para redes eléctricas de distribución.................................................... 13 2.3.1 Datos necesarios para evaluación de confiabilidad.............................................. 14
2.3.2 Procedimiento para el análisis de confiabilidad y disponibilidad ........................ 17
2.3.2.1 Cálculo de confiabilidad de cada tipo de configuración una red eléctrica ............ 18
2.4 Índices de confiabilidad .................................................................................................. 23 2.4.1 Indicadores orientados al cliente .......................................................................... 24 2.4.2 Indicadores basados en la carga ........................................................................... 27 2.4.3 Desempeño del sistema ........................................................................................ 28
CAPÍTULO 3: Cálculo de la confiabilidad de un sistema eléctrico ......... 29 3.1 Evaluación de la confiabilidad de una red eléctrica ........................................................ 29 3.2 Resultados obtenidos ...................................................................................................... 34 3.3 Análisis de la evaluación de confiabilidad ...................................................................... 43 CAPÍTULO 4: Conclusiones y recomendaciones ...................................... 47
BIBLIOGRAFÍA ......................................................................................... 53
iii
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2.1 Típica tasa de falla de un componente eléctrico en función de la edad. ............... 8
Figura 2.2 Curva de densidad de falla y áreas R(t) y Q(t). ................................................... 12 Figura 2.3 Gráfico de estados promedio con respecto al tiempo. ......................................... 16
Figura 2.4 Transición de estados de un elemento eléctrico. ................................................. 16 Figura 3.1 Diagrama eléctrico unifilar visto por la barra de la Unidad de Crudo. ............... 31
Figura 3.2 Diagrama unifilar visto por la Unidad de Crudo con subsistemas asignados y puntos de interés marcados. .................................................................................................. 33 Figura 3.3 Diagrama de bloques que representa a la figura 3.2. .......................................... 34 Figura 3.4 Curvas de la confiabilidad con respecto al tiempo para cada una de las 5 redes eléctricas. .............................................................................................................................. 40
Figura 3.5 Curva de confiabilidad con respecto al tiempo de la red completa desde las fuentes de energía eléctrica hasta la barra de la Unidad de Crudo. ...................................... 41
Figura 4.1 Propuesta de aviso que puede ser utilizado dentro de la aplicación del software de confiabilidad. .................................................................................................................... 49
iv
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 3.1 Costo de refinación del slop para diferentes duraciones de falla. ......................... 30
Tabla 3.2: Cálculo de la confiabilidad y sus indicadores para todos los elementos que constituyen la red 1 y su equivalente. ................................................................................... 35 Tabla 3.3 Cálculo de la confiabilidad y sus indicadores para todos los elementos que constituyen la red 2 y su equivalente. ................................................................................... 36 Tabla 3.4 Cálculo de la confiabilidad y sus indicadores para todos los elementos que constituyen la red 3 y su equivalente. ................................................................................... 37 Tabla 4.1: Valores de MTTF que pueden ser utilizados para relizar la medición. ............... 49
v
NOMENCLATURA
λ Tasa de falla
µ Tasa de reparación
f Frecuencia de fallas
m Tiempo medio de funcionamiento
r Tiempo medio de reparación
T Tiempo medio entre fallas
f(t) Densidad de fallas
R(t) Confiabilidad de un sistema
Q(t) Desconfiabilidad de un sistema
vi
RESUMEN
En este proyecto se trata de mostrar una metodología con algunos criterios que pueden ser
útiles para la evaluación de confiabilidad de un circuito de alimentación eléctrica, para
posteriormente aplicarlo a un caso real de interés. Esto se logra con la recopilación de
información mediante una serie de investigaciones de varias fuentes, principalmente de
bibliográficas, y con la ayuda de profesionales en la materia.
Al estudiar el marco conceptual de la confiabilidad, se realizó una evaluación al Plantel de
Refinación de la Refinería Costarricense de Petróleo, específicamente a la red eléctrica del
sector considerado más crítico en la refinación del crudo. Los resultados demostraron que
hay ciertas partes de la red eléctrica que son más vulnerables a fallas que otras; sus causas
se deben a la calidad y el tipo de los elementos conectados y las condiciones operativas a
las que estos están sometidos, afectando la continuidad del servicio, trayendo como
consecuencias pérdidas económicas a la empresa. Sin embargo, para reducir las
probabilidades de falla, se supo que la configuración de la red, la calidad y la cantidad de
los equipos utilizados pueden ayudar a mejorar la continuidad del servicio.
Igualmente, al realizar una evaluación de confiabilidad, se pueden hacer muchas
consideraciones y recomendaciones que pueden incrementar el desempeño de la
continuidad de la red, que a su vez mejora las políticas de mantenimiento para su
planificación estratégica. Por lo que estas evaluaciones deberían ser parte de los estudios de
las empresas proveedoras de energía eléctrica y aquellas industrias que también tienen
complejas redes eléctricas para energizar sus procesos.
1
CAPÍTULO 1: Introducción
La evolución de los pilares y principios físicos que fundamentan los conceptos de las
ciencias exactas aplicadas han permitido que estas desarrollen constantemente sistemas
tecnológicos con el fin de mejorar la calidad de vida de los seres humanos, superando las
necesidades que han surgido a través del tiempo. No obstante, como muchos de estos
desarrollos se han convertido en objetos de uso diario y hasta de dependencia en la vida
cotidiana, se espera que estos sean seguros y confiables, con el fin de lograr una buena
satisfacción a los usuarios, siempre provocando el menor impacto ambiental al entorno que
lo rodea. Es por esto que se han investigado formas para calcular la confiabilidad de los
sistemas, con el objetivo de tratar de estimar el grado de seguridad y disponibilidad, que
estos tendrán durante su vida de operación, es por eso que las ingenierías actualmente se
dedican a diseñar y construir sistemas que garanticen que los diseños estén de acuerdo a la
necesidad y cumplan con los requisitos estipulados legalmente; esto es muy importante, ya
que de lo contrario que no se cumpla alguno, puede producir que durante la operación del
mismo se provoque una falla técnica, que lleve a traer algún tipo de pérdida que sea de
interés para alguno de los afectados, provocando hasta irritación a miembros de una
sociedad, o incluso el daño corporal de los seres vivos. Por esta misma razón, el desarrollo
de técnicas para la evaluación de la confiabilidad ha tomado mucho interés; en el pasado,
estos eran inicialmente investigados por industrias aeroespaciales y militares, ya que estos
necesitaban garantizar el buen funcionamiento de sus equipos, de la forma más exacta
posible, para poder reducir al máximo el impacto económico o social que un error podría
2
producir. Es por ello que las técnicas desarrolladas para las evaluaciones de confiabilidad,
se han tratado de concretar con métodos basados en cálculos matemáticos fundamentados
en muchos principios básicos que las ciencias exactas han postulado, esto con el fin de
poder obtener un valor numérico que represente el mejor grado de confiabilidad, logrado
con los fundamentos más razonados y lógicos, para ser utilizados en el análisis de muchas
otras aplicaciones donde una falla puede provocar un riesgo socioeconómico.
Las técnicas de evaluación de confiabilidad han estado muy de la mano con los estudios de
probabilidad y estadística de riesgo, elaborados con muchos métodos matemáticos que
calculan valores numéricos que van a representar la probabilidad de disponibilidad del
sistema, o en contraste, la probabilidad de falla del mismo. En ingeniería, cada uno de los
elementos que conforman al sistema de interés tiene un valor probabilístico de falla, los
cuales en conjunto van a significar el grado de confiabilidad del diseño elaborado en su
totalidad. Para la ingeniería eléctrica, se pueden realizar estudios de confiabilidad para toda
una red eléctrica de potencia, o para cada uno de los subsistemas que lo conforman, como
pueden ser todos aquellos diseños destinados a la producción, transmisión, distribución y
utilización final de la energía eléctrica de forma independiente. Si se deseara un análisis
más detallado de cada subsistema se puede estudiar cada equipo eléctrico o accesorio
utilizado en la red eléctrica específica de interés.
Dentro de estos análisis, se sabe que la vida útil, eficiencia y estabilidad operativas,
continuidad del servicio, costos de operación, índices de incidentes, tiempo de recuperación
después de un colapso, calidad de la energía, entre otros, son parte de los criterios exigidos
y fundamentales que deben ser tomados en cuenta al elaborar cualquier diseño de un
3
sistema eléctrico de potencia; no obstante, un buen grado de confiabilidad es uno de los
aspectos más importantes que se debe de garantizar al diseñar un sistema de potencia, pues
los consumidores, en especial los industriales, desean tener suministros eléctricos lo más
confiables posible, para garantizar una producción ininterrumpida en sus procesos, dado
por un servicio eléctrico continuo con la menor cantidad de fallas posibles. Esto se logra,
realizando un diseño estratégico de la utilización y ubicación de cada uno de los elementos
que van a ser parte del trasiego de la energía eléctrica desde que es generada, hasta que
llega al cliente, siempre buscando que el diseño sea viable y óptimo en todo aspecto,
manteniendo un grado de complejidad razonable. Para el caso de las redes eléctricas de
transmisión y distribución, al ser estas indispensables para llevar la energía eléctrica a cada
cliente de una sociedad, indiferentemente de tipo, ya sean residencial, comercial o
industrial, han empezado a ser de gran interés para los proveedores de energía eléctrica. Los
consumidores industriales desean tener un suministro energético de electricidad lo más
continuo posible, pues una falla en la red de distribución a la cual está conectado puede
causar un efecto negativo en su producción, reflejado en pérdidas económicas
considerables. Por lo tanto, para poder evitar estos inconvenientes existen evaluaciones de
confiabilidad que, aplicadas de forma apropiada, pueden demostrar que los sistemas de
distribución eléctrica son confiables y seguros antes de ser instalados de acuerdo a los
diseños estudiados.
Entonces, es importante conocer y definir una metodología para calcular la confiabilidad
de un circuito eléctrico; actualmente existen muchas propuestas y teorías desarrolladas para
determinar el grado de confiabilidad en los sistemas de potencia eléctrica, y muchas de
4
ellas son muy utilizadas por su buen desarrollo teórico que ha sido reconocido a nivel
mundial. Es por ello que dentro de esta investigación se van a estudiar los métodos para la
evaluación de los estudios de confiabilidad por medio de una sistemática de investigación
en fuentes bibliográficas, vía internet y otros medios de consulta, para plantear una
propuesta para el estudio de confiabilidad en la red de suministro eléctrico para un usuario
industrial, basado en criterios y marcos teóricos de las técnicas existentes, que luego van a
ser aplicados a un caso real, específicamente a la red de distribución eléctrica más
importante ubicada en el plantel de refinación de La Refinería Costarricense de Petróleo.
1.1 Objetivos
1.1.1 Objetivo general
Realizar un marco de estudio para poder determinar el grado de confiabilidad para un
circuito de alimentación de un usuario final del tipo industrial y convalidar su aplicación a
un caso real.
1.1.2 Objetivos específicos
� Fijar los criterios para estudiar la confiabilidad de un circuito de distribución radial.
� Determinar e implementar una metodología para el estudio de la confiabilidad de un
circuito radial que alimenta una carga industrial.
� Establecer los indicadores más apropiados para evaluar la confiabilidad en los
circuitos de alimentación de una carga de tipo industrial.
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� Convalidar loa metodología propuesta y obtener los indicadores de confiablidad
para el caso real del Plantel El Alto de la Refinería Costarricense de Petróleo.
1.2 Metodología
Para el desarrollo de la investigación, se va a utilizar una metodología basada en la
búsqueda de investigación en diferentes sitios de internet y bibliotecas, siempre de la mano
con la consulta de profesionales en los diferentes campos que pueden involucrar el
proyecto. Por lo tanto, inicialmente, se va a recurrir a las fuentes bibliográficas
correspondientes a los temas de confiabilidad, para poder estudiar y analizar todos los
axiomas postulados que se plantean, permitiendo una buena comprensión y desarrollo de
las bases para la concretar la metodología que pretende la elaboración de la propuesta que
permitiría el estudio de confiabilidad de la red de distribución eléctrica de un usuario
industrial.
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CAPÍTULO 2: Desarrollo teórico
2.1 Teoría de probabilidades en la evaluación de confiabilidad
Los estudios de confiabilidad inicialmente establecían únicamente la probabilidad de que
una determinada instalación opere. Sin embargo, la teoría de las probabilidades, por si sola,
no puede ni debe ser usada para emitir algún criterio sobre la confiabilidad de un sistema,
ya que la probabilidad de falla no da información relacionada con la duración de la falla,
además que no permite evaluar el riesgo de falla en un intervalo corto de tiempo, así como
no resulta posible apreciar el número de pasos por los diferentes estados en un intervalo y
no sigue la evolución de los estados por los que puede evolucionar un sistema. La teoría de
las probabilidades es solo una herramienta y como tal le permitirá al ingeniero transformar
los conocimientos que tiene sobre el sistema, en una apreciación cuantitativa del
comportamiento operativo futuro que presentará el sistema, o en su defecto sólo se puede
usar para determinar el grado de disponibilidad de una instalación. Por lo tanto, la teoría de
las probabilidades no debe intervenir en la consideración de criterios en un ingeniero.
2.1.1 Distribuciones de probabilidad
Existen muchas distribuciones de probabilidad que permiten evaluar y analizar estudios de
confiabilidad en sistemas de ingeniería. Entre ellos cabe mencionar los siguientes,
− Poisson.
− Binomial.
− Normal.
− Exponencial
− Weibull.
− Gamma.
− Rayleigh.
− Lognormal.
− Rectangular.
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Cada una de estas tienen diferentes aplicaciones, no obstante, para equipos eléctricos hay
distribuciones que son más útiles y sus resultados pueden representar la tasa de falla λ(t), la
cual se define como
λ � �ú���� � ���� ��� ���� � �������ú���� � ���������� ����� �� � ����� (2.1.1-1)
2.1.1.1 Distribución exponencial
La distribución exponencial, o estrictamente exponencial negativa, es probablemente la más
conocida y usada en la evaluación de confiabilidad de sistemas eléctricos. El factor más
importante de esta distribución para ser útil es que la tasa de falla λ(t) debe ser constante e
independiente del tiempo, de tal forma que no se caiga en altos grados de incertidumbre,
pues de otra forma, su aplicación resultaría mucho más complicada. Para justificarlo,
existen dos razones,
1. Las técnicas analíticas, particularmente de grandes sistemas, son complejas a menos
que se simplifiquen. En este caso la hipótesis de tasas de falla constantes y la
aplicación de distribuciones exponenciales simplifica considerablemente el
problema.
2. Los datos usados en la evaluación es a menudo muy limitada e insuficiente para
verificar la distribución correcta. Por lo tanto, se dice que utilizar una técnica más
complicada que la que los datos muestran no es realista.
Es por esto que es importante obtener un valor de la tasa de falla λ(t) lo más cercano a la
realidad y que pueda ser constante (que no dependa del tiempo), y para ello se requiere de
un registro amplio confiable de datos operativos
menos los momentos en que ocurren las fallas y los tiempos de reparación de los
elementos.
En el uso de la distribución exponencial se asume que un c
estado en estado de falla y es reparado, recupera todas sus cualidades de desempeño que
tenía antes de la falla y que después de ser reparado actuará con la misma tasa de falla que
presentaba antes de ocurrir la falla. En la práctic
requerido para la reparación del componente, esto lo hace ser muy utilizada en los análisis
de componentes o sistemas reparables cuyo ciclo de vida esté compuesto de periodos de
operación normal y de periodos de fa
distribución sea válida hay que aplicarlo para las condiciones de funcionamiento normal del
componente.
Figura 2.1 Típica tasa de falla de un componente eléctrico en función d
un registro amplio confiable de datos operativos del sistema de interés que indiquen al
menos los momentos en que ocurren las fallas y los tiempos de reparación de los
En el uso de la distribución exponencial se asume que un componente que, habiendo
estado en estado de falla y es reparado, recupera todas sus cualidades de desempeño que
tenía antes de la falla y que después de ser reparado actuará con la misma tasa de falla que
presentaba antes de ocurrir la falla. En la práctica su aplicación permite estimar el tiempo
requerido para la reparación del componente, esto lo hace ser muy utilizada en los análisis
de componentes o sistemas reparables cuyo ciclo de vida esté compuesto de periodos de
operación normal y de periodos de falla sin interrupción. Sin embargo, para que esta
distribución sea válida hay que aplicarlo para las condiciones de funcionamiento normal del
Típica tasa de falla de un componente eléctrico en función d
8
del sistema de interés que indiquen al
menos los momentos en que ocurren las fallas y los tiempos de reparación de los
omponente que, habiendo
estado en estado de falla y es reparado, recupera todas sus cualidades de desempeño que
tenía antes de la falla y que después de ser reparado actuará con la misma tasa de falla que
a su aplicación permite estimar el tiempo
requerido para la reparación del componente, esto lo hace ser muy utilizada en los análisis
de componentes o sistemas reparables cuyo ciclo de vida esté compuesto de periodos de
lla sin interrupción. Sin embargo, para que esta
distribución sea válida hay que aplicarlo para las condiciones de funcionamiento normal del
Típica tasa de falla de un componente eléctrico en función de la edad.
9
Como se puede ver en la figura 2.1, el tiempo de funcionamiento normal del componente
eléctrico está definido en el intervalo entre el tiempo después de que se ha considerado el
elemento libre de defectos de fábrica y justo cuando empieza a presentar muestras de
desgaste por el uso del equipo. Si se deseara disminuir el tiempo de defectos de fábrica,
para evitar cualquier falla temprana durante la operación del equipo, es usual solicitar a los
fabricantes de los equipos pruebas de funcionamiento más especializadas que las de rutina,
con el fin de poder garantizar que el equipo está diseñado para operar bajo las condiciones
ambientales y operativas nominales a las que va a ser sometido.
2.2 Confiabilidad
La confiabilidad se originó como técnica de comparación alternativa de opciones en
combinación con aspectos económicos a partir de los criterios de la ingeniería, por lo que se
ha convertido en un aspecto importante del diseño de un sistema. Su desarrollo ha
permitido crear técnicas de evaluación que permiten sustentar criterios ingenieriles acerca
de cuándo y cómo fallará un sistema, los orígenes y las consecuencias de la falla,
permitiendo brindan información acerca de la calidad de un determinado equipo o sistema
por medio de indicadores. Su evaluación a través de estos indicadores cuantitativos permite
establecer políticas de adquisición de bienes, que a su vez contribuyen en realizar diseños y
mantenimiento de los equipos de forma más óptima y económica, basado en la
comparación objetiva de equipos y sistemas a partir de su grado de desempeño operativo.
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La confiabilidad se puede definir como la probabilidad de que una instalación funcione
bajo las condiciones de desempeño para las cuales fue diseñada y las referenciadas en las
bases de diseño en un determinado intervalo; es decir, la confiabilidad se interpreta como la
probabilidad que un componente, equipo o sistema se encuentre operando sin falla en un
momento dado y puede ser expresada como una función en términos de la variable del
tiempo y el comportamiento posible de un entorno dado.
Si el tiempo t, donde un sistema debe operar y las distribuciones de falla para sus elementos
constituyentes son conocidas, entonces la confiabilidad del sistema puede ser calculada
tomando la integral, esencialmente el área debajo de la curva definida por la función de
densidad de probabilidad desde t hasta infinito.
R�t� � � f�t��� dt (2.2-1)
Donde R�t� es la confiabilidad de un sistema
f�t� es la función de densidad de probabilidad.
Adicionalmente, si se deseara definir la probabilidad de falla en un tiempo t, se puede
obtener de la siguiente forma,
Q�t� � � f�t��� dt �2.2-2�
2.2.1 Funciones
Para poder conocer el desempeño histórico de un equipo, es necesario haber tenido una
estadística de operación del componente por varios años bajo condiciones de operación a
las que fue diseñado, lo cual puede ser lo más difícil de lograr, pues se debería de esperar
que los elementos se vean deteriorados hasta que los defectos sean notables y produzcan la
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falla; sin embargo, como muchos fabricantes de equipos actualmente deben realizar pruebas
regidas por normas, con el fin de garantizar que sus productos pueden operar bajo las
condiciones de diseño en que fue elaborado, y como algunas de estas pruebas consisten en
acelerar el proceso de envejecimiento del equipo, entonces con base a las estadísticas
obtenidas por mediciones realizadas durante los procesos de las pruebas, muchos de los
datos que son necesarios para determinar la confiabilidad del equipo se han ido estimando.
Esto permite evaluar un desempeño histórico de los equipos, que a su vez puede servir para
identificar aquellas áreas del sistema que requieren ser reforzadas o modificadas, establecer
tendencias cronológicas del desempeño confiabilístico del sistema, así como tendencias que
servirán de guía para definir futuros indicadores de confiabilidad y comparaciones entre el
comportamiento previsto a nivel de diseño con la experiencia operativa actual.
La confiabilidad además tiene una función de gran importancia, la cual permite que, a partir
de todos los estudios y análisis que se hacen del desempeño histórico del sistema que se
han hecho para determinar su confiabilidad, prevean el desempeño futuro; el
comportamiento futuro del sistema, los beneficios del diseño alternativo, el reforzamiento y
la expansión de los planes, el efecto de las políticas alternas de operación y de
mantenimiento, y el incremento de la relación costo – beneficio que se generaría como
producto del diseño alterno y de las políticas alternas de operación y de mantenimiento,
serían algunos de los aspectos que permitirían ser conocidos adicionalmente.
12
2.2.2 Funciones de confiabilidad
Para entender bien las funciones de confiabilidad, como modo de ejemplo, una función de
funcionamiento está dada por
R�t� � e"λ� (2.2.2-1)
Entonces de la ecuación 2.2-1, la función de la densidad de falla es
f�t� � #���� (2.2.2-2)
Obteniéndose,
f�t� � λe"λ� (2.2.2-3)
Para tener una mejor idea del comportamiento de la densidad de falla, se muestra una curva
en la figura 2.2,
Figura 2.2 Curva de densidad de falla y áreas R(t) y Q(t).
Ahora, si se conociera solamente la ecuación de la función anterior, de las ecuaciones 2.2-1
y 2.2-2, se obtiene las funciones de funcionamiento y de falla,
13
R�t� � � λe"$�dt�� � R�t� � e"$� (2.2.2-4)
Q�t� � � λe"$�dt � 1 &�� e"$� (2.2.2-5)
De esta forma, se puede conocer la función de confiabilidad de un sistema o elemento; no
obstante, se debe de notar que aun no se conoce la tasa de falla, la cual se va a calcular
posteriormente.[1]
2.3 Técnicas básicas para redes eléctricas de distribución Durante mucho tiempo, los sistemas de distribución han recibido menos atención con
relación al modelado y evaluación de confiabilidad en comparación a los sistemas de
generación. La principal razón de estos está en que las estaciones generadoras son de uso
intensivo de capital y su aplicación inadecuada puede tener grandes consecuencias
catastróficas para tanto las sociedades como para el medio ambiente. Por lo tanto, se ha
dado mucho énfasis en asegurar el conocimiento del funcionamiento de este sector de un
sistema de potencia.
Un sistema de distribución es relativamente barato y los cortes tienen un efecto muy
localizado, es por esto que se ha dedicado menos esfuerzo a la evaluación cuantitativa de
diseños alternativos y refuerzos para estos sistemas. No obstante, el análisis estadístico de
fallas al cliente en la mayoría de los servicios muestra que los sistemas de distribución
hacen la mayoría de contribución en la indisponibilidad de energía al cliente. Es por ello
que se ha dado una tendencia a hacer esquemas de refuerzo, con el fin de planificar y
14
asegurar que los recursos capitales son usados para alcanzar el mejor incremento en la
confiabilidad y mejoramiento de las redes eléctricas.
Otros aspectos deben ser considerados en la evaluación de confiabilidad en sistemas de
distribución eléctrica. Primero, a pesar de un esquema de refuerzo puede ser no muy
costoso, grandes sumas de dinero son gastadas colectivamente en estos sistemas. Luego, es
necesario asegurar un balance razonable en la confiabilidad de algunas de las partes de la
red eléctrica, como son la generación, la transmisión y la distribución. Seguidamente, un
número de alternativas deben ser disponibles para el ingeniero con el fin de alcanzar una
confiabilidad aceptable para el cliente, incluyendo esquemas alternativos de respaldo,
repuestos y mejoramiento de la política de mantenimiento. No es posible comparar
cuantitativamente los méritos de estas alternativas al igual que tampoco debe ser sus efectos
por unidad monetaria invertida sin utilizar evaluación de confiabilidad cuantitativa.
2.3.1 Datos necesarios para evaluación de confiabilidad
Los datos necesarios para la evaluación cuantitativa de un sistema de confiabilidad
dependen en cierta parte de la naturaleza del complejo estudiado y el detalle del análisis. En
general, los datos del desempeño de los componentes individuales junto con los tiempos
requeridos para reparar estos elementos, o el tiempo de reemplazo, y los tiempos de
duración de las operaciones de conmutación se resumen en:
a) Tasas de falla asociados con diferentes formas de falla de los componentes.
b) Tiempo esperado de reparación o reemplazo del componente dañado.
c) Tasa de corte por mantenimiento programado de los elementos.
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d) Tiempo de duración esperado de un corte programado.
El tiempo necesario por conmutación automática o manual incluye lo siguiente,
1) Tiempos esperados para abrir y cerrar un disyuntor.
2) Tiempos previstos para abrir y cerrar un interruptor desconectado o de transferencia.
3) Tiempos esperados para reemplazar un fusible.
4) Tiempos previstos para realizar las operaciones de emergencia.
Los tiempos de conmutación pueden ser estimados para el sistema en estudio, basados en la
experiencia, criterio ingenieril, y practica anticipada de operación. De ser posible los datos
deben ser basados de acuerdo al desempeño histórico de otros componentes similares
sometidos a las mismas condiciones de operación y ambientales.
Ahora, para realizar una evaluación de confiabilidad de una red eléctrica, y en caso que
solo se requiera obtener un valor para este, bastaría con conocer ciertos valores que
demuestren el cambio de los estados de los componentes conectados. En la figura 2.3 se
muestra un esquema cronológico que ilustra el cambio de estados de un elemento que
podría ser obtenido a partir de la medición de los tiempos de operación y reparación del
equipo. Cada intervalo de tiempo se puede definir como,
- T = tiempo medio entre fallas.
- m = tiempo medio de operación del componente.
- r = tiempo medio de reparación del componente.
Figura 2.3 Gráfico de estados promedio con respecto al tiempo
Obtenidos los valores anteriores, se
de confiabilidad, pues
El significado de valores de
mostrado en la figura 2.4, donde
estado de falla, y µ sería la transición inversa a
Figura 2
Las unidades de las tres variables
cual fueron medidos los cambios de estado. Entonces, c
Gráfico de estados promedio con respecto al tiempo
ores anteriores, se pueden estimar las variables necesarias para
El significado de valores de λ y µ también se puede ilustrar con un esquema, como el
mostrado en la figura 2.4, donde λ corresponde al estado de funcionamiento normal al
sería la transición inversa a λ.
2.4 Transición de estados de un elemento eléctrico.
Las unidades de las tres variables anteriores van a ser la inversa de la unidad de tiempo a la
cual fueron medidos los cambios de estado. Entonces, conociendo estos valores, se puede
16
Gráfico de estados promedio con respecto al tiempo.
necesarias para el cálculo
(2.3.1-1)
(2.3.1-2)
(2.3.1-3)
también se puede ilustrar con un esquema, como el
corresponde al estado de funcionamiento normal al
Transición de estados de un elemento eléctrico.
inversa de la unidad de tiempo a la
onociendo estos valores, se puede
17
realizar una evaluación de confiabilidad básica del sistema eléctrico de interés por medio de
la metodología que se va a mostrar a continuación. [1]
2.3.2 Procedimiento para el análisis de confiabilidad y disponibilidad
La tasa de falla ' es una medida de desconfiabilidad, el producto λr es igual al tiempo de
inactividad forzada por año y puede ser considerado una medida de indisponibilidad
forzada. El tiempo promedio de inactividad por falla r también puede ser llamado
restaurabilidad.
A partir de las ecuaciones 2.3.1-1, 2.3.2-2 y 2.3.1-3 se pueden obtener tres indicadores muy
utilizados en la evaluación de confiabilidad de las redes eléctricas. Estos indicadores se
pueden definir como,
- MTTF = tiempo medio para fallar (mean time to failure).
- MTTR = tiempo medio de reparación (mean time to repair).
- MTBF = tiempo medio entre fallas (mean time between failures).
Y su equivalente numérico se calcula así,
MTTF � ,λ (2.3.2-1)
MTTR � ,µ (2.3.2-2)
MTBF � , (2.3.2-3)
Estas ecuaciones asumen que:
a) La tasa de falla de los componentes es constantes con la edad.
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b) El tiempo de corte después de una falla tiene una distribución exponencial.
c) Cada falla es independiente de otras fallas.
d) Los tiempos de estado activo son mucho mayores que los tiempos inactivos.
2.3.2.1 Cálculo de confiabilidad de cada tipo de configuración una red eléctrica
Una red eléctrica puede tener muchos elementos conectados entre sí en diferentes formas,
ya sean en serie o en paralelo, enlazando entre sí sistemas mallados que pueden tener
infinidad de configuraciones; sin embargo, cuando se desea obtener la confiabilidad de un
sistema en particular, se recomienda simplificar el sistema realizando grupos de
subsistemas que tengan la misma topología, para luego poder aplicar el cálculo de
confiabilidad de cada uno de estos grupos de forma independiente, disminuyendo la
complejidad de la red eléctrica. Dependiendo del tipo de configuración de cada subsistema
va a existir una serie de ecuaciones únicas para la evaluación de confiabilidad. A
continuación se muestran las ecuaciones para cada arreglo de un sistema eléctrico.
- Sistemas en serie
Se considera un sistema compuesto de dos componentes independientes entre sí, A y B,
conectados en serie, para realizar un análisis de confiabilidad entre dos puntos, como se
muestra en la figura 2.5.
Figura 2.5 Diagrama de bloques de dos elementos conectados en serie.
Este arreglo implica que ambos elementos deben de poder funcionar. Sean R
la probabilidad de funcionamiento y Q
y B respectivamente. Como el funcionamiento y la falla son mutuamente excluyentes y
complementarios,
Entonces, la probabilidad de que el sistema pueda funcionar es,
Si existieran varios componentes formando un si
generaliza a
Es válido además considerar en algunas aplicaciones, y puede ser ventajoso, evaluar la
desconfiabilidad o la probabilidad de falla en vez de analizar la probabilidad de
funcionamiento,
Y la ecuación 2.3.2.1-3 para n elementos
Diagrama de bloques de dos elementos conectados en serie.
Este arreglo implica que ambos elementos deben de poder funcionar. Sean R
la probabilidad de funcionamiento y QA y QB la probabilidad de falla
y B respectivamente. Como el funcionamiento y la falla son mutuamente excluyentes y
ntonces, la probabilidad de que el sistema pueda funcionar es,
Si existieran varios componentes formando un sistema, entonces la ecuación 2.3.2.1
Es válido además considerar en algunas aplicaciones, y puede ser ventajoso, evaluar la
desconfiabilidad o la probabilidad de falla en vez de analizar la probabilidad de
para n elementos se generaliza a
19
Diagrama de bloques de dos elementos conectados en serie.
Este arreglo implica que ambos elementos deben de poder funcionar. Sean RA y RB igual a
la probabilidad de falla de los componentes A
y B respectivamente. Como el funcionamiento y la falla son mutuamente excluyentes y
(2.3.2.1-1)
stema, entonces la ecuación 2.3.2.1-1 se
(2.3.2.1-2)
Es válido además considerar en algunas aplicaciones, y puede ser ventajoso, evaluar la
desconfiabilidad o la probabilidad de falla en vez de analizar la probabilidad de
(2.3.2.1-3)
(2.3.2.1-4)
20
Además, para obtener la tasa de falla equivalente de dos elementos conectados en serie,
basta con realizar una suma de las tasas de falla de cada elemento independiente, entonces,
para dos elementos A y B conectados en serie
(2.3.2.1-5)
Y la ecuación 2.3.2.1-5 para n elementos sería entonces
λ�. � ∑ λ���0, (2.3.2.1-6)
Ahora para conocer el valor de la tasa de reparación equivalente de una red, para el caso de
dos componentes conectados en serie sería,
µ�. � $2$342µ2543
µ354243µ2µ3
(2.3.2.1-7)
En muchos sistemas, el producto '676 es muy pequeño, por lo que 898:;9;:
< 89;9
y a 8:;:
. Por
lo tanto, la ecuación 2.3.2.1-7 se reduce a
µ�. � $2$342µ2543
µ3 (2.3.2.1-8)
A pesar que la ecuación 2.3.2.1-8 es una aproximación, se puede validar una ecuación
generalizada para µ�.con n componentes conectados, por lo que la ecuación de dos
elementos conectados quedarías de esta forma,
µ�. � $=>∑ $?
µ?@A?BC (2.3.2.1-9)
Ahora, la disponibilidad en el tiempo t de un elemento o la red eléctrica analizada se puede
obtener de la siguiente forma,
21
R� � µDλD5µD
(2.3.2.1-10)
Y la indisponibilidad en el mismo tiempo t va a ser,
Q� � λDλD5µD
(2.3.2.1-11)
Donde x puede ser un componente específico o el equivalente de una red eléctrica.
- Sistemas en paralelo
Para un sistema compuesto de dos componentes independientes entre sí, A y B, conectados
en paralelo, se puede realizar un análisis de confiabilidad entre dos puntos, como se
muestra en la figura 2.6.
Figura 2.6 Diagrama de bloques de dos elementos conectados en paralelo.
Para este arreglo, cualquiera de los dos elementos puede estar funcionando para que la
energía eléctrica trasiegue continuamente. Similarmente, para la configuración en serie,
RE F QE � 1 y RG F QG � 1
Pero la probabilidad de que el sistema funcione va a ser,
R�. � 1 & QE · QG (2.3.2.1-12)
Si existieran n componentes formando al sistema, entonces la ecuación 2.3.2.1-12 se
generaliza a
22
R�. � 1 & Q�. (2.3.2.1-13)
De donde Q�. va a ser,
Q�. � ∏ Q���0, (2.3.2.1-14)
Además, para obtener la tasa de falla equivalente de dos elementos conectados en serie, se
debe de realizar un cálculo de la siguiente forma
λ�. � λ2λ3J Cµ25 C
µ3K,5λ2
µ25λ3µ3
(2.3.2.1-15)
De donde se puede generalizar a
λ�. �∏ λ?A?BC ·∑ C
µ?A?BC
,5∑ λ?µ?
A?BC (2.3.2.1-16)
Pero, como ∑ λ?µ?
L60, por lo general es mucho más pequeño que la unidad, entonces una
aproximación para λ�. es,
λ�. � ∏ λ���0, · ∑ ,µ?
��0, (2.3.2.1-17)
Además, la tasa de reparación equivalente es,
µ�. � µE F µG (2.3.2.1-18)
Y la ecuación 2.3.2.1-18 para n elementos sería entonces
µ�. � ∑ µ���0, (2.3.2.1-19)
Ahora, la disponibilidad en el tiempo t de un elemento o la red eléctrica analizada se puede
obtener igual a la configuración en serie,
23
R� � λDλD5µD
(2.3.2.1-20)
Y la indisponibilidad en el mismo tiempo t va a ser,
Q� � µDλD5µD
(2.3.2.1-21)
Donde x puede ser un componente específico o el equivalente de una red eléctrica.
Deben notarse los siguientes tres puntos importantes,
- Antes de usar las ecuaciones anteriores, es necesario establecer si son validas para
el sistema analizado.
- Las ecuaciones solo dan el significado o los valores de los parámetros que se están
calculando.
Ya que de lo contrario no se pueden utilizar las ecuaciones anteriores y se debe de buscar
otro procedimiento para el cálculo de la confiabilidad de la red.[1]
2.4 Índices de confiabilidad
La evaluación cuantitativa de confiabilidad sirve para obtener indicadores que pueden ser
utilizados para conocer el grado de confiabilidad de la red eléctrica, el impacto en el
servicio en caso de indisponibilidad, el costo de repuestos, el esquema de protección y
conmutación, y el mantenimiento.
Los fundamentos necesarios para la evaluación cuantitativa de confiabilidad en sistemas de
potencia involucrados en planificación y diseño incluyen definiciones de conceptos básicos,
discusiones de mediciones útiles de confiabilidad y los datos básicos necesarios para el
cálculo de los indicadores. Un aspecto importante que se debe de tomar en cuenta para el
24
diseño de sistemas de potencia, es conocer los requisitos de las cargas que se van a conectar
a la red eléctrica; esto permitiría asignar los criterios para establecer el grado de
confiabilidad requerido.
Los indicadores pueden ser utilizados para obtener otros similares que son útiles en
planeamiento y diseño de los sistemas de potencia en las industrias y comercios. Los
indicadores de confiabilidad usan conceptos clásicos, como por ejemplo el tiempo medio de
funcionamiento, la duración promedio de interrupción o tiempo medio de reparación y
tiempo medio entre fallas, los cuales pueden ser considerados como los tres indicadores
principales en la evaluación de confiabilidad de un sistema en general. Debe ser notado,
que estos no son valores determinísticos, pero son valores esperados o promedio de una
probabilidad de distribución fundamental y por lo tanto solo representan valores promedio
de largo plazo. Es por esto que se han buscado otros indicadores que pueden representar y
dar una idea aun más clara del desempeño de un sistema en un intervalo de tiempo más
corto. Entre ellos están los indicadores orientados al cliente y otros basados en la carga.
2.4.1 Indicadores orientados al cliente
Existen indicadores adicionales que son utilizados principalmente por las empresas
distribuidoras para determinar la confiabilidad de las redes eléctricas por medio de la
calidad del servicio, entre ellos están:
25
- SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) = Índice de frecuencia
media de interrupción al sistema.
SAIFI � Pú���� � ������ ����������� ·Pú���� � ������������� R���� �ú���� � ������� (2.4.1-1)
- SAIDI (System Average Interruption Duration Index) = Índice de duración media
de interrupción al sistema.
SAIDI � �∑ Pú���� � ������ ����������� �·�Pú���� � ������������� �R���� �ú���� � ������� (2.4.1-2)
- CAIFI (Customer Average Interruption Frequency Index) = Índice de frecuencia
media de interrupción al cliente.
CAIFI � R���� �ú���� � ������������� �� �������R���� �ú���� � ������� ������ (2.4.1-3)
- CAIDI (Customer Average Interruption Duration Index) = Índice de duración media
de interrupción al cliente.
CAIDI � ∑ U�����ó� � �� ������������� �� �������R���� �ú���� � ������������� �� ������� (2.4.1-4)
- ASAI (Average Service Availability Index) = Índice de disponibilidad media del
servicio.
ASAI � ∑ W��� � � ����X���� �� ��Y���� �� �������W��� � ��Y���� ������ ��� �� ������� (2.4.1-5)
26
- ATPII (Average Time Until Power Restore) = Índice medio hasta la restauración de
la energía.
ATPII � ∑ U�����ó� � ������������� Pú���� � ������������� (2.4.1-6)
- CMPII (Customer Minutes per Interruption) = Minutos por interrupción al cliente.
CMPII � ∑ [����� ������� ��� ����������ó�R���� �ú���� � ������������� �� ������� (2.4.1-7)
Ahora, no todos los índices mostrados anteriormente son utilizados por todos los
proveedores de electricidad, pues algunos resultan ser más útiles y representativos que
otros. En la figura 2.7 se muestra un gráfico que indica un ejemplo de la proporción en que
se utilizan los índices en algunas empresas proveedoras de energía eléctrica en Estados
Unidos. [3]
Figura 2.7 Proporción de uso de los índices adicionales.
27
2.4.2 Indicadores basados en la carga
Existen además indicadores basados en la carga.
- ASIDI (Average System Interruption Duration Index) = Índice de duración media
de interrupción del sistema.
ASIDI � \]E [����� ����������� R���� \]E �������� (2.4.2-1)
- ASIFI (Average System Interruption Frequency Index) = Índice de duración media
de interrupción del sistema.
ASIFI � \]E ����������� R���� \]E �������� (2.4.2-2)
- ACIDI (Average Circuit Interruption Duration Index) = Índice de duración media
de interrupción de un circuito.
ACIDI � \]E [����� ����������� R���� \]E �������� (2.4.2-3)
- ACIFI (Average Circuit Interruption Frequency Index) = Índice de frecuencia
media de interrupción de un circuito.
ACIFI � \]E ����������� R���� \]E �������� (2.4.2-4)
Estos son índices adicionales que son menos usuales que los orientados al cliente, pero que
algunas compañías los utilizan para estudiar el desempeño de su servicio.
En síntesis, estos índices orientados al cliente y basados en la carga son particularmente
útiles cuando se desea comparar un año con otro año ya que, en cualquier año dado, no
28
todos los clientes van a ser afectados y muchos van a presenciar completa continuidad del
suministro eléctrico, en cambio otros son útiles cuando se desean conocer tendencias
cronológicas en la confiabilidad de un sistema de distribución en particular.[3]
2.4.3 Desempeño del sistema Los índices orientados del cliente y la carga descritos en las secciones anteriores son muy
utilizados para la evaluación de la severidad de las fallas del sistema en el análisis de
predicción futura de confiabilidad. Estos pueden ser usados también, como un significado
de la evaluación del desempeño pasado de un sistema. De hecho, actualmente ellos
probablemente son los más comúnmente utilizados en esto que para mediciones de
desempeño futuro. La evaluación del desempeño de sistemas es una aplicación valiosa para
por estas tres razones:
- Establecen los cambios cronológicos en el desempeño de sistemas y por lo tanto
ayudan a identificar aéreas débiles y las necesitadas de refuerzo.
- Establecen índices existentes que sirven como una guía de valores aceptables en la
evaluación de confiabilidad futura.
- Permiten predicciones futuras para ser comparadas con experiencia real de
funcionamiento.
29
CAPÍTULO 3: Cálculo de la confiabilidad de un sistema eléctrico
Para aplicar la teoría de probabilidades con el fin de obtener un modelo matemático de
confiabilidad de un sistema eléctrico, es necesario primero definir los elementos que
componen la red eléctrica y el punto de interés de estudio, pero antes, se deben aclarar las
especificaciones técnicas de cada componente y con base en los datos previamente
obtenidos acerca de la tasa de falla y la tasa de reparación de estos elementos, debe
realizarse el análisis respectivo para obtener la probabilidad de funcionamiento de cada
elemento.
3.1 Evaluación de la confiabilidad de una red eléctrica
Se analizará una red eléctrica ubicada en el Plantel de Refinación, de la Refinería
Costarricense de Petróleo, en Moín. El interés de este estudio radica en poder determinar si
el grado de confiabilidad de la red eléctrica mencionada es un factor que influye en las
interrupciones eléctricas provocadas al proceso de refinación, pues el reprocesamiento de
derivados del crudo que no terminó la refinación a causa de una falla eléctrica (conocido
como slop) tiene un costo económico adicional para la empresa. En la tabla 3.1 se muestra
el costo que tuvo cada interrupción para RECOPE en las fechas dadas.
30
Tabla 3.1 Costo de refinación del slop para diferentes duraciones de falla.
Fecha Duración (s) Slop (m3) Slop
(BBL) Costo
($/BBL) Costo de reprocesamiento
(US$)
26/08/09 216 537.3 3380.0 2.25 7603.9 03/09/09 190 420.9 2647.4 2.25 5956.7 11/09/09 212 106.8 671.8 2.25 1511.6 TOTAL 618 1065.0 6698.6 2.25 15072.2
Se puede ver que los costos económicos son considerables, pues las pérdidas son de
$24.4/s. Esto se puede reducir teniendo un sistema eléctrico confiable, que permita la
continuidad del servicio eléctrico en los procesos más críticos de la Planta.
Con respecto a la evaluación de la confiabilidad de la red eléctrica de la Refinería de
RECOPE, se determinó que el sector más importante en el proceso de refinación es la
Unidad de Crudo, ya que se encargada de la destilación primaria del crudo almacenado en
los Tanques de Crudo de la Planta de Refinación. En caso de falla de algún equipo no
respaldado de esta unidad o de una interrupción eléctrica a su barra eléctrica de conexión,
toda la Planta, aunque tenga alimentación eléctrica, por ausencia del flujo de crudo no
podría operar. La figura 3.1 muestra el diagrama unifilar de una parte de la red eléctrica del
Plantel de Refinación de RECOPE, que abarca todos los componentes eléctricos
conectados desde la barra de 138 kV de la subestación del ICE en Moín, hasta la barra
eléctrica de la Unidad de Crudo, que a su vez está respaldada por el grupo de alternadores
sincrónicos acoplados mecánicamente a motores de combustión de ciclo Diesel.
31
Figura 3.1 Diagrama eléctrico unifilar visto por la barra de la Unidad de Crudo.
32
No obstante, para poder determinar la confiabilidad total de la red eléctrica, se va a dividir
esta en cinco grupos radiales (ver figura 3.2). Primero, dos grupos conectados cada uno a
una fuente de energía eléctrica, otro al conjunto de generadores de respaldo (1) y otro a la
alimentación eléctrica principal por la barra de 138 kV del ICE (2), hasta que ambos son
conectados a la barra de 4.16 kV (punto A) ; otros dos grupos (3 y 4) conectados en
paralelo entre las barras de 4.16 kV y 480 V (punto B), y finalmente una conexión radial
(5) desde la barra de 480 V hasta la barra de la Unidad de Crudo (punto C). Este sistema
está diseñado de tal forma que la alimentación eléctrica de respaldo no puede estar
operando simultáneamente con la principal; esto se logra mediante un interruptor de
transferencia automático-manual ubicado justo antes de la barra de 4.16 kV. En la figura
3.2 se muestra un diagrama de bloques con las redes identificadas y los puntos de interés.
Ya definida la configuración del sistema eléctrico y sus especificaciones técnicas, basta con
utilizar los valores de la tasa de falla λ y la tasa de reparación µ para cada componente que
conforma la red, obtenidos de un registro de datos existente hecho para el mismo diagrama
unifilar, o en caso de no tenerlo, de otras fuentes que indiquen equipos eléctricos con
especificaciones técnicas similares. Se aclara que para el estudio de esta red eléctrica, al no
contar con un registro propio de mediciones, entonces se utilizó una serie de datos obtenida
de fuentes bibliográficas, de tal forma que permitiera realizar una aproximación de la
evaluación de confiabilidad, por lo que en este caso puede haber un error que provoque que
los resultados obtenidos no representen exactamente la confiabilidad real que tiene este
33
sistema eléctrico. Además, se asume que todos los equipos electrónicos son reemplazables
y no reutilizables, ya que no son reparables.
Figura 3.2 Diagrama unifilar visto por la Unidad de Crudo con subsistemas asignados y puntos de interés marcados.
34
Entonces, asignando los subsistemas y los puntos de interés, entonces se puede obtener un
diagrama de bloques que representa la red eléctrica que alimenta a la Unidad de Crudo (ver
figura 3.3).
3.2 Resultados obtenidos
En las tablas 3.2, 3.3, 3.4, 3.5 y 3.6 se obtienen los indicadores MTTF, MTTR y MTBF
para cada componente de las diferentes redes eléctricas. Además para cada equipo, se
calcula el valor de la disponibilidad ( ), la disponibilidad de la red si el mismo no estuviera
conectado ( ), la indisponibilidad ( ) y el efecto que tiene su instalación en la
probabilidad de falla. Además, en la figura 3.4, se muestra los gráficos del comportamiento
de la confiabilidad con respecto al tiempo para cada red eléctrica. Estos resultados serán
analizados posteriormente.
Figura 3.3 Diagrama de bloques que representa a la figura 3.2.
35
Tabla 3.2 Cálculo de la confiabilidad y sus indicadores para todos los elementos que constituyen la red 1 y su equivalente.
Equipo eléctrico ^_`a"bc d_`a"bc ^_ d_⁄ MTTF fag MTTR fag MTBF fag h_ hi,_ k_ Efecto
`%c Generador sincrónico 1640 kW - - - - - - 1,00000000 0,99988314 - -
Cable 4.16 kV (90 m) 0,00000390 0,22058824 0,00001768 256410,3 4,53333333 256414,8 0,99998232 0,99990082 0,00001768 15,13
Equipo de sincronización 0,00000035 0,01260000 0,00002778 2857142,9 7,93650794 2857150,8 0,99997222 0,99991091 0,00002778 23,77
Barra 4.16 kV, 2000 A 0,00000065 0,16744186 0,00000387 1543209,9 5,97222222 1543215,8 0,99999613 0,99988701 0,00000387 3,31
Disyuntor de potencia 1250 A 0,00000056 0,04560000 0,00001228 1785714,3 21,92982455 1785736,2 0,99998772 0,99989542 0,00001228 10,51
(falle mientras abre) 0,00000035 0,06034483 0,00000580 2857142,9 16,57142857 2857159,4 0,99999420 0,99988894 0,00000580 4,96
Cable 4.16 kV subterráneo 0,00000390 0,22058824 0,00001768 256410,3 4,53333333 256414,8 0,99998232 0,99990082 0,00001768 15,13
Conmutador automático/manual 4,16kV 0,00000350 0,12500000 0,00002800 285714,3 8,00000000 285722,3 0,99997200 0,99991114 0,00002800 23,96
(falle mientras abre) 0,00000095 0,25132275 0,00000378 1052631,6 3,97894737 1052635,6 0,99999622 0,99988692 0,00000378 3,23
Total Punto A 0,00001416 0,12114473 0,00011687 70631,4 8,25458960 70639,7 0,99988314
0,00011686
36
Tabla 3.3 Cálculo de la confiabilidad y sus indicadores para todos los elementos que constituyen la red 2 y su equivalente.
Equipo eléctrico ^_`a"bc d_`a"bc ^_ d_⁄ MTTF fag MTTR fag MTBF fag h_ hi,_ k_ Efect o
`%c Cable 138 kV aéreo 0,00000049 0,84429066 0,00000058 2049180,3 1,18442623 2049181,5 0,99999942 0,99917891 0,00000058 1,32
Transformador 6 MVA 138 kV/34.5 kV 0,00000487 0,02342427 0,00020790 205338,8 42,69075975 205381,5 0,99979214 0,99938607 0,00020786 10,48
Módulo de protección 0,00000737 0,05929634 0,00012435 135620,8 16,86444701 135637,7 0,99987567 0,99930258 0,00012433 8,40
Cable 34.5kV enterrado (1000 m) 0,00002124 0,05137011 0,00041347 47081,0 19,46657250 47100,4 0,99958670 0,99959147 0,00041330 15,60
Seccionador de línea 34,5kV, 400 A 0,00001385 0,18267386 0,00007582 72202,2 5,47423695 72207,6 0,99992419 0,99925409 0,00007581 7,19
Barra 34.5kV, 1250 A 0,00000041 0,38936372 0,00000105 2439024,4 2,56829268 2439027,0 0,99999895 0,99917939 0,00000105 2,33
Seccionador motorizado 34,5kV 0,00001385 0,38667513 0,00003582 72202,2 2,58615031 72204,8 0,99996418 0,99921412 0,00003582 6,19
Cable 34.5 kV subterráneo (90 m) 0,00002832 0,51999559 0,00005446 35310,7 1,92309322 35312,7 0,99994554 0,99923275 0,00005446 7,66
Empalme de cable 34.5 kV 0,00002960 1,33333333 0,00002220 33783,8 0,75000000 33784,5 0,99997780 0,99920052 0,00002220 8,85
Interruptor automático 34.5kV 0,00001850 1,51020408 0,00001225 54054,1 0,66216216 54054,7 0,99998775 0,99919058 0,00001225 6,61
Transformador 6MVA 0,00000195 0,05124773 0,00003805 512820,5 19,51306127 512840,0 0,99996195 0,99921635 0,00003805 11,25
Cable 4.16 kV subterráneo 0,00000390 0,22058824 0,00001768 256410,3 4,53333333 256414,8 0,99998232 0,99919600 0,00001768 6,74
Conmutador automático/manual 4,16kV 0,00000350 0,12500000 0,00002800 285714,3 8,00000000 285722,3 0,99997200 0,99920631 0,00002800 6,00
(falle mientras abre) 0,00000095 0,25132275 0,00000378 1052631,6 3,97894737 1052635,6 0,99999622 0,99918211 0,00000378 1,40
Total Punto A 0,00014880 0,14371210 0,00103541 6720,4 6,95835615 6727,3 0,99896566
0,00103434
37
Tabla 3.4 Cálculo de la confiabilidad y sus indicadores para todos los elementos que constituyen la red 3 y su equivalente.
Equipo eléctrico ^_`a"bc d_`a"bc ^_ d_⁄ MTTF fag MTTR fag MTBF fag h_ hi,_ k_ Efecto
`%c Barra 4.16 kV, 1250 A 0,00000048 0,25668449 0,00000187 2083333,3 3,89583333 2083337,2 0,99999813 0,99985165 0,00000187 1,24
Disyuntor de potencia 0,00000056 0,04560000 0,00001228 1785714,3 21,92982455 1785736,2 0,99998772 0,99986205 0,00001228 8,17
(falle mientras abre) 0,00000035 0,06034483 0,00000580 2857142,9 16,57142857 2857159,4 0,99999420 0,99985558 0,00000580 3,86
Cable 4.16 kV subterráneo 0,00000390 0,22058824 0,00001768 256410,3 4,53333333 256414,8 0,99998232 0,99986745 0,00001768 11,77
Transformador 2MVA 0,00000108 0,02510204 0,00004302 925925,9 39,83740741 925965,8 0,99995698 0,99989279 0,00004302 28,64
Cable 480 V subterráneo (90 m) 0,00000710 0,26492537 0,00002680 140845,1 3,77464789 140848,8 0,99997320 0,99987657 0,00002680 17,84
Interruptor automático 480 V 0,00000210 0,16666667 0,00001260 476190,5 6,00000000 476196,5 0,99998740 0,99986237 0,00001260 8,39
Barra 480 V, 3200 A 0,00000095 0,18313393 0,00000518 1053740,8 5,46048472 1053746,2 0,99999482 0,99985496 0,00000518 3,45
Interruptor de barras 480 V, 3200 A 0,00000974 0,38960000 0,00002500 102669,4 2,56673511 102672,0 0,99997500 0,99987477 0,00002500 16,64
Total Punto B 0,00002626 0,17478372 0,00015024 38082,2 5,72135655 38087,9 0,99984978
0,00015022
38
Tabla 3.5 Cálculo de la confiabilidad y sus indicadores para todos los elementos que constituyen la red 4 y su equivalente.
Equipo eléctrico ^_`a"bc d_`a"bc ^_ d_⁄ MTTF fag MTTR fag MTBF fag h_ hi,_ k_ Efecto
`%c Barra 4.16 kV, 1250 A 0,00000048 0,25668449 0,00000187 2083333,3 3,89583333 2083337,2 0,99999813 0,99988182 0,00000187 1,56
Disyuntor de potencia 4,16 kV 0,00000056 0,04560000 0,00001228 1785714,3 21,92982455 1785736,2 0,99998772 0,99989223 0,00001228 10,23
(falle mientras abre) 0,00000035 0,06034483 0,00000580 2857142,9 16,57142857 2857159,4 0,99999420 0,99988575 0,00000580 4,83
Cable 4.16 kV subterráneo 0,00000390 0,22058824 0,00001768 256410,3 4,53333333 256414,8 0,99998232 0,99989763 0,00001768 14,73
Transformador 2MVA 0,00000108 0,02510204 0,00004302 925925,9 39,83740741 925965,8 0,99995698 0,99992297 0,00004302 35,84
Cable 480 V subterráneo (90 m) 0,00000710 0,26492537 0,00002680 140845,1 3,77464789 140848,8 0,99997320 0,99990675 0,00002680 22,32
Interruptor automático 480 V 0,00000210 0,16666667 0,00001260 476190,5 6,00000000 476196,5 0,99998740 0,99989255 0,00001260 10,50
Total Punto B 0,00001557 0,12969045 0,00012006 64226,1 7,71066806 64233,8 0,99987995
0,00012005
39
Tabla 3.6 Cálculo de la confiabilidad y sus indicadores para todos los elementos que constituyen la red 5 y su equivalente.
Equipo eléctrico ^_`a"bc d_`a"bc ^_ d_⁄ MTTF fag MTTR fag MTTR fag h_ hi,_ k_ Efecto
`%c Barra 480 V, 3200 A 0,00000095 0,18313393 0,00000518 1053740,8 5,46048472 1053746,2 0,99999482 0,99995435 0,00000518 10,19
Interruptor automático 480 V 0,00000210 0,16666667 0,00001260 476190,5 6,00000000 476196,5 0,99998740 0,99996176 0,00001260 24,78
Cable 480 V subterráneo (90 m) 0,00000710 0,26492537 0,00002680 140845,1 3,77464789 140848,8 0,99997320 0,99997596 0,00002680 52,72
Barra 480V 0,00000114 0,18223963 0,00000626 877193,0 5,48728070 877198,5 0,99999374 0,99995542 0,00000626 12,30
Total Punto C 0,00001129 0,22206049 0,00005084 88581,8 4,50327753 88586,3 0,99994916
0,00005084
Tabla 3.7 Cálculo de la confiabilidad total y sus indicadores.
Circuito ^_`a"bc d_`a"bc ^_ d_⁄ MTTF fag MTTR fag MTTR fag hi,_ k_
Desde la fuente eléctrica hasta Punto A 0,00000003201 0,26485680 0,000000121 31237596,3 3,7756247 31237600,1 0,9999998791 0,0000001209
Desde Punto A hasta Punto B 0,00000000549 0,30447420 0,000000018 182141578,4 3,2843508 182141581,7 0,9999999820 0,0000000180
Desde Punto B hasta Punto C 0,00001129000 0,22206049 0,000050840 877193,0 4,5032770 877198,5 0,9999491600 0,0000508400
Total 0,00001132750 0,22219934 0,000050979 88280,73 4,5004635 88285,23319 0,9999490211 0,0000509789
40
Figura 3.4 Curvas de la confiabilidad con respecto al tiempo para cada una de las 5 redes eléctricas.
41
Figura 3.5 Curva de confiabilidad con respecto al tiempo de la red completa desde las fuentes de energía eléctrica hasta la barra de la
Unidad de Crudo.
42
En la figura 3.4, se grafica el comportamiento de la confiabilidad con respecto al tiempo
para cada uno de los circuitos que conforman la red. Sus funciones matemáticas se
muestran a continuación.
m,�n� � 0.99988314 · t"�.����,u,v·w (3.2-1)
mx�n� � 0.99896566 · t"�.���,u{{·w (3.2-2)
m|�n� � 0.99954978 · t"�.����xvxv·w (3.2-3)
mu�n� � 0.99987995 · t"�.����,~~�·w (3.2-4)
m~�n� � 0.99994916 · t"�.����,,x�·w (3.2-5)
Teniendo los valores equivalentes de la tasa de falla y la tasa de reparación, al igual que la
disponibilidad de cada red, se puede realizar un cálculo para obtener la confiabilidad de la
red eléctrica total. Para obtener este valor, se asumió que la barra de 138 kV del ICE tiene
una disponibilidad igual a uno, y para el sistema de respaldo se supuso que los tres
alternadores, junto con sus circuitos que alimentan a la primera barra de 4.16 kV, pueden
ser equivalentes a una sola red representada por un solo generador y un circuito
alimentador, cuando este generador tiene una disponibilidad equivalente a uno. Ahora,
como la barra de 138 kV y el alternador sincrónico equivalente tienen disponibilidad de
uno, se trabajó como si ambos elementos fueran una sola barra de fuente de energía
eléctrica. De esta forma, las redes 1 y 2 quedarían en paralelo entre esta barra y la de 4.16
kV (punto A). Entonces, realizando el cálculo de la confiabilidad para estas dos redes con
las ecuaciones de sistemas en paralelo, el resultado se muestra en la tabla 7. Igualmente,
muy similar al caso anterior, las redes 3 y 4 están conectadas en paralelo entre los puntos A
43
y B, y en la tabla 7 se muestra el resultado de los valores de confiabilidad de la red eléctrica
equivalente. Para el caso de la red eléctrica 5, como esta es radial desde el punto B hasta el
C, los valores de su evaluación quedan iguales a los de la tabla 6.
Ya teniendo los valores de confiabilidad para cada circuito equivalente, se puede ver que
estos quedan conectados en serie, por lo que ahora se puede obtener la confiabilidad total
de la red. En la tabla 7, se hace el cálculo de los valores de confiabilidad de la red y se hace
un gráfico de su comportamiento con respecto al tiempo. Su función matemática está
descrita de la siguiente forma,
m��n� � 0.9999490211 · t"�.����,,|x�~�·w (3.2-6)
3.3 Análisis de la evaluación de confiabilidad
Para la red eléctrica 1, se puede ver que el componente que causa más efecto en la
indisponibilidad es el conmutador automático encargado de la transferencia de alimentación
a la barra de 4.16 kV. Su importancia es crucial para el respaldo de la fuente de energía
eléctrica principal, por lo que si este elemento falla o se encuentra defectuoso en el
momento que falle algún elemento de la red eléctrica 2, no se podrá restablecer la
electricidad mientras persista alguna de las fallas. Además de este equipo, tiene un efecto
similar el equipo de sincronización, el cual es sumamente importante, pues si este no logra
funcionar apropiadamente, la calidad de la energía eléctrica generada por los alternadores
sincrónicos podría no ser la apropiada, causando mayores problemas al resto de la red.
44
Con respecto a la red eléctrica 2, en la tabla 3, se puede ver que el equipo que tiene más
efecto negativo en la confiabilidad de la red es el cable de 34.5 kV armado que conecta las
subestaciones del ICE a la de RECOPE. A pesar de que este cable está directamente
enterrado, y por ende se disminuye considerablemente la probabilidad de falla causada por
otros factores externos, como por ejemplo los incidentes de tipo ambiental y humano, el
hecho de ser un cable de longitud extensa de aproximadamente 1000 metros, siempre estará
expuesto a altas concentraciones de humedad, tal puede ser el caso de que hayan puntos del
cable que se encuentren totalmente sumergidos en agua, causando un deterioro acelerado en
su aislamiento y en los contactos por corrosión. No obstante, se sabe que por experiencia,
que este elemento nunca ha presentado una falla, por lo que el dato de la confiabilidad de la
red eléctrica 1 aumentaría considerablemente y los datos ' y � no aplican para este
elemento. Sin embargo, aún existe un elemento de alto efecto perjudicial sobre la
confiabilidad de la red, el cual es el transformador ubicado en la subestación del ICE. Por
ser un equipo reductor de tensión que trabaja con un nivel de tensión de transmisión a 138
kV, la calidad de su aislamiento debe ser muy controlada y óptima, por lo que en un
ambiente muy húmedo y corrosivo, el aceite dieléctrico se afecta en grandes magnitudes.
En la tabla 4, se analiza la red eléctrica 3. Se puede ver que el transformador es el equipo
que tiene más efecto en la indisponibilidad de la red, esto se podría causar debido a que al
estar ubicado este en una zona de alta humedad relativa, entonces su aceite va perdiendo su
carácter dieléctrico, aumentando cada vez más su probabilidad de falla. Además en esta red,
45
los cables tienen un efecto negativo considerable en la disponibilidad de la red, pues al ser
cables subterráneos, la humedad y el agua dentro de cajas de registro y tuberías, causan que
el cable se deteriore rápidamente.
La red eléctrica 4 es muy similar a la 3, pero esta tiene un elemento más muy importante
dentro de la confiabilidad de la red; el seccionador de barras de 480 V permite que si
alguno de los componentes eléctricos ubicados en las redes eléctricas 3 y 4 fallase, entonces
las barras de 480 V se unen y la red aún en funcionamiento puede respaldar la alimentación
de la red fallada, evitando una interrupción a las cargas. No obstante, esto es una estrategia
que se toma solamente para poder mantener el servicio continuo a las cargas más críticas
conectadas a las barras de 480 V, pues si se mantuvieran todas las cargas conectadas, puede
que el transformador que se encuentra en servicio se sobrecargarse, aumentando las
probabilidades de falla.
Se puede ver en la tabla 6 los valores de confiabilidad obtenidos para la red eléctrica 5. Esta
por ser una configuración muy sencilla, su confiabilidad casi no se ve afectada; sin
embargo, una falla en esta red causaría que la Unidad de Crudo deje de operar, pues su
barra no está respaldada.
En la figura 4, se puede ver el comportamiento de todas las redes. Se puede ver que la que
tiene el mayor decrecimiento es la red 2; su alta tasa de falla equivalente causa que la
46
probabilidad de falla aumente aceleradamente con respecto a las demás redes. Una razón
más de que esta sea mucho más alta que la de las demás redes eléctricas, se puede deber a
que hay muchos más elementos conectados en serie; el agregar elementos en serie
disminuye rápidamente la confiabilidad de la red.
En la figura 3.5, se muestra la curva de la función de la confiabilidad total descrita en la
ecuación 3.6. Acá se observa que la red total tiene una confiabilidad aceptable descrita por
una tasa de falla mucho menor a la de la red eléctrica 2. Esto último demuestra que la
disponibilidad de la energía eléctrica hasta la barra de la Unidad de Crudo se mejora
considerablemente gracias al sistema eléctrico de respaldo, pues de lo contrario que no
estuviera, la confiabilidad de la red sería muy baja. Esto indica que la unidad de respaldo
debería funcionar en reiteradas ocasiones para poder compensar las fallas eléctricas en la
red 2; no obstante, este hecho implica además un gasto adicional a RECOPE por la
generación eléctrica con máquinas con motor de combustión de Diesel, lo cual podría ser
costoso para la empresa, sin embargo esta opción es mucho mejor que dejar alimentación la
Unidad de Crudo.
47
CAPÍTULO 4: Conclusiones y recomendaciones
La evaluación de confiabilidad es una herramienta que debe de usarse en todos los sistemas
eléctricos, principalmente en aquellos que requieran que esta permita un servicio continuo
al consumidor. Su uso puede ayudar a determinar si una la configuración de la red está bien
diseñada de tal manera que permita caminos alternativos para la fuente eléctrica en caso de
falla, y al mantenimiento de la red en sí.
Para poder realizar un estudio de confiabilidad, es necesario conocer bases de la teoría de
probabilidad y estadística, pues los cálculos y métodos se basan meramente en sus
principios y leyes. Su conocimiento ayuda a determinar cuál modelo o distribución puede
acercarse más al comportamiento de los equipos, tal es el caso de la distribución
exponencial para la vida útil de los equipos eléctricos. No obstante, la teoría de
probabilidades no debe ser por ninguna razón un criterio de confiabilidad, pues como se
explicó, ésta es solo una herramienta que facilita el estudio evaluación de confiabilidad.
Como fue mostrado en la red eléctrica del Plantel de Refinación de RECOPE, el hecho de
que se diseñen redes en paralelo, demuestra que la confiabilidad de una red puede mejorar
considerablemente en comparación con una red radial. No obstante, se sabe que el costo de
tener redes en paralelo para respaldar una misma barra, aumenta el costo del diseño del
sistema eléctrico, pero esto puede ser mejor opción que permitir que un proceso o industria
detenga su producción, teniendo pérdidas económicas.
48
Si bien es cierto que el estudio de confiabilidad es muy importante para el mantenimiento
óptimo del servicio continuo de la red eléctrica, es necesario antes tener un registro de
todos los eventos ocurridos dentro del sistema eléctrico, que permitan poder calcular los
valores de las tasa de falla ' y la tasa de reparación � para futuros análisis. El hecho de
tener estos registros, permiten realizar un modelo matemático confiabilístico más preciso
que tomar valores de otras fuentes, pues va a costar que los equipos a los que se les
tomaron estos datos tengan las mismas condiciones de operación y ambientales que las que
pueden tener los componentes ubicados en la Refinería de RECOPE, en Moín.
La evaluación de confiabilidad, ayuda a mejorar la planeación de mantenimiento de los
equipos eléctricos. Al tener curvas como la mostrada en la figura 3.5, o modelos
matemáticos como la ecuación 3.2-6, se puede estimar un valor aproximado de la
disponibilidad de la red en cualquier momento que se desee, para así poder programar una
fecha que la red eléctrica requiera de mantenimiento antes de que pueda fallar. Se podría
centrar la atención en aquellos equipos, que por experiencia o según los muestren los
modelos matemáticos, tengan mayor tasa de falla, o los que tengan la tasa de reparación
más alta, para evitar que se dañen.
Se recomienda para poder garantizar un buen funcionamiento de la red eléctrica, se realice
un programa de planificación para mantenimiento de los equipos eléctricos basado en la
figura 3.5, de tal manera que se pueda mantener una confiabilidad de tal manera que el
49
tiempo para fallar sea menor a ,
λ. Esto implicaría al menos realizar un mantenimiento
preventivo programado en los puntos más vulnerables a fallar. Para ello se puede realizar
una pequeña aplicación dentro del programa de cómputo de medición y registro de eventos
de la red eléctrica, que mida el tiempo transcurrido después de que la red eléctrica haya
entrado a funcionamiento luego de una revisión. Este programa podría basarse en los
tiempos medios de falla obtenidos en las tablas 3.2, 3.3, 3.4, 3.5 y 3.6 (ver tabla 4.1), para
cada subsistema de redes eléctricas y podría dar mensajes de aviso cuando el tiempo de
falla estimado se acerca, un ejemplo del aviso se muestra a continuación,
Figura 4.1 Propuesta de aviso que puede ser utilizado dentro de la aplicación del software de confiabilidad.
Tabla 4.1 Valores de MTTF que pueden ser utilizados para relizar la medición.
Red eléctrica MTTF (h) MTTF (años) 1 70631,4 8,06 2 6720,4 0,77 3 38082,2 4,35 4 64226,1 7,33 5 88581,8 10,11
50
Además, se aconseja que la empresa realice cursos de capacitación dirigidas a los
encargados de mantenimiento de las instalaciones eléctricas del Plantel de Refinación, para
que puedan tener mejor criterio al realizar las inspecciones de rutina y pruebas a los
equipos. Se menciona también que RECOPE garantice a disposición equipos especializados
para que estos empleados puedan realizar las revisiones y reparaciones necesarias de la
forma más óptima posible.
Igualmente, se recomienda que se tenga un registro de proveedores de equipos eléctricos,
para realizar estudios y comparaciones de los mismos de acuerdo a la calidad y satisfacción
que han dado estos a la empresa, de tal manera que se seleccionen aquellos proveedores de
equipos y accesorios que históricamente hayan brindado el mejor servicio y garantía de los
productos entregados a la institución, lográndose descartar aquellos que no cumplieron con
las exigencias y requerimientos que fueron solicitados.
Además, como una sugerencia y guía, el personal de mantenimiento encargado de las
instalaciones eléctricas del Plantel de Refinación de RECOPE, durante las inspecciones de
rutina debe verificar que:
- Los equipos no presenten deterioros por corrosión para garantizar que los contactos
que pueden tener los interruptores y seccionadoras sean apropiados
- Los empalmes y terminales de transición y modulares de media tensión no estén
expuestos a altas concentraciones de humedad, para conservar la integridad y
51
propiedad de su aislamiento. Por lo que las cajas de registro y tuberías deben de
evitar tener agua depositada dentro de ellas.
- Las uniones a las barras y conexión de equipos sean lo más sólidas posibles, por lo
que se debe comprobar la rigidez de la conexión y que el punto no se encuentre
deteriorado.
- A los transformadores se les deben de realizar inspecciones detalladas del estado de
su operación, para poder determinar que la propiedad dieléctrica de su aceite interno
sea la óptima siempre bajo las condiciones ambientales a las que está expuesto.
- Los conductores deben estar protegidos en tuberías de acuerdo al diseño, y su
instalación debe ser lo más hermética posible.
- Pueden realizarse pruebas a los disyuntores, seccionadores de barra y línea,
interruptores de transferencia automático-manual, para verificar el buen
funcionamiento y que su tiempo de reacción sea el más óptimo.
- El equipo de protección y sincronización del sistema de respaldo funcione
correctamente para que la calidad de energía sea óptima.
- Arrancar el grupo de generadores sincrónicos de respaldo para garantizar su
funcionamiento y evitar deterioro de los equipo por falta de uso.
- Verificar que las baterías de cada generador se encuentre en excelentes condiciones
para que el equipo pueda operar cuando se requiera sin problemas.
52
Además, se recomienda medir y guardar un registro de fallas dentro de la red eléctrica del
Plantel, y las interrupciones causadas por el ICE, pasa así tener los valores de la tasa de
falla y tasa de reparación que permitirían determinar la confiabilidad de la red eléctrica del
Plantel y el proveedor de electricidad a medio plazo, ya que con base a estos se pueden
realizar programas preventivos de mantenimientos según los modelos matemáticos
confiabilístico y comparar la evolución de las redes con respecto al tiempo para determinar
la probabilidad de falla o de interrupción e ir tomando medidas para reforzar las redes en
caso de que se requiera, pues ahora con la ampliación que se planea construir dentro del
Plantel de Refinación para aumentar la capacidad de refinación de crudo, la importancia de
un servicio continuo a la Refinería va a ser mayor y, en caso de una falla, las pérdidas
económicas también lo serían. Por esta razón se rescata la importancia que tiene la
evaluación de confiabilidad en esta red eléctrica para poder dar un buen desempeño de la
continuidad del servicio eléctrico a todo el Plantel, y se invita a todas las demás industrias a
estudiar y realizar estas evaluaciones.
53
BIBLIOGRAFÍA
Libros:
1. Billinton, A. “Reliabity Evaluation of Engineering Systems: Concepts and
Techniques”, Segunda edición, Plenum Publishing Corporation, Estados Unidos,
1992.
2. Billinton, A. “Reliabity Evaluation of Power Systems”, Segunda edición, Plenum
Publishing Corporation, Estados Unidos, 1996.
3. Burke, J. “Power Distribution Engineering”, Primera edición, Marcel Dekker Inc,
Estados Unidos, 1994.
4. IEEE Standards Board, IEEE Industry Applications Society, “IEEE
Recommended Practice for the Design of Reliable Industrial and and
Commercial Power Systems”, Plenum Publishing Corporation, Estados Unidos,
2007.
5. Igor A. Ushakov, “Handbook of Reliabity Engineering”, Primera edición, John
Wiley & Son, Inc, Estados Unidos, 1994.
Otros documentos:
6. Chinchilla, F, “Curso de Confiabilidad de la Escuela de Ingeniería Eléctrica”,
Costa Rica.