lopez gonzalez alejandro esteban tesis mantenimiento

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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO PROGRAMA DE POSTGRADO EN GERENCIA DE MANTENIMIENTO SISTEMA INTEGRAL DE MANTENIMIENTO PARA REDES ELÉCTRICAS ASOCIADAS A MOTORES DE ALTA POTENCIA EN LA INDUSTRIA PETROLERA VENEZOLANA Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia para optar al Grado Académico de: MAGÍSTER SCIENTIARUM EN GERENCIA DE MANTENIMIENTO Autor: ALEJANDRO ESTEBAN LÓPEZ GONZÁLEZ Tutor: Ana Irene Rivas Co-tutor: José Luís Galindo Maracaibo, Octubre de 2008

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Page 1: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO

PROGRAMA DE POSTGRADO EN GERENCIA DE MANTENIMIENTO

SISTEMA INTEGRAL DE MANTENIMIENTO PARA REDES ELÉCTRICAS ASOCIADAS A MOTORES DE ALTA POTENCIA EN LA INDUSTRIA

PETROLERA VENEZOLANA

Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia

para optar al Grado Académico de:

MAGÍSTER SCIENTIARUM EN GERENCIA DE MANTENIMIENTO

Autor: ALEJANDRO ESTEBAN LÓPEZ GONZÁLEZ

Tutor: Ana Irene Rivas

Co-tutor: José Luís Galindo

Maracaibo, Octubre de 2008

Page 2: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

APROBACIÓN

Este jurado aprueba el Trabajo de Grado Titulado SISTEMA INTEGRAL DE MANTENIMIENTO PARA REDES ELÉCTRICAS ASOCIADAS A MOTORES DE ALTA POTENCIA EN LA INDUSTRIA PETROLERA VENEZOLANA, que Alejandro Esteban López González, C.I.: 14.987.231, presenta ante el Consejo Técnico de la División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería, en cumplimiento del artículo 51, parágrafo 51.6 de la sección Segunda del Reglamento de Estudios para Graduados de la Universidad del Zulia, como requisito para optar a Grado académico de:

MAGÍSTER SCIENTIARUM EN GERENCIA DE MANTENIMIENTO

Coordinador del Jurado Ana Irene Rivas C.I.: 4.152.755

Carlos Belinskif Nancy Mora de Morillo C.I.: 4.369.821 C.I.: 4.062.002

Director de la División de Postgrado Gisela Paez

Maracaibo, Octubre de 2008

Page 3: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

López González, Alejandro Esteban. Sistema Integral de Mantenimiento para Redes Eléctricas Asociadas a Motores de Alta Potencia en la Industria Petrolera Venezolana. (2008) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 153 p. Tutor: Prof. Ana Irene Rivas; Co-tutor: Ing. José Luís Galindo.

RESUMEN El crecimiento esperado en la producción petrolera nacional venezolana y el desarrollo de nuevos proyectos, implican ampliaciones en la red eléctrica asociada a las instalaciones de producción que generan, a su vez, nuevas y novedosas necesidades en cuanto a confiabilidad y mantenimiento. El proyecto de reemplazo de turbinas por motores eléctricos en PDVSA Occidente, requiere de una nueva red de suministro eléctrico en media y alta tensión (líneas aéreas, cables submarinos, subestaciones y redes de alimentación de motores), para la cual se crean en esta investigación las bases de un sistema integral de mantenimiento que, de acuerdo a las nuevas tendencias a escala internacional y, particularmente, en la industria petrolera, estará centrado en la confiabilidad. Esta filosofía no ha sido aplicada anteriormente a las redes eléctricas del sistema petrolero venezolano y, en las actuales condiciones de crecimiento, por el proyecto antes mencionado, se genera una oportunidad propicia para el desarrollo e implantación de este modelo que, adicionalmente, generará considerables ahorros en cuanto a inversión y reducción de costos por producción diferida asociada a la red de alimentación de los nuevos motores eléctricos a instalarse en sustitución de las ineficientes turbinas a gas. El resultado final será un sistema que se propone servir de plataforma para programas de mantenimiento más efectivos, basados en la realidad del contexto operacional e industrial de la empresa petrolera nacional venezolana. Palabras Clave: Sistema Integral de Mantenimiento, Confiabilidad, Redes eléctricas de alta tensión, mantenimiento centrado en la confiabilidad. E-mail del autor: [email protected], [email protected]

Page 4: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

López González; Alejandro Esteban. Integral System of Maintenance for electrical nets related to high power motors in Venezuela oil industry. (2008) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 153 p. Tutor: Prof. Ana Irene Rivas; Co-tutor: Ing. José Luís Galindo.

ABSTRACT The growth waited for in the Venezuelan oil production and the development of new projects, implies extensions in the associated lines to the production facilities that they generate, as well, new and novel needs as far as reliability and maintenance. The project available of turbines by electrical motors in PDVSA Occidente, requires of a new network of electrical provision in average and high voltage (air lines, underwater cables, substations and networks of feeding of motors) for which designs in this investigation an integral system of maintenance that, according to the new tendencies on international scale and particularly in the oil industry, will be centered in the trustworthiness. This philosophy has not been applied previously to the net of the Venezuelan oil system and, in the present conditions of growth, by the project indicated above, a propitious opportunity for the development and implantation of this model is generated that, additionally, will generate considerable savings as far as investment and reduction of costs by production deferred associated to the feeding network of the new electrical motors to settle replacing the inefficient turbines to gas. The final result will be a system that sets out to serve as platform for more effective programs of maintenance, based on the reality of the operational and industrial context of the national venezuelan oil company. Key Words: Integral System of Maintenance, Reliability, high voltage net, reliability centred maintenance. Author’s e-mail: [email protected], [email protected]

Page 5: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

DEDICATORIA

A mi Dios único y personal que es mi fuerza, inspiración y roca firme

sobre la que descansan todas mis esperanzas. A mí amada esposa Marián, a

mi madre, mi padre y mis hermanos. Ustedes son, sencilla y universalmente,

únicos e irrepetibles en miles de millones de años de evoluciones humanas y

celestiales.

Page 6: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

AGRADECIMIENTO

Agradezco a todo el personal de la Gerencia de Servicios Eléctricos -

PDVSA la información suministrada, especialmente a mis compañeros de

trabajo en la Gerencia de Infraestructura, por su apoyo y comprensión

durante la elaboración de este trabajo.

Agradezco a la profesora Ana Irene Rivas su siempre oportuna

atención, y al Ingeniero José Luís Galindo compartir conmigo sus

conocimientos y amplia experiencia.

Agradezco mucho a mi papá sus consejos y valiosas correcciones a

este trabajo, fundamentadas en sus amplios conocimientos en

mantenimiento industrial. A mi mamá le agradezco la vida entera.

Agradezco a mi dulce esposa su apoyo en la organización de este

trabajo y a mis hermanos sus siempre expresados buenos deseos por mi

éxito, a Leonardo en particular, por su valioso apoyo con su exitoso Byte

Print.

Sin el apoyo de todos ellos, no hubiera sido posible culminar este

trabajo de investigación.

Page 7: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

TABLA DE CONTENIDO

Página RESUMEN………………………………………………………………………………………………………………………… 3 ABSTRACT………………………………………………………………………………………………………………………. 4 DEDICATORIA………………………………………………………………………………………………………………… 5 AGRADECIMIENTO…………………………………………………………………………………………………………. 6 TABLA DE CONTENIDO………………………………………………………………………………………………….. 7 LISTA DE TABLAS …………………………………………………………………………………………………………. 9 LISTA DE FIGURAS……..………………………………………………………………………………………………… 10 INTRODUCCIÓN……………………………………………………………………………………………………………… 12 CAPÍTULO I EL PROBLEMA…………………………………………………………………………………………………. 14 1.1. Planteamiento y formulación del Problema…………..……………………………… 14 1.2. Objetivos de la Investigación.……………………………………………………………….. 16 1.2.1. Objetivo General…………………………………………………………………………….. 16 1.2.2. Objetivos Específicos…………….……………………………………………………….. 16 1.3. Justificación e Importancia de la Investigación…………………………………….. 17 1.4. Alcance de la Investigación..…………………………………………………………………… 19 1.5. Delimitación de la Investigación……………………………………………………………… 19 II MARCO TEÓRICO……………………………………………………………............................ 21 2.1. Antecedentes de la Investigación…………………………………………………………… 21 2.2. Bases Teóricas…………………………………………………………………………………………. 22

2.2.1. Confiabilidad en Redes Eléctricas…………………………………………………… 22 2.2.2. Diseño confiable de Redes Eléctricas…………………………………………….. 26 2.2.3.Métodos de análisis de confiabilidad según la recomendación IEEE Std-493-1997 (Método de Conjunto Mínimo de Corte)……………………………. 27 2.2.4. Sistema integral de Mantenimiento…………………………………………….... 33 2.2.5. Mantenimiento en Sistemas Eléctricos……………………………………….... 38 2.2.6. Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad………………………………… 52 2.2.7. Redes eléctricas asociadas al sector petrolero………………………………. 57

III MARCO METODOLÓGICO……………………………………………………………………………….. 64 3.1. Tipo de Investigación….….………………………………………………………………………. 64 3.2. Diseño de la Investigación..……………………………………………………………………. 65 3.3. Técnicas de recolección de datos…………………………………………………………… 65 3.4. Población…………………………………………………………………………………………………. 66 3.5. Muestra…………………………………………………………………………………………………….. 67 3.6. Procedimiento Metodológico……………………………………………………………………. 67 IV RESULTADOS DE LA INVESTIGACIÓN……………………………… …………………………… 73

4.1. Historial de fallas en la red eléctrica PDVSA Occidente y análisis comparativo de confiabilidad con respecto a las normas internacionales…….. 73

4.1.1. Análisis Técnico de confiabilidad……………………………………………………. 73 4.1.2. Premisas consideradas para el análisis técnico……………………………… 75 4.1.3. Evaluación de confiabilidad, análisis de causas y conclusiones particulares………………………………………………………………………………………………… 76

4.1.4. Factores influyentes en el estado actual del sistema eléctrico del sector petrolero, considerando los programas vigentes de mantenimiento y su filosofía………………………………………………………………………

101

4.1.5. Definición de criterios de diseño……………………………………………………. 108 4.2.Definición de la filosofía de mantenimiento y su aplicación…………………… 130 4.2.1. Definición del esquema general…………………………………………………….. 130

4.2.2. Aplicación de la filosofía adecuada de mantenimiento a redes eléctricas asociadas a motores de alta potencia…………………………………….. 133

Page 8: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

4.3. Planeación del Mantenimiento………………………………………………………………… 134 4.3.1. Pronóstico de la carga de mantenimiento………………………………………. 135 4.3.2. Métodos de prevención de fallas…………………………………………………….. 136 4.3.3. Mantenimiento por Condición, o Mantenimiento Predictivo, aplicado a elementos del sistema eléctrico………………………………………………. 137

4.3.4. Planeación de la capacidad de mantenimiento………………………………. 141 4.3.5. Programación del mantenimiento…………………………………………………… 141

4.4. Actividades de Organización……………………………………………………………….. 141 4.4.1. Filosofía del Mantenimiento Productivo Total (MPT) aplicada a las

actividades de organización del mantenimiento a redes eléctricas……………………………………………………………………………………….. 142

4.4.2. Diseño de los procedimientos……………………………………………………….. 143 4.4.3. Definición de los tiempos estimados…………………………………………….. 144 4.4.4. Control y auditoria del mantenimiento………………………………………….. 145 CONCLUSIONES……………………………………………………………………………………………………………… 147 RECOMENDACIONES……………………………………………………………………………………………………… 150 BIBLIOGRAFÍA………………………………………………………………………………………………………………… 151

Page 9: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

LISTA DE TABLAS

Tabla Página

1 Variables y Ecuaciones para el cálculo de Confiabilidad…………………………………. 75 2 Índices de Confiabilidad de Líneas de transmisión en 115 KV………………………… 78 3 Índices de Confiabilidad de Líneas de transmisión en 69 KV…………………………. 80 4 Índices de Confiabilidad de Líneas de transmisión en 34,5 KV………………………. 82 5 Índices de Confiabilidad de Cable Submarino en 34.5 KV………………………………. 84 6 Índices de Confiabilidad de Interruptores en 115 KV………………………………………. 85 7 Índices de Confiabilidad de Interruptores en 69 KV………………………………………. 87 8 Índices de Confiabilidad de Interruptores en 34.5 KV……………………………………. 89 9 Índices de Confiabilidad de Interruptores en 34.5 KV……………………………………. 91 10 Índices de Confiabilidad de Interruptores en 12.47 KV…………………………………… 92 11 Índices de Confiabilidad de transformadores en 115 KV………………………………. 94 12 Índices de Confiabilidad de transformadores en 69 KV…………………………………. 96 13 Índices de Confiabilidad de transformadores en 34.5 KV………………………………. 97 14 Índices de Confiabilidad de transformadores en 12.47 KV……………………………. 99 15 Índices de Confiabilidad de transformadores en 6.9 KV………………………………… 101 16 Frecuencia de Mantenimientos, en meses, vigente en PDVSA………………………. 102 17 Porcentaje de ejecución de ordenes de mantenimiento preventivo durante los

últimos tres años………………………………………………………………………………………………. 107 18 Dimensiones promedio de celdas en 34.5 KV………………………………………………….. 112 19 Comparación de Dimensiones promedio en celdas en 34.5 kV……………………….. 112 20 Área ocupada por un tablero de distribución SF6 en comparación con uno

igual en Aire………………………………………………………………………………………………………. 112 21 Promedio de corriente nominal máxima disponible en el mercado actual tanto

para aislamiento en aire como para aislamiento en SF6…………………………………. 113 22 Comparación relativa de costos para configuración en barra simple y

Comparación relativa de costos para configuración en doble barra…………….... 115 23 Horas fuera de servicio por elemento de seccionamiento……………………………….. 120 24 Estimación relativa de costos en la fase de desarrollo del proyecto entre

Subestaciones Convencionales y SMC con interruptores desconectables (DCB) e interruptores extraíbles (WCB)…………………………………………………………… 124

25 Comparación de índices de falla y horas de interrupción al año entre líneas aéreas y cables submarinos………………………………………………………………………………. 126

26 Comparación relativa de costos para líneas de transmisión eléctrica de alta tensión……………………………………………………………………………………………………………….. 129

27 Criterios generales para el diseño confiable de la red……………………………………… 130 28 Modificación de la frecuencia de mantenimientos……………………………………………. 135 29 Eficiencia total mínima de acuerdo a MPT………………………………………………………… 145

Page 10: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

LISTA DE FIGURAS

Figura Página 1 Diagrama de bloques general de un sistema de mantenimiento…………………. 35

2 Esquema pertinente a la filosofía de mantenimiento en un sistema integral aplicado a subestaciones eléctricas……………………………………………………………….. 43

3 Mantenimiento preventivo aplicado a subestaciones……………………………………. 44 4 Esquema general de una subestación eléctrica……………………………………………… 44 5 Esquema eléctrico para alimentación de bombas electrosumergibles………….. 58 6 Esquema general de producción por “gas lift”…………………… 60

7 Módulo de compresión de gas accionado por turbina, Módulo de compresión de gas accionado por motor eléctrico…………………………………………………………….. 62

8 Comparación de niveles de eficiencia en sistemas con control de velocidad, a través de la variación de la frecuencia, y de velocidad fija………………………….. 63

9 Red eléctrica, plantas compresoras accionadas con motores e inyección de gas……………………………………………………………………………………………………………………. 63

10 Índices de fallas por año de las líneas de Transmisión en 115 KV………………… 77

11 Horas totales de Interrupción por año debido a fallas en las Líneas de Transmisión en 115 KV……………………………………………………………………………………. 78

12 Índice de Fallas por año de líneas de transmisión en 69 KV……………………….… 79

13 Horas totales de Interrupción por año debido a fallas en Líneas de transmisión en 69 KV………………………………………………………………………………………. 79

14 Índice de fallas por año de Líneas de transmisión en 34,5 KV……………………… 81

15 Horas totales de Interrupción por año debido a fallas en Líneas de transmisión en 34,5 KV………………………………………………………………………………….. 81

16 Índice de fallas año de Cable Submarino en 34,5 KV……………………………………. 83

17 Horas Totales de Interrupción por año debido a fallas en Cable Submarino en 34,5 KV………………………………………………………………………………………………………. 83

18 Índices de fallas por año de Interrupciones en 115 KV………………………………… 84

19 Horas Totales de Interrupción por año debido a fallas de Interruptores en 115 KV……………………………………………………………………………………………………………. 85

20 Índices de fallas por año de Interruptores en 69 KV……………………………………. 86

21 Horas totales de Interrupción por año debido a fallas de Interruptores en 69 KV……………………………………………………………………………………………………………………. 87

22 Índices de fallas por año de Interruptores en 34,5 KV…………………………………. 88

23 Horas totales de Interrupción por año debido a fallas de Interrupciones en 34,5 KV………………………………………………………………………………………………………….. 89

24 Índices de fallas por año de Interrupciones en 24 KV…………………………………. 90

25 Horas totales de Interrupción por año debido a fallas de Interruptores en 24 KV…………………………………………………………………………………………………………………… 90

26 Índices de fallas por año de Interruptores en 12,47 KV……………………………… 91

27 Horas totales de interrupción por año debido a fallas de Interruptores en 12,47 KV………………………………………………………………………………………………………… 92

28 Índice de fallas por año en Transformadores en 115 KV……………………………… 93

29 Horas Totales de Interrupción por año debido a fallas en Transformadores en 115 KV………………………………………………………………………………………………………… 93

30 Índice de fallas por año en Transformadores en 69 KV………………………………… 95

31 Horas Totales de interrupción por año debido a fallas en Transformadores en 69 KV………………………………………………………………………………………………………………. 95

32 Índice de fallas por año en Transformadores en 34,5 KV…………………………….. 96 33 Horas Totales de Interrupción por año debido a fallas en Trasformadores en 97

Page 11: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

34,5 KV. …………………………………………………………………………………………………………. 34 Índice de fallas por año en Transformadores en 12,47 KV…………………………… 98

35 Horas Totales de interrupción por año debido a fallas en Transformadores en 12,47 KV………………………………………………………………………………………………………… 98

36 Índice de fallas por año en Transformadores en 6,9 KV………………………………. 100

37 Horas Totales de interrupción por año debido a fallas en Transformadores en 6,9 KV. ………………………………………………………………………………………………………….. 100

38 Comparación entre el número de mantenimientos realizados y número de interrupciones durante el año 2005, en las líneas de transmisión más falladas……………………………………………………………………………………………………………. 103

39 Comparación entre el número de mantenimientos realizados y el número de interrupciones durante el año 2006, en las líneas de transmisión más falladas……………………………………………………………………………………………………………… 103

40 Líneas aéreas del sector petrolero…………………………………………………………………… 104 41 Comparación global de costos entre subestaciones convencionales y SMC´s. 117

42 Fotografía de un Sistema Modular Compacto tradicional(SMC), con interruptores extraibles (Withdrawle Circuit Breaker, WCB) del tipo tanque vivo (LTB). ………………………………………………………………………………………………………. 118

43 Fotografía de un Sistema Modular Compacto Híbrido(SMC), con interruptores del tipo tanque muerto, con aislamiento en gas SF6 (GIS)……. 119

44 Interruptores……………………………………………………………………………………………………. 121

45 Desarrollo de tecnologías en interruptores de potencia, y su tasa de fallas en comparación con la de los seccionadores………………………………………………………. 123

46 Mapa isoceraunico del Occidente Venezolano. Se observa el Lago de Maracaibo y el estado Zulia……………………………………………………………………………. 127

47 Roturas en cables submarinos del lago de Maracaibo por impacto con anclas de barcos…………………………………………………………………………………………………………. 128

48 Gabarra para reparación de cables submarinos en el Lago de Maracaibo……. 128 49 Filosofía propuesta para el “Sistema Integral de Mantenimiento”……………….. 132

50 Aplicación de las diferentes filosofías de mantenimiento dentro del sistema integral de mantenimiento……………………………………………………………………………… 133

51 Red eléctrica asociada a motores de alta potencia en el sector petrolero……. 134 52 Frecuencias de mantenimiento típicas…………………………………………………………… 136 53 Termografías…………………………………………………………………………………………………….. 138 54 Cámara termográfica……………………………………………………………………………………… 139 55 Método de diagnóstico y estimación de la vida útil…………………………….......... 141 56 Esquema de aplicación del mantenimiento autónomo………………………………….. 144

Page 12: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

INTRODUCCIÓN

Tradicionalmente, las redes eléctricas del sector petrolero han sido

mantenidas con una filosofía de mantenimiento basada en el mantenimiento

correctivo. Posteriormente, se han adoptado prácticas de mantenimiento

preventivo basadas en el tiempo, que no consideran el contexto operacional,

la edad de los equipos ni su condición real. Este modelo de mantenimiento

ha permanecido desde la existencia de las transnacionales en Venezuela,

pasando por la nacionalización y hasta los actuales momentos, aún cuando

las tecnologías han cambiado y los proyectos previstos prevén un cambio

cualitativo en el sistema.

Dentro de la red eléctrica petrolera, las cargas han sido distribuidas en

motores eléctricos de baja y media potencia usados para bombeo

electrosumergible, aplicaciones en estaciones de flujo, estaciones de bombeo

y patios de tanques. Sin embargo, en la actualidad, debido al proyecto

previsto de reemplazo de turbinas por motores eléctricos, en plantas de

compresión de gas, se prevé la instalación de motores con potencia eléctrica

de entre 13 y 26 megavatios. Estos motores requerirán de una nueva red

eléctrica y nuevos parámetros de gestión del mantenimiento, que son los

analizados en este trabajo de grado.

En este trabajo de grado se ha encontrado aplicación directa a las

filosofías de Mantenimiento Productivo Total y Mantenimiento Centrado en la

Confiabilidad, con la finalidad de optimizar el Mantenimiento Proactivo

requerido para un Sistema Integral de Mantenimiento adecuado a las

necesidades propias de una red eléctrica en el sector petrolero. En el caso de

los motores eléctricos de alta potencia, se asume que, en su mayoría, las

redes eléctricas asociadas a cada planta compresora, en las cuales se

encontrarán instalados, son de servicio exclusivo.

En el capítulo I, se presenta el planteamiento del problema y la

justificación e importancia de esta investigación. El tiempo requerido para

terminar esta investigación y su delimitación espacial también son indicados

12

Page 13: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

13

en este capítulo que, además, enuncia el objetivo general y todos y cada uno

de los objetivos específicos que se han perseguido en la misma.

El capítulo II muestra los antecedentes a esta investigación, indicando

trabajos hechos dentro y fuera de la industria petrolera, así como trabajos

que han sido realizados en otros países. El marco teórico va también incluido

en este capítulo, en procura de sustentar el desarrollo, análisis y

conclusiones de esta investigación.

El capítulo III, correspondiente al marco metodológico, define qué tipo

de investigación ha sido realizada y traza ordenadamente el conjunto de

actividades que han sido ejecutadas, agrupándolas en sus fases

consecutivas.

El capítulo IV muestra el análisis de resultados. La investigación

realizada en los datos de interrupciones en la red eléctrica de PDVSA en el

Occidente del país y el análisis de los mismos, con miras a determinar el

nivel de confiabilidad de ésta. El análisis de los datos obtenidos sirve,

además, de experiencia para sugerir medidas oportunas en la corrección de

la filosofía de mantenimiento vigente en la industria petrolera en cuanto a las

redes eléctricas. Posteriormente, se asumen las filosofías de Mantenimiento

Productivo Total (TPM, por sus siglas en inglés o MPT en español) y de

Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad (RCM, por sus siglas en inglés),

como bases para hacer una propuesta de desarrollo de un Sistema Integral

de Mantenimiento, que debe implementarse con la finalidad de incrementar

la confiabilidad cuando se incorporen nuevas cargas eléctricas con mayor

impacto en la producción petrolera de la industria nacional.

Finalmente, se muestran las conclusiones de la investigación y se

hacen las recomendaciones que pueden mejorar la calidad del

mantenimiento, a través de un Sistema Integral de Mantenimiento, basado

en las técnicas del Centrado en la Confiabilidad y el Productivo Total.

Page 14: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

CAPÍTULO I

EL PROBLEMA

1.1. Planteamiento y Formulación del Problema

Al inicio de la explotación petrolera en Venezuela, el proceso de

extracción estuvo en manos de empresas trasnacionales, cuya filosofía

gerencial era la de la maximización de las ganancias por medio de una

extracción intensiva del crudo en el menor tiempo posible y con los más

bajos niveles de inversión en infraestructura y mantenimiento. En este

sentido y considerando los costos de los componentes de las redes eléctricas,

comparativamente menores que las pérdidas en producción derivadas de una

parada eléctrica y/o reemplazo de equipos, se han heredado prácticas

operacionales que podrían no estar en sintonía con los requerimientos

actuales de la industria.

Según Mubray, la evolución del mantenimiento puede ser dividida en

tres generaciones, de las cuales la establecida por estas empresas

trasnacionales para las redes eléctricas petroleras, en Venezuela, fue una

filosofía de primera generación (1940-1950, “repare cuando se rompa”), que

ya no se adapta a las condiciones de funcionamiento, contexto operacional y

requerimientos de confiabilidad actuales. Por lo tanto, se requiere una

adecuación a las nuevas filosofías de mantenimiento, que ubique en primer

lugar aspectos como: confiabilidad, seguridad, calidad, ambiente, vida útil de

equipos y eficiencia; y que, además, considere la complejidad de las

instalaciones y el impacto importante que las fallas en la red eléctrica tienen

en la producción petrolera diferida anual de PDVSA.

La necesidad de adecuación del sistema de mantenimiento se hace

más apremiante al considerar el crecimiento que PDVSA espera tener en su

red eléctrica, derivado, fundamentalmente, del proyectado reemplazo de

turbinas a gas por motores eléctricos. PDVSA ha incursionado en esta

tecnología en la Planta de Compresión de Jusepín (en el año 1994), donde se

Page 15: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

instalaron 4 trenes de compresión de 50 MMPCND accionados por motores

eléctricos, con resultados satisfactorios; por lo que se tiene previsto el

reemplazo de las turbinas de 115 módulos de compresión, con una potencia

total de 1.714.218 HP, por motores eléctricos con una demanda eléctrica

total de 781 Megavatios (MW), para lo que se requiere una nueva red de

transmisión, con nuevas filosofías de mantenimiento y elevados niveles de

confiabilidad.

Actualmente, en la industria petrolera nacional se pierden alrededor de

90 millones de Bolívares Fuertes al año, debido a producción diferida por

fallas en el sistema eléctrico. Entre las fallas eléctricas, se observa que el

número de interrupciones por kilómetro de línea, en el sistema de

transmisión de la industria petrolera nacional, supera el promedio establecido

por el Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos de EEUU (IEEE) en el

estudio anexo a la norma IEEE Std 493-1997, lo que podría estar

evidenciando problemas de mantenimiento y/o diseño, que requieren de una

profunda revisión técnica que considere las pérdidas generadas actualmente,

para establecer criterios de diseño y mantenimiento confiables para los

nuevos desarrollos asociados al proyecto de reemplazo de turbinas por

motores eléctricos.

Si, en los nuevos desarrollos del sistema de transmisión y

subestaciones eléctricas en alta tensión, se mantienen los esquemas de

diseño y mantenimiento actuales, aplicándose al sistema requerido por el

proyecto de reemplazo de turbinas por motores eléctricos, se podría

comprometer la confiabilidad de hasta 781 MW de potencia. Es importante

destacar que, actualmente, el 95% de la producción petrolera en el Lago de

Maracaibo se hace por medio de Levantamiento Artificial por Gas (LAG),

inyectado desde las plantas compresoras accionadas por turbinas a gas. Al

sustituir estas turbinas por motores, el 100% de la producción por LAG

dependerá de la red eléctrica asociada a los motores. Por lo tanto, se

requiere tener una muy elevada confiabilidad en la red, lo cual sólo se podrá

obtenerse de una adecuación de las filosofías de diseño y mantenimiento.

15

Page 16: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

La novedad que implica la construcción de redes eléctricas de alta

tensión en el occidente venezolano para alimentar motores de alta potencia,

así como el hecho de que la producción petrolera en el Lago de Maracaibo

pasaría a depender casi en un 100% de la nueva red eléctrica, exigen

establecer criterios de diseño confiable y un Sistema Integral de

Mantenimiento adecuado a las características propias de las líneas de

transmisión en alta tensión, subestaciones eléctricas y cables submarinos,

que, además, incluya esquemas particulares de diseño y mantenimiento para

las redes de alimentación directamente asociadas, tanto a los motores

eléctricos, como a los variadores de frecuencia asociados a los mismos (o de

velocidad, según sean los motores, de inducción o sincrónicos) El producto

del estudio planteado debe servir para establecer criterios de diseño

confiable y formular políticas de mantenimiento del sistema de transmisión,

subestaciones y esquemas de alimentación de motores, que garanticen

niveles de disponibilidad adecuados a la elevada producción petrolera que

estará asociada al mismo.

1.2. Objetivos de la Investigación 1.2.1. Objetivo General

Crear las bases para el diseño de un Sistema Integral de

Mantenimiento para redes eléctricas asociadas a motores de alta potencia

que considere, como premisa fundamental, el diseño confiable de líneas de

transmisión, subestaciones eléctricas y esquemas de alimentación y régimen

de funcionamiento de los motores.

1.2.2. Objetivos Específicos i. Evaluar la confiabilidad de las líneas de transmisión de alta y media

tensión, cables submarinos y subestaciones eléctricas de alta tensión,

actualmente instaladas en la red eléctrica de la industria petrolera nacional

en el occidente venezolano.

16

Page 17: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

ii. Establecer causas y conclusiones particulares acerca del nivel de

confiabilidad encontrado, considerando el plan de mantenimiento vigente y

los criterios de diseño aplicados.

iii. Definir criterios de diseño, tanto para líneas de transmisión y

subestaciones eléctricas de alta tensión requeridas, como para el sistema de

alimentación de los motores eléctricos, considerando la confiabilidad y la

reducción en los costos y la frecuencia del mantenimiento, como premisas

fundamentales.

iv. Establecer criterios y describir los pasos para la aplicación de la

filosofía de mantenimiento más adecuada a las necesidades de confiabilidad,

tanto del sistema de alimentación de los motores eléctricos a instalar, como

de las líneas de transmisión y subestaciones de alta tensión.

v. Diseñar el esquema del Sistema Integral de Mantenimiento, tanto

para líneas de transmisión y subestaciones eléctricas de alta tensión

requerida, como para el sistema de alimentación de los motores eléctricos.

1.3. Justificación e Importancia de la Investigación

Como producto final de la consideración de los resultados de esta

investigación, se espera un Sistema Integral de Mantenimiento para redes

eléctricas asociadas a motores de alta potencia, adecuado a las condiciones

operacionales y al contexto industrial petrolero propio del occidente

venezolano que, por lo tanto, permita:

i. Reducir las pérdidas por producción diferida de la industria petrolera

nacional en el occidente del país asociada a las redes de media y alta

tensión, actualmente y durante el desarrollo del proyecto de reemplazo de

turbinas por motores eléctricos.

ii. Adecuar, desde ahora, la estructura y esquemas de mantenimiento

vigentes para la red eléctrica de la industria petrolera nacional, en el

occidente del país, a los nuevos requerimientos de confiabilidad previstos de

acuerdo al crecimiento esperado por el desarrollo del proyecto de reemplazo

de turbinas por motores eléctricos.

17

Page 18: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Considerando que, actualmente, el 76% de la producción petrolera de

PDVSA Occidente se basa en el esquema de producción por Levantamiento

Artificial de Gas (LAG) y que la inyección del mismo, que en el presente se

hace con el uso de turbinas a gas como máquinas conductoras en los trenes

de compresión, se hará en el futuro con trenes de compresión impulsados

por motores eléctricos asociados a una nueva red eléctrica de media y alta

tensión; la producción petrolera pasará a depender, casi en un 100%, de

cuan confiable sea el sistema eléctrico de alimentación, sus redes de media y

alta tensión, subestaciones y demás elementos. Por lo tanto, un adecuado

sistema integral de mantenimiento permitirá garantizar la continuidad de la

producción, tanto por alimentación directa a pozos (bombas

electrosumergibles, entre otros) como por alimentación indirecta a través de

la compresión de gas para el levantamiento artificial (LAG).

En el contexto actual venezolano, las ganancias derivadas de la

explotación de hidrocarburos (gas y crudo) se traducen, de forma directa, en

inversión social a través del estado. En este sentido, mantener y optimizar la

confiabilidad de la infraestructura eléctrica asociada a la industria petrolera,

es garantía de reducción en las pérdidas asociadas a fallas y, por tanto,

aumento de las ganancias del estado como propietario de la industria y

distribuidor de la riqueza generada en obras sociales y de interés nacional.

Aún cuando las consecuencias prácticas de la aplicación del sistema

propuesto sólo podrían validarse después de desarrollados los proyectos de

ampliación de la red eléctrica, con el producto de la presente investigación

viene a llenarse un vacío en cuanto a la filosofía de mantenimiento y diseño

confiable de redes eléctricas de alta tensión en general y asociadas a

motores eléctricos de alta potencia, en lo particular.

Por otro lado, existe un valor metodológico, pues el procedimiento propuesto

en esta investigación para la definición de un Sistema Integral de

Mantenimiento para redes eléctricas de alta y media tensión, de acuerdo a

los requerimientos particulares de calidad y potencia y al contexto

operacional e industrial, tiene un valor general en cuanto a su aplicabilidad a

18

Page 19: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

cualquier red eléctrica asociada a una empresa petrolera en cualquier parte

del mundo.

1.4. Alcance de la Investigación

El presente trabajo de investigación abarca el análisis del historial

actual de fallas y los índices de confiabilidad de la red eléctrica asociada a la

industria petrolera nacional en el occidente del país, así como la investigación

documental acerca de filosofías de mantenimiento para el sector eléctrico en

general y para el sector petrolero en particular, con la finalidad de conocer

los requerimientos de mantenimiento de la nueva red eléctrica que suplirá

energía a los motores requeridos como reemplazo de las turbinas instaladas

en las plantas compresoras de gas, actualmente en funcionamiento.

Posteriormente, y en virtud de los requerimientos de mantenimiento

estudiados, se establecerán los aspectos básicos para el diseño de un

Sistema Integral de Mantenimiento para la red eléctrica asociada a los

motores eléctricos a instalarse en sustitución de las turbinas.

1.5. Delimitación de la Investigación

Este trabajo de grado se encuentra delimitado espacialmente en las

Gerencias de Servicios Eléctricos y Proyectos Mayores de PDVSA Occidente, y

estudia la red eléctrica de PDVSA Occidente, tanto en el Lago de Maracaibo

como en la Costa Oriental del mismo. Los datos manejados corresponden a

los años desde 1997 hasta 2007 y se estima desarrollar la investigación

entre Julio y Septiembre del 2008.

Cabe destacar que el alcance de este trabajo contempla la

determinación de los fundamentos del diseño de un Sistema Integral de

Mantenimiento de una red eléctrica asociada a motores eléctricos de alta

potencia en la industria petrolera venezolana; sin embargo, no se

contemplan su desarrollo e implantación (compete a la Gerencia de Servicios

19

Page 20: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

20

Eléctricos, Departamento de Ingeniería de Mantenimiento, o a la empresa

que quiera implantarla)

Page 21: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

En este apartado se desarrollan los fundamentos que dan sustento

teórico a la presente investigación. Se cubren los aspectos fundamentales de

un Sistema Integral de Mantenimiento, confiabilidad, mantenimiento a

sistemas eléctricos y filosofías de mantenimiento centradas en la

confiabilidad. Además, se mencionan algunos estudios previos que han

servido de sustento a la presente investigación y que aportan un valor

técnico y documental pertinente.

2.1. Antecedentes de la investigación

2.1.1. Mendoza, Daniel (1989). ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE FALLAS EN RED

DE CABLES SUBMARINOS DE ALTA TENSIÓN. Tesis para optar al grado de

Magíster Scientiariun en Gerencia de Mantenimiento. División de Postgrado.

Programa Gerencia de Mantenimiento. Universidad del Zulia. Maracaibo,

Venezuela

Este trabajo arroja conclusiones acerca de la tasa de fallas en cables

submarinos del Lago de Maracaibo de interés para esta investigación. Resulta

particularmente interesante, para investigación que nos ocupa, el hecho de

que las conclusiones se basan en un historial de fallas de 30 años sobre 50

Kilómetros de cable tripolar en 34.5 KV. Este tipo de cables y nivel de

tensión serán, muy probablemente, los empleados para la alimentación de

los motores eléctricos que sustituirán las turbinas a gas.

2.1.2. Soto R., Manuel (1997). CÁLCULO DE INDICES NODALES Y

FUNCIONALES DE CONFIABILIDAD EN SISTEMAS ELÉCTRICOS DE

POTENCIA. Tesis para optar al grado de Magíster en Ciencias de la

Page 22: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Ingeniería. Escuela de Ingeniería. Pontificia Universidad Católica de Chile.

Santiago de Chile, Chile

Dado que no existen muchos trabajos en los que se haya efectuado

una recopilación acerca de los tiempos de disponibilidad e indisponibilidad de

instalaciones y equipos dentro de un sistema eléctrico de potencia, el valor

de este trabajo tiene que ver con la utilización referencial de los parámetros

preestablecidos en el mismo. Además, la metodología de evaluación de

confiabilidad sirve de referencia para esta investigación.

2.1.3. Arriagada M., Aldo (1994). EVALUACIÓN DE CONFIABILIDAD EN

SISTEMAS ELÉCTRICOS DE DISTRIBUCIÓN. Tesis para optar al grado de

Magíster en Ciencias de la Ingeniería. Escuela de Ingeniería Pontificia

Universidad Católica de Chile. Santiago de Chile, Chile

El algoritmo para definir los estados de los elementos componentes de

un sistema eléctrico, sirve de referencia para la evaluación de confiabilidad

en esta investigación. El método aplicado y los resultados de la aplicación

tienen validez práctica para la presente investigación.

2.2. Bases Teóricas

2.2.1. Confiabilidad en Redes Eléctricas

Desde los inicios de la industria eléctrica y hasta nuestros días, han

predominado en este campo las empresas de tipo monopolista; es decir, las

empresas eléctricas que tienen, por lo general, la responsabilidad de la

generación, transmisión y distribución de la energía eléctrica de forma

exclusiva en una región geográfica determinada, teniendo asegurada la

retribución económica del servicio a través de una tarifa y estando obligadas

sólo a mantener unos ciertos niveles aceptables de calidad en el suministro

de energía eléctrica a sus clientes.

22

Page 23: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

La calidad de la potencia eléctrica abarca todo un conjunto de

elementos cuantitativos y cualitativos, de los cuales el más importante para

la presente investigación y, en general, uno de los más importantes en todas

las redes eléctricas del mundo, sobre todo las petroleras, es la confiabilidad

de la red eléctrica. La confiabilidad se mide en términos de la continuidad del

servicio y se cuantifica a través de la frecuencia y duración de las

interrupciones. La compañía que presta el servicio de suministro eléctrico, en

el caso de ciudades, pueblos, y clientes domésticos, o la compañía que se

procura su propia red eléctrica para suministro particular y privado, son las

responsables de planificar y diseñar su red de modo que se pueda cumplir

con los requerimientos de confiabilidad establecidos. Por lo general, estos

requerimientos de confiabilidad son establecidos por normas internacionales,

por gobiernos o por alguna entidad externa a la propia compañía.

De acuerdo a Nava (2004), se tiene que “la Confiabilidad se define

como la probabilidad de que un componente o equipo no fallará estando en

servicio durante un período determinado, cuando es operado en condiciones

razonablemente uniformes de presión, temperatura, velocidad, vibración…”.

Este concepto es igualmente válido para sistemas eléctricos, mecánicos y

electrónicos, entre otros.

2.2.1.1. Conceptos básicos de Confiabilidad en Redes Eléctricas.

La evaluación de la Confiabilidad, expresada cuantitativamente en la

continuidad del servicio en los sistemas de transmisión y distribución, es de

gran importancia para el diseño y la operación de los sistemas eléctricos de

potencia. A continuación, se definen los conceptos más importantes en la

definición de los índices de cuantificación de confiabilidad, basados en la

traducción de la norma IEEE Std. 493-1990, titulada: Design of reliable

Industrial and Commercial Power Systems.

Disponibilidad (se expresa, generalmente, con la letra R): Es el

promedio de la fracción del tiempo que un componente o sistema

está en servicio efectuando satisfactoriamente la función deseada;

23

Page 24: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Indisponibilidad (se expresa, generalmente, con la letra Q): Es el

promedio de fracción del tiempo que un componente o sistema

está fuera de servicio. Esta magnitud se establece en porcentaje o

en un valor que oscila entre 0 y 1. Su valor es complemento de la

Disponibilidad. Esta puede deberse a fallas o a salidas

programadas. Indisponibilidad = 1- Disponibilidad.

Interrupción: Es la consecuencia técnica de un evento que implica

la pérdida del suministro eléctrico a una carga determinada. Se

considera que una interrupción se debe a un bajo nivel de tensión

o, simplemente, a un corte total del voltaje durante un lapso de

tiempo determinado.

Salida: Es el estado de un componente o sistema de no estar

disponible para ejecutar adecuadamente su función.

Falla: Es cualquier perturbación causada por uno o varios

componentes del sistema, que arroje como resultado al menos

una de las siguientes consecuencias:

- Parada parcial o completa de una planta.

- Ejecución inaceptable del equipo de los usuarios.

- Operación de los relés de protección eléctrica, u

operación de emergencias del sistema eléctrico de la

planta.

- Desenergización de cualquier circuito, línea de

transmisión, distribución o equipo eléctrico.

- Interrupción de la potencia requerida por una o varias

cargas del sistema.

Tasa de Falla: Se define como el número promedio de fallas en un

componente por unidad de tiempo determinado. Usualmente, el

24

Page 25: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Tiempo Total Anual de Interrupción Esperado: Es el tiempo de

duración de todas las interrupciones en un equipo eléctrico

determinado, durante un año.

Tiempo Promedio Para Reparar, o Tiempo de Restitución (en

inglés, mean time to repair, MTTR): Es el tiempo de reposición de

un componente fallado o la duración de una falla. También puede

definirse como el tiempo medio desde la ocurrencia de la falla

hasta que el componente es restituido a su funcionamiento

normal, bien sea por reparación del componente fallado o por

sustitución, esto incluye el tiempo para diagnosticar la

perturbación, localización del componente fallado, espera de las

partes, reparación o reemplazo y la restitución del componente al

servicio. Los términos Tiempo de Restitución y Duración de Salida

Forzada son, a menudo, usados simultáneamente. Se utiliza

regularmente el término: Tiempo Promedio Para Reparar (en

inglés, mean time to repair MTTR). Éste se calcula a través del

promedio de los tiempos de restitución en el lapso de un año.

Tiempo Promedio Entre Fallas (en inglés, Mean Time Beetwen

Failures, MTBF): Es el promedio de los tiempos transcurridos entre

la ocurrencia de fallas consecutivas en un mismo equipo durante

el lapso de tiempo de un año.

Salida Programada: Se produce cuando un componente es

intencionalmente puesto fuera de servicio durante un tiempo

determinado. Típicamente, se utiliza a este tipo de salida con

propósitos de construcción, mantenimiento, reparación u

operaciones importantes. Se cuantifica a través del número de

salidas programadas por año.

Duración de las Salidas Programadas (SOR): Es el lapso de tiempo

comprendido desde la iniciación de una salida programada hasta

25

Page 26: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Salida Forzada (FO): Es una salida debida a alguna falla o a un

mantenimiento que no puede ser postergado.

Duración de las Salidas Forzadas (FOR): Es la fracción promedio

de tiempo que, durante un año, un componente o sistema está

fuera de servicio debido a la salida forzada. Generalmente, se

emplean las siglas FOR (por el término inglés Forced Outage Rate)

para cuantificar la duración de salidas forzadas, como el número

de horas que un equipo está fuera de servicio durante un año.

2.2.2. Diseño confiable de Redes Eléctricas

El diseño de redes eléctricas confiables es muy importante, debido a

los altos costos asociados a las interrupciones forzadas. Por lo tanto, es

necesario considerar el costo de las interrupciones durante la fase de diseño

de las instalaciones de un nuevo sistema eléctrico, mediante algunos

estudios de comparación “costo-confiabilidad”. La existencia de muy poca

información acerca de los reales niveles de confiabilidad de ciertos equipos

eléctricos, ha llevado a la imperiosa necesidad de elaborar estos

mencionados estudios (Billington, Roy y Allan, Ronald. 1992)

En muchos casos, la justificación económica de algunos de los criterios

de diseño con base en los requerimientos de confiabilidad es muy difícil de

determinar; sin embargo, prevalecen en la actualidad algunas reglas o

normas de planificación que buscan garantizar ciertos niveles de

confiabilidad, aunque tienen un claro corte determinista. Algunas de estas

reglas prácticas son las siguientes:

26

Page 27: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Refuerzo de la red de transmisión para asegurar la continuidad del

servicio eléctrico en caso de contingencias N-1 o N-2; es decir,

garantizar la continuidad en el servicio cuando se tiene una o dos

líneas de transmisión fuera de servicio, bien sea de manera

programada, de manera forzada o de una combinación de ambas,

al mismo tiempo.

Diseño de los elementos principales de las subestaciones eléctricas

a una capacidad superior a la requerida de acuerdo a los niveles de

demanda esperados en la zona. De esta manera, por ejemplo, en

caso de perderse un transformador de potencia, una barra de

potencia, o cualquier otro equipo de impacto directo en el

suministro de energía, los elementos restantes deben estar en

capacidad de suplir la demanda eléctrica durante un tiempo

determinado, sin perjuicios permanentes o graves a su

funcionamiento normal.

Se procura evitar la programación de mantenimiento simultáneo de

dos elementos de la red de potencia e, igualmente, mantener la

alimentación de las subestaciones más importantes a través de, al

menos, dos líneas de transmisión independientes.

Estos criterios prácticos podrían garantizar ciertos niveles de

confiabilidad dentro del sistema eléctrico. Sin embargo, por lo general, se

utilizan índices de carácter probabilístico (de acuerdo a las normas IEEE e

IEC, según aplique) para cuantificar la confiabilidad del sistema eléctrico. La

utilización de uno u otro Índice de Confiabilidad, entre los muchos que se

puede definir, depende de las particularidades de cada sistema eléctrico, así

como de la característica que se quiere cuantificar.

2.2.3. Métodos de análisis de confiabilidad según la recomendación IEEE Std-

493-1997 (Método del Conjunto Mínimo de Corte)

2.2.3.1 El método del Conjunto Mínimo de Corte.

27

Page 28: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

En los estudios de confiabilidad y, sobre todo, en la fase de diseño de

redes de transmisión, más importante que cualquier otra cosa es determinar

los índices de frecuencia y duración de las interrupciones de servicio que

pueden esperarse de un sistema o conjunto de elementos determinado. Para

ello, se desarrollaron los métodos que se explican más adelante, con

estudios de los tipos de fallas y análisis de sus efectos en el resto del

sistema. Son métodos aproximados pero, dado su bajo nivel de complejidad,

son muy ampliamente utilizados.

El método para la evaluación o análisis de confiabilidad de sistemas

eléctricos, recomendado y presentado en la norma IEEE 493-1997 (Gold

Book), se ha desarrollado durante varios años. El método denominado “del

Conjunto Mínimo de Corte”, se considera particularmente idóneo para el

estudio y el análisis de redes de energía eléctrica en plantas industriales y

edificios comerciales. El método es sistemático y sencillo y se presta para

cualquier cálculo manual o por computadora. Una de las características

importantes del método es que los puntos débiles del sistema pueden ser

identificados fácilmente, tanto numéricamente como de forma cualitativa, y

así se puede enfocar la atención de diseño en esas secciones o componentes

del sistema que colaboran en la falta de fiabilidad del servicio. El

procedimiento para la evaluación de confiabilidad de sistemas, a través de

este método, es de la siguiente manera:

i. Establezca los requisitos de confiabilidad del servicio de las

cargas y procesos y determine la definición de interrupción del

servicio apropiada a los requerimientos.

ii. Ejecute un Análisis de Modos y Efectos de Falla ( FMEA, por

sus siglas en inglés), identificando y haciendo una lista de esos

componentes y combinaciones de fallas de componentes que

resultan en interrupciones del servicio en el sistema. Estas

combinaciones, obtenidas de componentes fallados que

producirían una interrupción en el sistema, constituyen los

conjuntos mínimos de corte (minimal cut-sets)

28

Page 29: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

iii. Calcule la frecuencia de interrupción de cada conjunto

mínimo de corte y la duración de interrupción esperada de cada

uno de ellos.

iv. Combine los resultados del paso iii para obtener los Índices

de Confiabilidad del sistema.

A continuación, se presenta una descripción más detallada de los

conceptos más importantes para la compresión de cada uno de los pasos

anteriormente descritos.

Definición de interrupción: El primer paso en el estudio de

confiabilidad, de cualquier red de energía eléctrica, debe ser una valoración

cuidadosa de la calidad de suministro eléctrico y la continuidad requerida por

las cargas a ser alimentadas. Esta valoración debe ser resumida y expresada

en una definición de interrupción del servicio, la cual puede ser usada en los

pasos siguientes del procedimiento de evaluación de confiabilidad. La

definición de interrupción especifica el nivel de voltaje mínimo, en general,

por debajo del cual se considera que se produciría una interrupción y la

duración máxima de tal período de voltaje reducido que resulta en la

degradación.

Frecuentemente, los estudios de confiabilidad son dirigidos sobre una

base de continuidad, en que se define una interrupción como ausencia de

tensión durante un tiempo casi igual a cero.

Análisis de Modos y Efectos de Fallas. (En inglés, Failure Modes and

Effects Análisis): El FMEA para redes eléctricas contempla la determinación y

el listado de esos eventos de falla en componentes, o combinaciones de

componentes, que resultan en una interrupción del servicio (minimal cut-

sets) en la carga que está siendo estudiada, de acuerdo con la definición de

interrupción que se ha asumido. Este análisis debe ser hecho en

consideración a los diferentes tipos y modos de salidas que los componentes

pueden presentar y a la reacción del esquema del sistema de protección ante

estos eventos.

29

Page 30: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

El uso de conjuntos mínimos de corte en el cálculo de los Índices de

Confiabilidad del sistema se describe más adelante. Un Conjunto Mínimo de

Corte es definido como un determinado conjunto de componentes o

elementos del sistema eléctrico que, si son removidos del sistema, conducen

a una pérdida en la continuidad del suministro eléctrico en un punto

determinado de la red que está siendo estudiada, y que no contiene ningún

subconjunto de componentes que, por si mismo, pueda producir una

interrupción en el sistema. En el contexto presente, los componentes en

conjunto de corte son exactamente aquellos componentes que, al fallar

simultáneamente, resultan en una interrupción del sistema de acuerdo con la

definición establecida en el paso anterior de este procedimiento. Un beneficio

importante que se deriva de la elaboración del FMEA es el proceso de

investigación que se requiere para elaborarlo. Con mucha frecuencia, los

puntos débiles de un diseño podrán ser identificados antes de cualquier

cómputo de Índices de Confiabilidad.

La realización del FMEA y la determinación del Conjunto Mínimo de

Corte son conducidos más eficientemente si se consideran, primero, los

efectos de la salida de un componente por si solo y, luego, los efectos del

solapamiento de fallas en un número cada vez mayor de componentes.

Los conjuntos de corte mínimos, que contienen un único componente,

se denominan Conjuntos de Corte Mínimo de Primer Orden y los de dos

componentes se denominan de Segundo Orden y así sucesivamente. En

teoría, el FMEA debería continuar hasta que todos los conjuntos mínimos de

corte hayan sido encontrados. En la práctica, sin embargo, se puede

terminar con el análisis de FMEA mucho antes, debido a que los conjuntos de

corte mínimos de alto orden tienen muy poca probabilidad de suceder, en

comparación con los conjuntos de corte mínimos de orden más bajo.

Debido a que la mayoría de los sistemas de potencia tienen, al menos,

algunos conjuntos de corte mínimos de primer orden, el análisis puede ser

terminado después de haber encontrado todos los conjuntos de corte

mínimos de segundo orden.

30

Page 31: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Cálculo de los Índices de Confiabilidad: La lista de los Conjuntos

Mínimos de Corte, obtenida del Análisis de Modos y Efectos de Fallas (FMEA)

aplicado, se emplea para calcular los Índices de Confiabilidad del sistema.

Debido a que la ocurrencia de cualquiera de los conjuntos de corte mínimos

resultará en una falla del sistema, estos conjuntos de corte pueden ser vistos

como si actuaran en serie. La frecuencia de falla y el promedio de duración

de las salidas pueden ser calculados usando las ecuaciones que se muestran

a continuación:

(1) i

Sistema delón Interrupci de Frecuenciaicss ff

i

scscss frfrii/sistema elen onesinterrupci las de esperadaDuracion (2)

Donde:

fcs : Es la frecuencia del evento i en un conjunto de corte

rcs : Es la duración esperada del evento i en un conjunto de corte.

Modos de falla de los componentes de la red eléctrica: Los

componentes de una red eléctrica, tales como líneas, transformadores e

interruptores, están sujetos a una variedad de modos de falla que, en

general, tienen diferentes impactos sobre la confiabilidad del sistema. Para

los propósitos de evaluación de la confiabilidad de los sistemas, es

importante categorizar los componentes del sistema como dispositivos de

suicheo y dispositivos de no-suicheo. Los dispositivos de no-suicheo son

aquellos tales como transformadores y líneas. Los modos de falla

importantes son aquellos eventos que causan que el componente no sea

capaz de transportar la corriente eléctrica para la cual ha sido diseñado,

generalmente, debido a una falla y al subsiguiente aislamiento del

componente fallado, por el accionamiento de un dispositivo de protección.

Tales modos de falla pueden ser modelados en los cálculos de confiabilidad

de los sistemas a través del uso de las tasas de salidas forzadas

permanentes y transitorias, donde:

31

Page 32: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

λ : Es la tasa de salidas forzadas permanentes de un componente, que

es igual a la tasa de ocurrencia de salidas forzadas en la cual el componente

está dañado y no puede ser restablecido hasta ser reparado o reemplazado.

Λ´ : Es la tasa de salidas forzadas transitorias de un componente, que

es igual a la tasa de ocurrencia de salidas forzadas en la cual el componente

está dañado, pero puede ser restablecido en servicio normal,

inmediatamente.

2.2.3.2. El método de Markov.

En lo concerniente a este método y de acuerdo al caso particular de las

redes eléctricas, se considera que un sistema eléctrico puede estar, desde el

punto de vista de su confiabilidad, en dos estados posibles y

complementarios: “disponible” o “indisponible”. El estado “indisponible” está

asociado al concepto de Indisponibilidad y, por tanto, se deriva de una falla

en el elemento, el cual vuelve a estar disponible sólo después de un tiempo

de reparación determinado. La transición entre estados se representa a

través de un modelo de Harkov, IEC 61165 (2006).

Un sistema eléctrico está compuesto por múltiples elementos, tales

como: generadores, líneas, transformadores, interruptores, etc. En

consecuencia, el estado general del sistema estará determinado por el

estado de cada elemento, y la probabilidad de que el sistema, en su

conjunto, se encuentre en un estado determinado se obtiene a través del

producto de las probabilidades individuales, siempre suponiendo que las

posibles fallas son estadísticamente independientes.

Aunque se ha mencionado que sólo se tendrán presentes dos estados

posibles para cada elemento, esto es: disponible o indisponible, cabe indicar

que pueden construirse modelos más complejos, considerando múltiples

estados posibles que reflejen de forma más exacta la realidad. Esto es

particularmente útil cuando se estudia la confiabilidad de sistemas de

generación en los cuales la capacidad de un conjunto de generadores

determinado puede variar de acuerdo a ciertas condiciones. En este caso,

32

Page 33: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

cada una de las capacidades posibles puede modelarse como un estado y, de

ese modo, aplicar un modelo de Markov con más de dos estados. Sin

embargo, por lo general se realizan los estudios de confiabilidad

considerando un único estado de demanda, probablemente el pico durante

un año.

Si como criterio de funcionamiento del sistema, o éxito, se considera

solamente la continuidad del servicio eléctrico, suponiendo que los elementos

son líneas de transmisión con suficiente capacidad para soportar toda la

carga, entonces los estados que implican una falla del sistema dependerán

de la forma de conexión de estas líneas. Si las líneas están conectadas en

paralelo, el estado "falla del sistema" se alcanza cuando los dos elementos

están fallados, mientras que si la conexión es en serie, el estado "falla del

sistema" se alcanza con la falla de cualquiera de los elementos del sistema.

Es importante notar que el método de Markov permite obtener, con

una gran precisión, la probabilidad de que el sistema eléctrico se encuentre

en cualquiera de los estados considerados. Sin embargo y a pesar de esta

virtud, éste ha resultado ser un método poco atractivo, debido a que la

cantidad de estados posibles crece dramáticamente en la medida que

aumenta el número de elementos que componen el sistema bajo estudio.

Si se modelan componentes con dos estados posibles para cada uno de

ellos (disponible o indisponible), el diagrama de espacio de estados contiene

2n elementos. Es decir, un sistema con 20 elementos tiene 1.048.576

estados posibles, lo cual hace que el análisis se torne muy dificultoso. Si a

esto se suma la posibilidad de que cada elemento se encuentre en más de

dos estados posibles, se incrementa aún más la complejidad del estudio, por

lo tanto, este método no tiene gran aplicación para finalidades prácticas.

2.2.4. Sistema Integral de Mantenimiento

Un sistema es un conjunto de componentes que trabajan de manera

combinada hacía un objetivo común. En este sentido, el mantenimiento se

33

Page 34: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

puede considerar como un sistema con un conjunto de actividades que se

desarrollan de forma paralela a las actividades de producción.

Mientras que los sistemas de producción transforman insumos, mano

de obra y procesos, en productos que satisfacen las necesidades de los

clientes, los sistemas de mantenimiento toman las fallas en los equipos del

proceso productivo como una entrada a la que le agregan experticia, mano

de obra y repuestos, para obtener equipos en buenas condiciones y ofrecer

una mejor capacidad de producción con menores pérdidas por producción

diferida ( Duffua, Salid, y otros. 2005)

Un Sistema Integral de Mantenimiento puede verse como un modelo

sencillo de entrada-salida. Las entradas de dicho modelo son: mano de obra,

administración, herramientas, equipos u otros; y su salida es un equipo,

sistema eléctrico, red troncal de potencia, etc., funcionando en forma

confiable y configurado en forma tal que se logre la operación planeada por

la gerencia.

2.2.4.1. Componentes de un Sistema Integral de Mantenimiento.

Un Sistema Integral de Mantenimiento se compone de los insumos

que, en este caso, están representados por los equipos eléctricos y la red de

transmisión eléctrica, en general, las actividades de planeación, las

actividades de organización y las actividades de control.

En la figura 1 se muestra el esquema de un sistema integral del

mantenimiento, en su forma general. Se evidencia que las actividades de

planeación y organización del mantenimiento interactúan directamente, a

través de un proceso de retroalimentación, con la unidad encargada del

control y auditoria del mismo. Por otro lado, es importante resaltar que el

único condicionante a la planificación y organización del mantenimiento es la

disponibilidad de recursos, la iniciativa gerencial y la capacidad técnica del

personal. En los apartados siguientes, se describe cada uno de los

componentes del Sistema Integral de Mantenimiento.

34

Page 35: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Figura 1. Diagrama de bloques general de un sistema de mantenimiento. (Fuente: El Autor)

2.2.4.1.1. Actividades de planeación.

La planificación del mantenimiento incluye las siguientes actividades,

llamadas actividades de planeación:

Filosofía del mantenimiento.

La filosofía de mantenimiento debe garantizar tener un mínimo de

personal de mantenimiento que sea consistente con la optimización de la

producción y disponibilidad del sistema eléctrico, sin que se comprometa la

seguridad. Para lograr este objetivo, se puede implantar cualquiera de las

siguientes estrategias:

i. Mantenimiento correctivo o por fallas.

ii. Mantenimiento preventivo.

- Preventivo con base en el tiempo de uso.

- Preventivo con base en la condición.

iii. Mantenimiento de oportunidad

iv. Detección oportuna de fallas

v. Modificación del diseño

CCOONNTTRROOLL YY AAUUDDIITTOORRIIAA DDEELL MMAANNTTEENNIIMMIIEENNTTOO

OORRGGAANNIIZZAACCIIÓÓNN YY DDIISSEEÑÑOO DDEELL MMAANNTTEENNIIMMIIEENNTTOO

PPLLAANNEEAACCIIOONN DDEELL MMAANNTTEENNIIMMIIEENNTTOO

PPRROOCCEESSOO DDEE EEJJEECCUUCCIIOONN DDEELL MMAANNTTEENNIIMMIIEENNTTOO

IINNSSUUMMOOSS:: EEQQUUIIPOPOSS,, GGEERREENNCCIIAA YY

PPEERRSSOONNAALL

35

Page 36: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

vi. Reparación general

vii.Reemplazo

Pronóstico de la carga de mantenimiento.

Aún cuando la carga de mantenimiento de una red eléctrica tiene una

variación aleatoria y puede ser una función de la edad de los equipos

componentes, nivel de uso, calidad del mantenimiento aplicado, factores

climáticos y nivel de formación de los operadores, el pronóstico de la carga

de mantenimiento es esencial para alcanzar un nivel deseado de eficacia y

utilización de los recursos.

Planeación de la capacidad de mantenimiento.

Determina los recursos necesarios para satisfacer la demanda de los

trabajos de mantenimiento. Estos recursos incluyen: mano de obra,

materiales, refacciones, equipo y herramientas de trabajo, entre otros.

Organización del mantenimiento.

Dependiendo de la carga de mantenimiento, el mismo se puede

organizar por departamentos, por áreas o en forma centralizada. En algunos

casos, puede establecerse un sistema de compromisos en cascada. Este

sistema permite que las unidades de mantenimiento de producción se

enlacen a una unidad central de mantenimiento.

Programación del mantenimiento.

Es el proceso de asignación de recursos y personal para los trabajos

que tienen que realizarse en ciertos momentos. Para lograr una

programación y ejecución exitosa de los mantenimientos, es necesario

asegurar que los trabajadores, las piezas y los materiales estén disponibles

antes de poder programar una tarea de mantenimiento.

2.2.4.1.2. Actividades de organización.

La organización de un sistema de mantenimiento incluye lo siguiente:

Diseño del trabajo.

Comprende las actividades que deben desarrollarse para ejecutar el

mantenimiento de un equipo en particular, la profundidad del

36

Page 37: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

mantenimiento, el método que se va a emplear, los niveles de operación

requeridos, las herramientas necesarias y la calificación de los trabajadores a

emplear.

Estándares de tiempo.

Después que se concibe el trabajo de mantenimiento necesario, se

debe estimar el tiempo requerido para la ejecución del mismo. Los

estándares de tiempo realistas son un elemento muy valioso, pues permiten

medir la eficacia de los trabajadores empleados y, de esta forma, reducir el

tiempo muerto de la planta.

Administración de proyectos.

En el caso de grandes instalaciones, plantas, procesos de gran

envergadura, etc., se llevan a cabo mantenimientos generales en forma

periódica. En este caso, debe garantizarse la optimización de los recursos

para minimizar el tiempo muerto y, para ello, el mantenimiento se planifica

como un proyecto global, que puede ser ejecutado por medio de técnicas de

planeación por el método de la ruta crítica (PERT) o la técnica de evaluación

y revisión de programas.

2.2.4.1.3. Actividades de Control.

El control tal y como se aplica a un sistema integral de mantenimiento,

debe incluir lo siguiente:

Control de Trabajos.

El sistema de órdenes de trabajo es el utilizado para controlar el

trabajo de mantenimiento. Una orden de trabajo bien diseñada, con una

apropiada revisión del informe de ejecución, es el corazón de un efectivo

sistema de mantenimiento.

Control de Inventarios.

Es la técnica de mantener refacciones y materiales en los niveles

deseados. Es esencial mantener un nivel óptimo de refacciones que

disminuya el costo de tener un artículo en existencia y el costo en que se

incurre si las refacciones no están disponibles.

37

Page 38: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Control de Costos.

El costo de mantenimiento tiene muchos componentes, incluyendo el

costo directo del mantenimiento, el costo de la producción diferida, la

degradación del equipo, los respaldos y los costos de mantenimiento

innecesario y excesivo. El control de los Costos de Mantenimiento optimiza

todos los gastos por este concepto, sin detrimento del alcance de los

objetivos que se ha fijado la organización.

Control de Calidad.

En el mantenimiento, la calidad consiste en “hacerlo bien la primera

vez”. La calidad puede evaluarse como el porcentaje de trabajos de

mantenimiento aceptados de acuerdo a la norma adoptada por la empresa.

Una alta calidad se asegura verificando los trabajos de mantenimiento crítico

o mediante la supervisión del mantenimiento ( Duffua, Salid, y otros. 2005)

2.2.5. Mantenimiento en Sistemas Eléctricos

En los últimos años, los costos de mantenimiento y operación de las

empresas eléctricas (generación, transmisión y distribución) se han venido

incrementando de una manera rápida. Existen nuevas técnicas que permiten

mejorar la confiabilidad y el desempeño de las mismas. El mantenimiento

busca, a “grosso modo”, asegurar la continuidad del servicio eléctrico de

forma segura y compatible con el medio ambiente.

Con el paso del tiempo y el advenimiento de nuevas tecnologías y

necesidades, se han ido creando herramientas filosóficas que permiten un

mejor uso de los recursos financieros, tales como el Mantenimiento Centrado

en la Confiabilidad, el Mantenimiento Productivo Total y el Análisis Causa

Raíz. Estas técnicas permiten enfocar la atención hacía problemas tanto

crónicos como esporádicos. El mantenimiento eléctrico actual está

caracterizado por la búsqueda continua de tareas que permitan eliminar o

minimizar la ocurrencia de fallas y/o disminuir las consecuencias de las

mismas; es decir, se juega con los dos factores de riesgo (Gill, Paul. 1998)

38

Page 39: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Las razones por las cuales se realiza el mantenimiento pueden ser

resumidas, en base a los beneficios logrados, en las siguientes categorías:

Prevenir o disminuir el riesgo de fallas.

Busca bajar la frecuencia de fallas y/o disminuir sus consecuencias

(incluyendo todas sus posibilidades). Ésta es una de las visiones más básicas

del mantenimiento y, en muchas ocasiones, es el único motor que mueve las

estrategias de mantenimiento de algunas empresas, olvidándose de otros

elementos de interés.

Recuperar el desempeño.

Con el uso de los equipos, el desempeño se puede ver disminuido por

dos factores principales: pérdida de capacidad de producción y aumento de

costos de operación. Grandes ahorros se han logrado al usar este método

como gatillo para el mantenimiento, ya que a veces este factor es de una

gran dimensión por las fallas a evitar. Ejemplos típicos incluyen: cambios de

filtros de gas, de aceite, lavado de compresores axiales, etc.

Aumentar la vida útil/diferir inversiones.

La vida útil se ve afectada por la frecuencia/calidad del

mantenimiento. Una frecuencia adecuada de mantenimiento preventivo

puede ayudar a diferir una gran inversión por mantenimiento mayor.

2.2.5.1. Métodos de mejora en la confiabilidad.

2.2.5.1.1. Métodos Proactivos.

Son aquellos que buscan mejorar la confiabilidad mediante la

utilización de técnicas que permitan la paulatina eliminación de las fallas,

tanto crónicas como potenciales. Claros ejemplos de este método son las

filosofías de Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad y la de

Mantenimiento Productivo Total. En ambas, se trabaja sobre problemas

potenciales y observados. Su impacto positivo se observa a mediano y largo

plazo (NFPA 70B. 2006)

39

Page 40: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

2.2.5.1.2. Métodos Reactivos

Son aquellos que buscan, de una manera rápida y eficaz, la solución de

problemas cotidianos y evitar la repetición de eventos mayores. En líneas

generales, se trata de métodos "post morten". Actualmente, su mejor

exponente es el Análisis de Causa Raíz. Como desventaja mayor se observa

que trabaja sólo sobre problemas observados y no sobre problemas

potenciales.

Actualmente, la técnica recomendada para la mejora en la confiabilidad

de los sistemas eléctricos, por parte del instituto para la investigación de la

potencia eléctrica (Electric Power Research Institute, EPRI), es el

Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad. Sin embargo, tal y como se

describe para el caso de subestaciones eléctricas, esta técnica no tiene

aplicación plena en ciertos casos y debe ser combinada con otra como, por

ejemplo, el Mantenimiento Productivo Total (NFPA 70B. 2004)

2.2.5.2. Sistema Integral de Mantenimiento en instalaciones eléctricas.

Al buscar una filosofía aplicable al mantenimiento en instalaciones y/o

subestaciones eléctricas, se puede encontrar que orientar el mantenimiento

hacia la disponibilidad de equipos es lo más ajustable a los requerimientos y

características de este componente de Sistemas de Potencia. Esta

orientación debe estar basada, tal vez, en los argumentos más utilizables de

la filosofía del Mantenimiento Productivo Total (TPM) y del Mantenimiento

Centrado en la Confiabilidad (RCM). Antes de hablar de los argumentos más

aplicables al mantenimiento en subestaciones, es necesario mencionar

porqué ambos tipos de mantenimiento no son directamente aplicables a

subestaciones; es decir, cada uno por sí solo y completamente aplicado a

subestaciones.

El TPM es una filosofía de mantenimiento que exige Calidad Total en el

trabajo de mantenimiento, lo cual no es difícil de obtener pero exige, en los

sistemas en los que se aplica esta filosofía, llegar al nivel de “cero fallas”.

40

Page 41: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Sabiendo que en sistemas de potencia la mayoría de las fallas se deben a

factores externos, que muchas veces escapan al control (condiciones

climáticas, por ejemplo), no será posible llegar al nivel de “cero fallas” sin

elevar, considerablemente, los costos de operación y, por ende, el precio de

la unidad de energía eléctrica.

Por otro lado, el RCM es un sistema de mantenimiento que se basa en

la confiabilidad; es decir, que el sistema en el que se aplica el RCM debe

continuar con su trabajo normal a pesar del surgimiento de alguna falla y de

la falencia de algún componente del sistema, y esto se logra mediante el

reemplazo de dicho componente en el sistema productivo, sin importar si

este reemplazo es similar o no, el punto es que el sistema mantenga su

ritmo de producción. Se sabe que una subestación tiene la función de

transmitir la energía eléctrica de un sistema a otro, y que cada componente

de la misma cumple funciones únicas relativas a ese equipo; por tanto, en

caso de ausencia de uno de éstos, sin importar la causa, no será posible

reemplazar u obviar tal componente para que la transmisión de energía

continúe, porque esto podría llevar a fallas mayores, o paradas del sistema,

que pudieron haberse evitado si el componente en cuestión hubiera estado

cumpliendo sus funciones.

Pero esto no descarta a los tipos de mantenimiento mencionados para

su aplicación en subestaciones, cabe mencionar que el RCM puede formar

parte del TPM aplicado a un sistema productivo. Si se analiza, el TPM es una

filosofía que se refiere más al recurso humano del mantenimiento y a su

comportamiento en el desarrollo de dicha función, que al sistema productivo

en sí; en cambio, el RCM se inclina más al sistema productivo y su

confiabilidad. Por tanto, estos argumentos pueden ser aplicables a cualquier

sistema incluyendo subestaciones. Esto lleva a buscar la Confiabilidad de una

subestación y, según lo antes mencionado, para lograr esto deberá buscarse

la Disponibilidad de los equipos de la misma, ya que “equipos disponibles

cumplen su función y, por tanto, el sistema será confiable” (Short, Tom.

2004)

41

Page 42: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Para que los equipos estén disponibles, el Mantenimiento Preventivo

jugará un papel importante, dejando de ese modo la posibilidad de fallas

debidas principalmente a factores externos, es aquí donde el Mantenimiento

Correctivo deberá jugar su papel y, para el buen desempeño de estos

mantenimientos, el personal deberá comportarse con seguridad, orden y

disciplina necesarios, aplicándose así el TPM. Pero el mantenimiento no es

estático, es evolutivo; por tanto, necesita actualizarse, analizarse y

reflexionarse para su mejora continua, dando paso entonces a la

intervención del Mantenimiento Proactivo. Los tres tipos de mantenimiento

mencionados estarán entrelazados entre sí, lo que se convertirá en un

Mantenimiento Integrado, aplicado a subestaciones (Short, Tom. 2004).

En función de lo visto anteriormente, dando al mantenimiento en

subestaciones una orientación hacia la disponibilidad y/o máxima

confiabilidad y continuidad en el servicio de los equipos, que es muy

importante sobre todo en sistemas asociados al sector petrolero, y tomando

en cuenta el sistema de trabajo en Sistemas de Potencia (transmisión y

distribución, principalmente), el mantenimiento en subestaciones debe estar

integrado. Es decir, debe mirar el mantenimiento como un conjunto cuyos

componentes serán el Mantenimiento Preventivo, el Mantenimiento

Correctivo y el Mantenimiento Proactivo. Este es el concepto del Sistema

Integral de Mantenimiento aplicado a subestaciones eléctricas. En la figura 2

se observa un esquema de la filosofía de mantenimiento pertinente a un

Sistema Integral de Mantenimiento a subestaciones eléctricas.

42

Page 43: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Figura 2. Esquema pertinente a la filosofía de mantenimiento en un sistema integral

aplicado a subestaciones eléctricas. (Fuente: El Autor)

2.2.5.2.1. Mantenimiento Preventivo en Subestaciones Eléctricas.

El Mantenimiento Preventivo en subestaciones se divide en tres

componentes:

- Inspección Visual.

- Mantenimiento Preventivo Programado o Sistemático.

- Inspección Termográfica.

A continuación, en la figura 3, se muestra un esquema de los

componentes del Mantenimiento Preventivo en subestaciones eléctricas.

43

Page 44: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Figura 3.- Mantenimiento Preventivo aplicado a subestaciones. (Fuente: El Autor)

Los elementos más importantes de una subestación eléctrica son los

que se muestran en la figura 4.

Figura 4. Esquema general de una subestación eléctrica. (Fuente: El Autor)

Inspección Visual.

Esta técnica de mantenimiento se efectúa en forma mensual, sin

desenergizar la línea, no utiliza herramientas ni instrumentos en la mayor

parte de los casos y, como su nombre lo indica, consiste sólo en inspecciones

visuales. Tiene la finalidad de revisar visualmente el estado exterior de los

equipos, anotándose en una planilla los resultados de dicha inspección.

44

Page 45: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Las planillas tienen una casilla por fase; es decir, tres para los equipos,

en las que se anotan las letras correspondientes al estado exterior del

equipo, según el pertinente criterio.

Mantenimiento Preventivo Programado o Sistemático (normas IEC)

Consiste en una serie de pruebas a realizar en los equipos para

verificar su estado. El trabajo tiene carácter preventivo, pero también

engloba al Mantenimiento Predictivo y, en algunos casos, al Mantenimiento

Correctivo. El Mantenimiento Predictivo interviene cuando, al efectuar las

pruebas al equipo, se llega a conocer su estado actual y es posible, entonces,

conocer el estado futuro o anticiparse a las posibles fallas. El Mantenimiento

Preventivo Sistemático se realiza, generalmente, con línea desenergizada,

pero existen algunas técnicas que se pueden aplicar sin necesidad de

desenergizar la línea.

En la mayoría de las industrias, el mantenimiento programado se

efectúa en días en los que la producción puede ser interrumpida, pero en el

caso del servicio eléctrico, dado que su continuidad no puede ser

interrumpida, estos trabajos se programan en días en los que el consumo de

energía eléctrica es más baja, lo que ocurre generalmente los fines de

semana. También existen disposiciones de subestaciones que permiten que

algunos equipos puedan ser desenergizados, para trabajos de

mantenimiento, sin que esto implique la interrupción del servicio eléctrico;

no obstante, se requerirá de una coordinación con los responsables de

operaciones.

Las técnicas de Mantenimiento Predictivo que se aplican en

subestaciones, en base a recomendaciones de normas internacionales (IEC

76, IEC 72-1), se detallan a continuación:

Inspección termográfica. Se realiza, mediante el empleo de cámaras de

termo-visión infrarroja, para localizar defectos por calentamiento,

particularmente en piezas de contacto de seccionadores, bornes y grapas de

conexión de los equipos, tomando como referencia la temperatura ambiente

y la de otra fase sana. Se aplica mediante un barrido de todas las conexiones

45

Page 46: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

eléctricas en un parque y permite registrar la distribución de temperaturas

en un equipo que se encuentre en las condiciones de régimen normal de

servicio.

Medida de tensión de paso y contacto. En las instalaciones eléctricas se

producen, de forma circunstancial, corrientes de defecto a tierra que generan

elevaciones del potencial del terreno, que pueden llegar a ser peligrosas para

las personas que trabajen en ellas. Para garantizar que estos potenciales no

sean peligrosos, las normas definen los valores máximos admisibles de

tensión y el método de medida de la tensión de paso y contacto, mediante

inyección de corriente en la red de puesta a tierra. Asimismo, se establece la

necesidad de medir las tensiones que se puedan transferir fuera de la

subestación y la determinación de la resistencia de difusión a tierra de una

subestación, recién construida o en funcionamiento, para verificar su estado

de conservación con el paso del tiempo.

Medida de resistencia de contacto. Las características eléctricas de un

contacto, en elementos de maniobra, dependen del número de

interrupciones y de la energía del arco acumulada, ya que provocan el

desgaste de sus componentes, pérdida de presión de contacto y presencia de

impurezas al depositarse una película particularmente aislante en la

superficie. Asimismo, los esfuerzos que se producen durante las fallas, la

acción del viento y las vibraciones transmitidas durante las maniobras,

empeoran las características mecánicas de los puntos de conexión de los

equipos. El control del valor de la resistencia eléctrica en las uniones de

conductores que forman un circuito eléctrico, permite determinar la máxima

intensidad que puede circular a través de ellas, sin que se sobrepasen los

límites de calentamiento admitidos para cada tipo de material de los

componentes de la unión.

Resistencia dinámica en interruptores. Debido al diseño de los

contactos en interruptores que disponen de contactos principales y de arco,

se aprovecha la realización de la curva de desplazamiento de los mismos

46

Page 47: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

para registrar, de forma continua, la caída de tensión en la cámara de corte

al inicio y al final de las maniobras de apertura y cierre.

Resistencia dinámica de los cambiadores de tomas en carga. Muchos

de los fallos en los transformadores de potencia son causados por el

envejecimiento de los contactos del cambiador de tomas en carga (CTC). La

inspección del estado de los contactos del selector resulta laboriosa por su

ubicación. Actualmente, se está aplicando un nuevo método para

diagnosticar el estado de los contactos deslizantes durante el proceso de

conmutación, evitando el desmontaje para la inspección, basado en la

obtención del oscilograma correspondiente al cambio de intensidad debido a

la influencia del valor de las resistencias que interviene durante la

conmutación en cada toma de regulación de tensión (resistencias de

conmutación, de contacto y del arrollamiento correspondiente)

Medida de resistencia de devanados. La resistencia eléctrica del

arrollamiento de los devanados en los transformadores se altera por la

existencia de cortocircuitos entre espiras, defectos térmicos en su

aislamiento por deficiencias en los contactos del regulador en carga del

transformador. El control del valor de esta resistencia facilita la toma de

decisiones de mantenimiento, especialmente en intervenciones por avería.

Medidas de tiempos de maniobra. Una de las principales medidas que

se realizan en el mantenimiento de seccionadores con mando eléctrico o

neumático y especialmente en interruptores, consiste en el control de los

tiempos propios requeridos en la realización de maniobra de cierre y

apertura. El control de estos valores posibilita los ajustes precisos para

garantizar la correcta operación de los equipos y permite programar,

adecuadamente, la revisión necesaria para sustituir piezas y componentes.

Sincronismo entre cámaras del interruptor. La medida del tiempo de

maniobra en cada una de las cámaras del interruptor permite conocer el

nivel de sincronismo alcanzado por los contactos, tanto linealmente (entre

cámaras de corte de cada fase) como transversalmente (entre fases)

47

Page 48: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

facilitando una información complementaria del balance de energías en la

maniobra.

Tiempo de reposición de energía del mando de accionamiento del

interruptor. En interruptores con mando a resortes se mide el tiempo de

carga de resortes para poder asegurar que las maniobras son realizadas en

condiciones óptimas. En mandos neumáticos es necesario verificar la

actuación de los presostatos. Cuando los tiempos obtenidos difieran o

presenten desviaciones significativas con respecto a los valores de

referencia, se procederá a la revisión de los sistemas de carga: motores,

compresores, conducciones, conexiones eléctricas, tensión, etc.

Análisis del gráfico de desplazamiento de contactos en interruptores. El

método de diagnóstico más utilizado para conocer el estado mecánico de un

interruptor se basa en la obtención gráfica de las curvas de desplazamiento

de sus contactos principales durante las maniobras de cierre, apertura y

cierre sobre falta. Del análisis del gráfico realizado en la propia instalación y

cuya interpretación se ve ampliamente apoyada mediante el uso de la

telediagnosis, se obtienen parámetros de control que determinan el estado

del equipo.

Gráficos de consumo de bobinas y motores. El control del consumo en

las bobinas de apertura contribuye al conocimiento del estado de los

sistemas eléctricos y mecánicos del interruptor, obteniéndose normalmente

del registro gráfico de la intensidad, realizado simultáneamente con el

registro de desplazamiento de contactos, tiempos de maniobra y tensión de

alimentación en bornes del armario de mando. El registro del consumo del

motor facilita una información complementaria a la del tiempo de reposición

de energía del mando en interruptores y sirve, igualmente, para controlar el

comportamiento del mando de los seccionadores durante las maniobras.

Medida de contaminación depositada en aisladores. Estas medidas

tratan de determinar el momento en que la contaminación depositada en el

aislador puede alcanzar un valor peligroso, teniendo en cuenta, no sólo el

tipo de contaminante, sino también la incidencia atmosférica y geográfica de

48

Page 49: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

la subestación. Para ello, se pueden tomar muestras sucesivas de la

contaminación depositada y prever su evolución, lo que no siempre es fácil, o

medir el número y amplitud de las descargas superficiales mediante un

equipo apropiado, cuya información se procesa y registra de forma continua

en PC.

Medida de corriente de fuga en pararrayos de ZnO. Los pararrayos se

encuentran sometidos durante el servicio a la influencia de diferentes

sobretensiones, tanto temporales como de maniobra y atmosféricas, que

envejecen sus componentes y pueden causar su avería. La evaluación de los

pararrayos de ZnO, puede hacerse a partir de la medida y control de la

componente resistiva de la corriente de fuga que les atraviesa de forma

permanente durante el servicio normal.

Medida en clase de precisión en transformadores de potencial. Si bien,

con el tiempo, la precisión en los transformadores de medida puede verse

alterada, en los transformadores de potencial capacitivos se producen con

mayor frecuencia variaciones en la relación de transformación, debido a la

modificación del valor de la capacidad de los condensadores que constituyen

el divisor de tensión. La determinación del error de relación de

transformación y de ángulo, se realiza por comparación de las medidas de

tensión registradas, con otro transformador usado como patrón.

Análisis del aceite aislante. Los aceites aislantes son componentes

esenciales de un gran número de equipos eléctricos, en particular de

transformadores de potencia y de medida. La evaluación del estado del

aceite aislante en servicio se efectúa atendiendo a los siguientes índices de

control: aspecto y color, contenido en agua, índice de neutralización, factor

de pérdidas dieléctricas y tensión de ruptura; así como, cantidad de

partículas que por tamaño son contabilizadas.

Análisis de gases disueltos en aceite. Uno de los métodos de

diagnóstico que proporciona una indicación anticipada de anormalidades en

el comportamiento funcional de un transformador y permite determinar las

medidas que conviene adoptar antes de que el equipo sufra daños más

49

Page 50: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

importantes, se basa en el análisis cromatográfico de los gases de

descomposición del aceite aislante por calentamiento excesivo de ciertos

puntos del transformador o por descargas eléctricas en su interior. Según

sea la temperatura del punto caliente o la energía de las descargas, las

proporciones en que se producen los diferentes gases de descomposición son

distintas. Por efecto de las solicitaciones térmicas o eléctricas, los aceites

aislantes dan lugar a los siguientes gases de descomposición: hidrógeno,

metano, etano, etileno, acetileno, monóxido y dióxido de carbono, oxígeno y

nitrógeno. Determinando el contenido de cada gas, la valoración global y la

relación entre las concentraciones de los diferentes gases y su evolución, se

puede conocer, no solamente la existencia de un defecto, sino también el

tipo del mismo y su importancia. Más recientemente, al análisis mencionado

anteriormente se acompaña con la valoración de la concentración de los

derivados del furfulaldehído, que resultan de la degradación térmica de la

celulosa incorporada en los aislamientos sólidos del transformador.

Medidas del ruido y vibraciones. Estas medidas son útiles para la

detección de fallos incipientes en equipos que contengan piezas mecánicas

en movimiento o sometidas a vibración por rozamiento con fluidos, campos

magnéticos alternos, etc.

Medidas de aislamiento eléctrico. Los aislamientos eléctricos de los

equipos de AT constituidos por aceite, porcelana, papel, resinas, gas SF6,

etc., son susceptibles de envejecimiento por el paso del tiempo y las

condiciones de servicio, dando lugar a una pérdida progresiva de sus

características dieléctricas, lo que requiere el control de su evolución. Este

control se lleva a cabo por medio de las técnicas correspondientes.

Inspección Termográfica

La inspección termográfica se realiza con equipo energizado, es una

actividad que abarca a toda la subestación y un elemento necesario del

Mantenimiento Preventivo-Predictivo. Para la termografía es necesario

considerar los siguientes aspectos:

- Temperatura ambiente.

50

Page 51: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

- La fase que se toma como fase de referencia.

- Si el equipo presenta anomalías cuando se efectúa la inspección

termográfica, estas imágenes podrán ser analizadas luego, mediante

software especializado, en una PC.

- Tiempo correspondiente a la realización de la medición termográfica.

2.2.5.2.2. Mantenimiento Correctivo en Subestaciones Eléctricas.

El Mantenimiento Correctivo puede considerarse dividido en dos

partes:

El Mantenimiento Correctivo por Averías.

Este se aplica cuando se presenta una falla o avería grave de algún o

algunos equipos de la subestación, estas averías se presentan por causas

fuera del control de los responsables de la subestación y se originan en

factores externos: condiciones climáticas, daños de terceros, problemas en la

línea de transmisión o distribución.

El mantenimiento Correctivo Programado.

Es una actividad correctiva que implica reparación y reemplazo de

piezas con carácter preventivo, ya que en función de las condiciones del

equipo, o de ciertos parámetros, se efectúan las reparaciones con la

intención de anticiparse y prevenir daños mayores que afecten a la

disponibilidad del equipo. El Mantenimiento Correctivo Programado puede

realizarse debido a las siguientes razones:

Número de operaciones. Es una condición que obliga a la intervención

de un mantenimiento correctivo planificado en interruptores. Después de

cierto número de operaciones por falla u operaciones manuales de un

interruptor, el aislamiento es afectado y los contactos se llenan de

“cavitaciones” en su superficie, debido a los esfuerzos electrodinámicos a los

que han estado sometidos, lo que obliga a una intervención en el equipo.

Resultados de las inspecciones. Si los resultados de las inspecciones

visuales o termográficas revelan que el estado de algún equipo o de alguno

de sus componentes es grave (G) o existen anomalías (A), será necesario

51

Page 52: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

programar una intervención en el equipo para efectuar las reparaciones

correspondientes.

Resultados de Mantenimiento Predictivo. Las técnicas de diagnosis

aplicadas durante el Mantenimiento Preventivo Programado tienen la

finalidad de revelar el estado de los equipos de la subestación, para poder

anticiparse a las fallas y averías. Si el diagnóstico revela mal estado o

inferior al admisible, será necesario programar una intervención.

2.2.6. Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad

Según Moubray (1991), el Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad

es un proceso empleado para determinar los requerimientos de

mantenimiento de cualquier equipo que garanticen la continuidad de

funcionamiento del mismo en su contexto operativo actual.

2.2.6.1. Las siete preguntas del Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad.

Para implementar exitosamente el Mantenimiento Centrado en la

Confiabilidad es necesario plantearse las siete preguntas básicas que se

definen a continuación:

i. ¿Cuales son las funciones, y los estándares de desempeño asociados,

del equipo o sistema en su contexto operativo actual?

ii.¿De que manera puede fallar el equipo en el cumplimiento de

funciones operacionales? (fallas funcionales)

Cada elemento tiene, usualmente, más de una función dentro de

cualquier sistema. Las funciones se dividen, fundamentalmente, en cuatro

categorías:

Funciones primarias

Funciones secundarias

Dispositivos de protección

Funciones superfluas

Por otro lado, cada función tiene dos estándares de desempeño:

52

Page 53: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

- Confiabilidad inherente

- Desempeño deseado

Lo ideal es que el desempeño deseado pueda ser cumplido dentro de la

confiabilidad inherente del elemento. Por lo tanto, se considera que una falla

funcional es la incapacidad de un equipo de cumplir con el estándar de

desempeño deseado en cualquiera de sus funciones y que, a su vez, es

establecido por el personal de operaciones e ingeniería de la empresa,

trabajando conjuntamente.

iii. ¿Qué puede ocasionar cada falla funcional? (Modos de falla)

A modo general, puede decirse que el modo de falla es la causa

principal de la misma.

iv. ¿Qué sucede cuando ocurre una falla? (Efectos de la falla)

Se consideran efectos de la falla todos aquellos que se evidencian por

medio de riesgos a la seguridad del personal, riesgos para el medio

ambiente, daños secundarios a los equipos y efectos en la producción

asociada al mismo.

v. ¿De que manera influye cada una de las fallas en el proceso?

(Consecuencias de la falla)

Este punto es de gran importancia, pues, de acuerdo a la filosofía de

Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad, la prevención de una falla

tiene mucho más que ver con el evitar o reducir las consecuencias que

con la prevención de la falla propiamente. Es decir, una tarea

preventiva es más valiosa en la medida que trata más exitosamente

con las consecuencias de la falla que se propone prevenir.

El impacto, o consecuencia, de la falla depende de:

El contexto operacional

Los estándares de desempeño

Efectos físicos

La combinación de éstos tiene un conjunto específico de consecuencias

asociadas. El Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad agrupa las

consecuencias de las fallas en cuatro categorías:

53

Page 54: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Consecuencias de la falla ocultas

Consecuencias de seguridad y ambientales

Consecuencias operacionales

Consecuencias no operacionales

vi. ¿Qué se puede hacer para prevenir cada falla? (Tareas preventivas)

El Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad contradice la vieja visión

según la cual se optimiza la disponibilidad de una planta o sistema, en

general, a través de un mantenimiento preventivo rutinario que asume

que la mayoría de los elementos operan de modo confiable durante un

tiempo determinado, antes del cual debe tomarse una acción

preventiva para evitar la falla. Este esquema se considera válido sólo

para algunos equipos simples, o equipos complejos con un modo de

falla dominante. Es posible que el Mantenimiento Preventivo con base

en el tiempo de operación de los equipos sea adecuado cuando las

fallas de un equipo determinado son relativamente menores.

La creciente complejidad de los equipos, sobre todo eléctricos y

electrónicos, ha conducido a cambios en los patrones de falla.

Actualmente, existen alrededor de seis (6) patrones de los cuales,

según Mubray, más del 70% son relativamente estocásticos.

El Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad reconoce como las tres

mayores categorías de tareas preventivas, las siguientes:

Tareas programadas por condición: Estas tareas se basan

en el hecho comprobado de que la mayoría de las fallas

anticipan alguna alarma que da a entender que están a punto

de ocurrir. Estas “alarmas” son las fallas potenciales,

originadas en defectos incipientes, que se observan en el

equipo y que se definen como condiciones físicas identificables

que son indicadoras de que una falla funcional está apunto de

ocurrir. Estas tareas incluyen: Mantenimiento Predictivo, por

condición, y monitoreo de condición.

54

Page 55: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Tareas programadas de restauración y descarte: Establece

edad límite para descartar, o reconstruir, un elemento sin

importar su condición.

vii. ¿Qué debe hacerse si una tarea preventiva no es realizable?

Para definir si una tarea preventiva debe ser o no realizada deben

evaluarse las características técnicas y económicas de la misma.

Dentro de las normas se establece el procedimiento cuantitativo para

esta evaluación. En caso de determinarse que una tarea preventiva no

es realizable, el equipo se mantendrá con una filosofía de reemplazo o

reparación general cuando falle.

Las tareas preventivas son programadas sólo para fallas que realmente

requieran de atención debido a su impacto y/o consecuencias, esto

conlleva a reducciones substanciales en las cargas rutinarias. Menor

trabajo rutinario también significa que es más probable que las tareas

programadas se ejecuten con mayor atención y mejor nivel técnico.

En este sentido, un sistema de Mantenimiento Centrado en la

Confiabilidad reduce la cantidad de trabajo rutinario en cada período,

usualmente de 40% a 70% del trabajo total de mantenimiento basado

en una filosofía de mantenimiento programado por edad y/o períodos

constantes.

2.2.6.2. Aplicación del Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad.

En 1978 la aviación comercial de los EEUU publicó un estudio de los

patrones de fallas en los componentes de aviones, cambiando todas las

costumbres que hasta el momento se tenían sobre el mantenimiento. La

figura muestra cómo el punto de vista, acerca de las fallas, en un principio

era simplemente que cuando los elementos físicos envejecen tienen más

posibilidades de fallar, mientras que un conocimiento creciente acerca del

desgaste por el uso, durante la Segunda Generación, llevó a la creencia

general en la "curva de la bañera". Sin embargo, se revela que, en la

práctica actual, no sólo existe un modelo de fallas sino seis diferentes.

55

Page 56: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

En general, los equipos son mucho más complicados de lo que eran

hace algunos años. Esto ha llevado a cambios sorprendentes en los modelos

de fallas de los equipos, como se muestra en la figura. Los modelos de fallas

dependen de la complejidad de los elementos. Cuanto más complejos sean,

es más fácil que estén de acuerdo con los modelos E y F. Estos hallazgos

contradicen la creencia de que siempre hay una conexión entre la

confiabilidad y la edad operacional. Fue esta creencia la que llevó a la idea de

que, cuanto más a menudo se revisaba una pieza, menor era la probabilidad

de falla. Hoy en día, esto no es enteramente cierto. A no ser que haya un

modo de falla dominante, los límites de edad no hacen nada, o muy poco,

para mejorar la confiabilidad de un equipo complejo. De hecho, las revisiones

programadas, si incluyen desmantelamiento de partes, pueden aumentar las

frecuencias de fallas en general, debido a la introducción de mortalidad

infantil dentro de sistemas que de otra forma serian estables.

A pesar de que el Mantenimiento Sistemático y Programado ha sido

abandonado por algunas empresas, considerando que las potenciales

consecuencias de una falla pueden producir pérdidas importantes, se debe

hacer algo para prevenirla o, por lo menos, reducir sus consecuencias. El

Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad reconoce cada una de las tres

categorías más importantes de tareas preventivas, tal y como se describen a

continuación:

Tareas "a condición"

La necesidad continua de prevenir ciertos tipos de falla y la incapacidad

creciente de las técnicas tradicionales para hacerlo, han creado los nuevos

tipos de prevención de fallas. La mayoría de estas técnicas nuevas se basan

en el hecho de que la mayor parte de las fallas dan alguna advertencia de

que están a punto de ocurrir. Estas advertencias se conocen como fallas

potenciales, originadas en defectos incipientes, y que, como dijimos, se

definen como las condiciones físicas identificables que indican que va a

ocurrir una falla funcional o que está en el proceso de ocurrir.

56

Page 57: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Las nuevas técnicas se usan para determinar cuando ocurren las fallas

potenciales de forma que se pueda hacer algo antes de que se conviertan en

verdaderas fallas funcionales. Estas técnicas se conocen como “tareas a

condición”, porque los elementos se dejan funcionando a condición de que

continúen satisfaciendo los estándares de funcionamiento deseado.

Tareas de reacondicionamento cíclico y sustitución cíclica.

Los equipos son revisados, o sus componentes reparados, a

frecuencias determinadas, independientemente de su estado en ese

momento. Si la falla potencial no es detectable con tiempo suficiente para

evitar la falla funcional, entonces la lógica pregunta es si es posible “reparar”

el modo de falla del elemento para reducir la frecuencia de la falla.

Algunas fallas son muy predecibles aún si no pueden ser detectadas

con suficiente tiempo. En función de esto, el Mantenimiento Centrado en la

Confiabilidad provee criterios simples, precisos y fáciles de comprender, para

decidir qué tarea sistemática es técnicamente posible, la frecuencia en que

debe hacerse y quién la debe realizar. Si las tareas no son técnicamente

factibles, entonces se debe tomar una acción apropiada, como la que se

describe a continuación:

Acciones "a falta de"

Además de preguntar si las tareas son técnicamente factibles, el

Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad se pregunta si vale la pena

hacerlas. La respuesta depende de cómo sean las consecuencias de las fallas

que se pretende prevenir. En el caso de dispositivos de protecciones, puede

basarse en la realización de pruebas de los equipos, en vez del reemplazo

cíclico de los mismos.

2.2.7 Redes eléctricas asociadas al sector petrolero

La industria petrolera tiene, como cualquier otra industria de

extracción, un proceso productivo en gran parte dependiente de una red

eléctrica que provee de energía a las instalaciones y equipos que se requiere

para sus actividades cotidianas de operación, producción, control y

57

Page 58: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

administración. En este sentido, los elementos principales del proceso

productivo petrolero que dependen de la electricidad son: las bombas

electrosumergibles, las moto-bombas de las estaciones de flujo, el sistema

de control y refrigeración de las plantas de gas, plantas de vapor y de los

terminales de embarque y patios de tanque, entre otras.

Es, por su alta dependencia de la energía eléctrica, que la mayoría de

las empresas del sector petrolero poseen una red de generación propia o, al

menos, un sistema de generación de respaldo en los casos en que se

encuentre conectada a una red local gerenciada por otra empresa de servicio

eléctrico. La industria petrolera es, en este sentido, altamente vulnerable a

las fallas eléctricas y, considerando los altos precios del crudo, mucho más

propensa a notables pérdidas económicas, derivadas de la interrupción

eléctrica, que cualquier otra empresa de otros sectores productivos.

Dentro de la industria petrolera, los equipos eléctricos más importantes

son los motores eléctricos que, además, son equipos de alto consumo

energético. En la figura 5 se muestra una aplicación de motores eléctricos

para bombeo electro-sumergible en pozos petroleros.

Figura 5.- Esquema eléctrico para alimentación de bombas electrosumergibles.

(Fuente: API 540)

58

Page 59: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

2.2.7.1. La compresión de gas y los motores eléctricos.

Cuando la energía natural que empuja a los fluidos de hidrocarburos en

un pozo deja de ser suficiente, se recurre a métodos artificiales para

continuar extrayendo el petróleo. Con la extracción artificial comienza la fase

más costosa, u onerosa, de la explotación del yacimiento. En Venezuela, uno

de los métodos de levantamiento artificial más empleado es el denominado

“gas lift”, o levantamiento artificial con gas comprimido.

El método de “gas lift” consiste en inyectar gas a presión en el

yacimiento para alivianar la columna de petróleo y hacerlo llegar a la

superficie. La inyección de gas se hace en varios sitios de la tubería a través

de válvulas reguladas que abren y cierran el gas automáticamente. Este

procedimiento se suele comenzar a aplicar antes de que la producción

natural cese completamente. Para ello, se utilizan turbinas y motores

eléctricos que impulsan compresores que elevan la presión del gas residual

del proceso de producción petrolera para re-inyectarlo al pozo. En la figura 6

se observa un esquema general del proceso de inyección de gas a pozos

petroleros.

59

Page 60: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Figura 6. Esquema general de producción por “gas lift”. (Fuente: API 540)

2.2.7.1.1. El reemplazo de turbinas por motores eléctricos en las plantas

compresoras de gas.

En el mundo entero se está impulsando la tendencia a reemplazar las

tradicionales turbinas para compresión de gas en la industria petrolera por

motores eléctricos, debido a la mayor eficiencia de éstos y sus menores

costos de mantenimiento. Esta tendencia ha sido asimilada igualmente en

Venezuela, en donde la industria petrolera nacional está emprendiendo

proyectos para el reemplazo de las viejas y poco eficientes turbinas a gas por

motores eléctricos de potencia equivalente.

60

Page 61: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

De acuerdo a información técnica contenida en informes técnicos de

PDVSA, tradicionalmente los trenes de compresión se han accionado por

turbinas a gas generalmente por estar en lugares remotos y con gran

disponibilidad de gas natural. El 85% de las turbinas a gas en el occidente

venezolano tiene una edad superior a los 10 años y algunas de éstas tienen

eficiencias extremadamente bajas.

La cadena de valor del gas natural se ha incrementado debido a las

inversiones de la industria petroquímica y ante el déficit de gas en la División

Occidente, por lo que resulta más conveniente su procesamiento en estas

cadenas de valor que emplearlo como gas combustible. Por lo tanto, con el

reemplazo de estas turbinas por motores eléctricos, se pretende lograr la

liberación de gas combustible reemplazando turbinas maduras e ineficientes

por motores eléctricos. El motor eléctrico tiene ventajas notables ante una

turbina para el accionamiento de equipos rotativos (como, por ejemplo, los

compresores de gas), entre ellas:

Costos de mantenimiento inferiores a los de las turbinas: Motor a

gas ($65-$100/HP/Año); Turbina a gas ($3-$40/HP/Año); Turbina a

vapor: ($30-$40/HP/Año); Motor eléctrico ($7-$10/HP/Año)

Reducción de la contaminación ambiental por emisiones de NOx,

SOx, CO, ruido (reducción hasta 10 db)

Reducción de inventarios para repuestos, dado que un motor

eléctrico tiene menos partes que una turbina.

Mayor disponibilidad del módulo de compresión, dado que el motor

puede arrancar en un tiempo menor que una turbina.

En la figura 7 se puede observar un esquema de compresión tradicional

con turbina y otro con motor eléctrico.

61

Page 62: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

(a)

(b)

Figura 7. (a) Módulo de compresión de gas accionado por turbina, (b) Módulo de

compresión de gas accionado por motor eléctrico. (Fuente: El Autor)

El motor eléctrico puede ser controlado a través de un variador de

velocidad que permita optimizar el uso de la energía a altos niveles de

eficiencia, en comparación con la baja eficiencia de los sistemas de velocidad

fija controlada por estrangulamiento. En la Figura 8 se puede observar como,

mientras un sistema de velocidad fija sólo aprovecha un 31% de la

eficiencia, uno con motor eléctrico y variador de velocidad aprovecha hasta

un 72% de la potencia de entrada.

62

Page 63: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Figura 8. Comparación de niveles de eficiencia en sistemas con control de velocidad, a

través de la variación de la frecuencia y de velocidad fija. (Fuente: El Autor)

Se entiende que, al utilizar motores eléctricos, la dependencia de la red

eléctrica es mucho mayor que al utilizar plantas compresoras con turbinas.

En la figura 9 se visualiza el esquema general de impacto del mantenimiento

en la red eléctrica sobre la producción petrolera al utilizar motores.

63

Figura 9. Red eléctrica, plantas compresoras accionadas con motores e inyección de gas.

(Fuente: El Autor)

PROCESO DE MANTENIMIENTO

A REDES ELECTRICAS

REDES ELECTRICAS ASOCIADAS AL

SECTOR PETROLERO

MEXTRACCION PETROLERA POR INYECCION DE GAS PLANTA COMPRESORA

ACCIONADA POR MOTORES ELECTRICOS

Page 64: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

CAPÍTULO III

MARCO METODOLÓGICO

En este capitulo de describe la metodología a emplearse en la

investigación, tipo de la investigación, diseño de la investigación, métodos

empleados y técnicas de recolección de datos.

3.1. Tipo de Investigación

El caso de estudio tiene como objetivo el de definir un sistema integral

de mantenimiento para una red eléctrica nueva con base en conocimientos

previos basados en un historial existente con la finalidad de establecer

criterios que permitan un mejor diseño del sistema planteando. Por lo tanto,

en cuanto a los objetivos generales y específicos de la investigación, la

presente puede clasificarse, según Hernández Sampieri (2006), como

descriptiva, ya que la misma busca conocer los rasgos particulares que

definen el comportamiento estadístico de las fallas en la red eléctrica de

PDVSA Occidente, con la finalidad de tomar los resultados como una

tendencia válida para el diseño de un sistema de mantenimiento adecuado a

las necesidades particulares encontradas, válido para un nuevo desarrollo

previsto dentro del proyecto de reemplazo, por motores eléctricos, de las

turbinas instaladas en las plantas compresoras de gas.

No puede decirse que la investigación sea de campo, debido a que los

datos requeridos son recolectados de un historial de fallas de equipos

eléctricos ya existente recopilada por la industria para estudios posteriores.

3.2. Diseño de la Investigación

Según Hernández Sampieri (2006), el diseño de la investigación define

el plan o estrategia que se desarrolla para obtener la información que se

requiere en esta investigación. Por lo tanto, de acuerdo a las necesidades de

este trabajo, se puede definir al mismo como No Experimental, debido a que

Page 65: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

no se manipula deliberadamente ninguna de las variables y sólo se observa

el desarrollo de la red eléctrica desde una perspectiva histórica, en sus

condiciones actuales y pasadas de funcionamiento.

Entre las investigaciones no experimentales existen dos tipos, que son:

transeccional y longitudinal. La presente investigación es, de acuerdo a

Hernández Sampieri (2006), del tipo transeccional, o transversal, debido a

que los datos son recopilados en un momento único y no existe la intención

de evaluar el cambio de las variables en el tiempo sino, al contrario,

determinar con la mayor precisión posible cómo se comporta, hoy en día, la

red eléctrica de PDVSA Occidente, con la finalidad de diseñar un sistema

integral de mantenimiento adecuado.

3.3. Técnicas de recolección de datos

3.3.1. Observación Directa

La observación directa es aquella técnica en la cual el investigador

puede observar y recoger datos mediante su propia observación, apoyado en

su sentido o conocimiento empírico. (Risquez. 1999).

Según Tamayo y Tamayo, la observación directa es aquella en la cual

el investigador puede observar y recoger datos mediante su propia

observación.

En esta investigación se emplea la observación directa a fin de conocer

el procedimiento de los mantenimientos a las redes eléctricas del sector

petrolero. También se recurre a esta técnica en la realización de inspecciones

para conocer el estado real de todas las instalaciones eléctricas.

3.3.2. Entrevista no estructurada

La entrevista no estructurada es aquella donde, a través del diálogo, el

encuestador obtiene la información deseada, sin planificación alguna

(Méndez, 2001).

65

Page 66: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Un método empleado para la recopilación de datos fueron las

entrevistas no estructuradas a los técnicos e ingenieros especialistas en la

materia de mantenimiento, tanto del sector eléctrico de la industria petrolera

como de la producción directamente.

3.3.3. Observación Documental

La gran multiplicidad y diversidad de los documentos constituye en su

conjunto un arsenal inmenso de fuentes para la investigación prácticamente

inagotables. En él se encuentran recogidas y reflejadas, desde tiempos muy

remotos, si bien de manera dispersa, desordenada y fragmentaria, gran

parte de las manifestaciones de la vida de la humanidad en su conjunto y en

cada uno de sus sectores. (Sierra. 1996, Pág. 368)

Los documentos constituyen un complemento indispensable de los

demás medios de observación de la realidad, se han de partir de anteriores

investigaciones realizadas y de textos con la finalidad de reunir de manera

sistemática una amplia gama de información con relación al tema

investigado, recoger información de los aspectos considerados como los

parámetros eléctricos de los transformadores tipo poste de distribución y

servir de base en una orientación para el cumplimiento de los objetivos

planteados en este Trabajo de Grado.

3.4. Población

Según Chávez (1994), una población se define como "... el universo de

la investigación sobre el cual se pretende generalizar los resultados. Está

constituida por características o estratos que le permiten distinguir los

sujetos unos de otros". (p.162).

La población en este Trabajo de Grado es el conjunto de elementos que

componen toda la red eléctrica del sector petrolero nacional venezolano, en

el occidente del país.

66

Page 67: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

3.5. Muestra

Según Tamayo y Tamayo, cuando se seleccionan algunos elementos

con la intención de averiguar algo sobre una población determinada, es

necesario referirse a este grupo de elementos como “muestra”.

Cuando no es posible medir cada uno de los individuos de una

población, se toma una muestra representativa de la misma. La muestra

descansa en el principio de que las partes representan al todo y, por tal,

refleja las características que definen la población de la que fue extraída, lo

cual indica que es representativa. Por lo tanto, la validez de la generalización

depende de la validez y tamaño de la muestra. En este caso se estudian las

fallas ocurridas en toda la red eléctrica del sector petrolero desde el año

1996 hasta el 2006, debido a que durante este periodo se tiene una data

completa y detallada que permite un estudio completo de un rango de 10

años.

3.6. Procedimiento Metodológico

En esta sección, se describe el proceso metodológico que se llevará a

cabo para poder dar cumplimiento a los objetivos planteados en la presente

investigación.

3.6.1. Evaluación de la situación actual (Fase I)

En esta fase se realizó una revisión de la bibliografía técnica existente

sobre el tema y una evaluación de la confiabilidad de las líneas de

transmisión en alta y media tensión, cables submarinos y subestaciones

eléctricas de alta tensión, actualmente instalados en la red eléctrica de la

industria petrolera nacional en el occidente venezolano.

3.6.1.1. Investigación Documental.

67

Page 68: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

i. Revisión de bibliografía técnica especializada en análisis de confiabilidad

de sistemas de ingeniería, sistemas eléctricos de potencia y equipos

eléctricos.

ii. Revisión de normas IEEE e IEC, e investigaciones previas acerca de la

confiabilidad en redes eléctricas de alta y media tensión, cables submarinos y

subestaciones a escala mundial, certificadas y/o basadas en criterios

establecidos por organismos internacionales reconocidos.

iii. Revisión de los manuales y/o procedimientos de mantenimiento vigentes

para líneas de transmisión en alta y media tensión, cables submarinos y

subestaciones eléctricas de alta tensión en PDVSA Occidente.

iv. Revisión del Plan de mantenimiento vigente, frecuencias y alcance de los

mismos.

v. Revisión de la bibliografía (normas internacionales y textos) existente

sobre criterios para el diseño confiable de sistemas de ingeniería.

vi. Revisión de la bibliografía existente sobre aplicación de la filosofía de

mantenimiento centrado en la confiabilidad.

vii. Revisión bibliográfica sobre el diseño de sistemas de mantenimiento.

3.6.1.2. Recolección y análisis del historial de fallas de líneas de transmisión

en alta y media tensión, cables submarinos y subestaciones eléctricas de

alta tensión en PDVSA Occidente.

i. Recuperación de data histórica de fallas en PDVSA Occidente, previa a

diciembre de 2002.

ii. Unificación del historial de fallas en PDVSA Occidente, anterior a

diciembre de 2002 con el historial existente hasta la actualidad.

iii. Definir los parámetros promedio, reales, de confiabilidad actuales de los

elementos estudiados en PDVSA Occidente, considerando el historial

unificado de los últimos diez (10) años.

3.6.1.3. Evaluación comparativa de niveles de confiabilidad e indicadores de

mantenibilidad encontrados en PDVSA con los niveles esperados de acuerdo

68

Page 69: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

a normas e investigaciones previas acerca de la confiabilidad en redes

eléctricas de alta y media tensión, cables submarinos y subestaciones a

escala mundial.

i. Se establece, de acuerdo a la investigación documental, los parámetros

de confiabilidad esperados de acuerdo a las investigaciones previas

ii. Se Comparan los niveles de confiabilidad e indicadores de mantenibilidad

esperados con los reales encontrados luego del análisis del historial real de

los últimos diez (10) años, existente en los archivos de PDVSA.

3.6.2. Reconocimiento de los factores influyentes en el estado actual del

sistema eléctrico del sector petrolero (Fase II)

En esta fase, se investigaron algunas posibles causas y conclusiones

particulares acerca del nivel de confiabilidad encontrado, considerando el

plan de mantenimiento vigente y los criterios de diseño aplicados

previamente en el desarrollo de proyectos eléctricos en la industria petrolera.

3.6.2.1. Inspección visual y entrevistas a personal de operaciones y

mantenimiento.

i. Se realizó una inspección visual documentada a las instalaciones eléctricas

de PDVSA Occidente y su procedimiento de mantenimiento, con la finalidad

de detectar desviaciones con respecto a los documentos analizados en la fase

anterior.

ii. Se realizaron entrevistas no estructuradas a personal de operaciones y

mantenimiento con la finalidad de detectar posibles desviaciones en los

planes y normas.

3.6.2.2. Establecer causas y conclusiones.

i. Medición de la efectividad en el cumplimiento de los programas de

mantenimiento actuales.

69

Page 70: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

ii. Medición de la efectividad del plan de mantenimiento vigente.

iii. Análisis cualitativo y cuantitativo de los resultados obtenidos en las dos

actividades anteriores y comparación.

iv. Establecer conclusiones para determinar las causas de los deficientes

niveles de confiabilidad encontrados.

3.6.3. Definición de criterios de diseño (Fase III)

En esta fase se definieron los criterios de diseño tanto para las líneas

de transmisión y subestaciones eléctricas de alta tensión requeridas, como

para el sistema de alimentación de los motores eléctricos considerando la

confiabilidad y la reducción en los costos y la frecuencia del mantenimiento,

como premisas fundamentales.

3.6.3.1. Evaluación de confiabilidad de diferentes esquemas de

seccionamiento y diseño en subestaciones y cables submarinos y líneas

aéreas de media y alta tensión, para determinar los más adecuados.

i. Se realizaron estudios cuantitativos de confiabilidad de diferentes diseños

de subestaciones eléctricas con la finalidad de determinar los niveles de

confiabilidad asociados.

ii. Se evaluaron los niveles de confiabilidad asociados a diferentes diseños de

cables submarinos y líneas de transmisión aéreas, con la finalidad de

determinar la alternativa más adecuada a través del historial de fallas

existente de los últimos años.

iii. Se elaboró una lista de los diseños y esquemas que arrojaron mayores

niveles de confiabilidad.

3.6.3.2. Evaluación de los requerimientos de mantenimiento de las distintas

ofertas tecnológicas existentes para las alternativas de diseño más confiables

de acuerdo a lo establecido en la fase anterior.

70

Page 71: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

i. Se realizó una investigación con los diferentes fabricantes de los

programas de mantenimiento propuestos para los elementos del sistema

eléctrico estudiados en la fase anterior.

ii. Se compararon las diferentes ofertas, con la finalidad de determinar

cuáles tienen un programa de mantenimiento con mínimo costo y mayor

rendimiento.

iii. Se determinó cuáles fueron los diseños y esquemas que arrojaron menor

requerimiento de mantenimiento y mejores indicadores de mantenibilidad.

iv. Se establecieron criterios generales de diseño.

3.6.4. Definición de la filosofía de mantenimiento y su aplicación (Fase IV)

En esta fase se establecieron los criterios generales de la filosofía de

mantenimiento más adecuada a las necesidades de confiabilidad, tanto del

sistema de alimentación de los motores eléctricos a instalar, como de las

líneas de transmisión y subestaciones en alta tensión, y se describen,

brevemente y de forma general, los pasos para su aplicación.

3.6.4.1. Definir esquema general de aplicación de la filosofía de

mantenimiento centrado en la confiabilidad.

i. Se visualizó un esquema general de aplicación de la filosofía de

mantenimiento más conveniente, tanto al sistema de alimentación de los

motores eléctricos a instalar, como a las líneas de transmisión y

subestaciones en alta tensión.

ii. Se establecieron criterios y describieron los pasos más importantes para

la aplicación del Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad, bajo las

condiciones de funcionamiento y contexto operacional de la industria

petrolera nacional en el occidente venezolano.

3.6.5. Esquema general del sistema integral de mantenimiento propuesto

(Fase V)

71

Page 72: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

72

En esta fase, se diseñó un esquema del sistema integral de

mantenimiento más conveniente, tanto para líneas de transmisión y

subestaciones eléctricas de alta tensión, como para el sistema de

alimentación de los motores eléctricos de alta potencia.

3.6.5.1. Definición de cada uno de los elementos componentes del sistema

integral de mantenimiento propuesto.

i. Se definieron los elementos de planeación: pronóstico de la carga de

mantenimiento, capacidad de mantenimiento requerida, lineamientos del

programa de mantenimiento y filosofía del mismo.

ii. Se definieron los elementos de organización del mantenimiento: Diseño

de los trabajos, estándares, medición del trabajo y administración de los

proyectos menores de reparación.

iii. Se definieron los elementos de control de los trabajos de mantenimiento:

Control de materiales, control de inventarios, control de costos y calidad.

3.3.5.2. Elementos para la auditoria y mejora continua del Sistema Integral

de Mantenimiento propuesto.

Para la clarificación de estos aspectos, se realizó un análisis de posibles

causas fundamentales de deficiencia en el sistema de mantenimiento

propuesto y se mencionaron acciones correctivas posibles.

Page 73: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

CAPÍTULO IV

RESULTADOS DE LA INVESTIGACIÓN

Este capítulo comienza con la descripción del procedimiento ejecutado

para la obtención de la información requerida en la elaboración de este

Trabajo de Grado. Se describe este procedimiento de modo que pueda ser

reproducido por cualquier lector interesado, en otro contexto. Después de la

descripción del procedimiento, se muestran los resultados obtenidos y el

análisis de los mismos, con la finalidad de que se produzcan las conclusiones

y recomendaciones pertinentes a los objetivos planteados.

4.1. Historial de fallas en la red eléctrica PDVSA Occidente y análisis

comparativo de confiabilidad con respecto a las normas

internacionales

Con la finalidad de determinar la confiabilidad actual de la red eléctrica

de PDVSA en el Occidente del país, se realizó un estudio del historial de fallas

de líneas de transmisión en alta y media tensión, cables submarinos y

subestaciones eléctricas en PDVSA, antes y después del años 2002. En los

apartados siguientes se muestran los resultados de la investigación que fue

desarrollada conjuntamente con el bachiller Andy Maldonado, durante sus

pasantías en la Gerencia de Servicios Eléctricos de PDVSA Occidente.

4.1.1. Análisis Técnico de confiabilidad

El análisis técnico tuvo como finalidad determinar los indicadores de

confiabilidad de los principales elementos del sistema de transmisión de la

red eléctrica de PDVSA EyP OCCIDENTE, basados en el historial de

interrupciones debidas a fallas de funcionamiento de equipos desde 1996

hasta el año 2006. En este estudio se incluyen transformadores,

interruptores, líneas de transmisión aéreas y cable submarino en niveles de

alta y media tensión. El análisis técnico persigue realizar una comparación

Page 74: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

cuantitativa de los índices de confiabilidad de los equipos instalados en la red

de transmisión de PDVSA EyP OCCIDENTE y los valores establecidos en el

IEEE std. 493-1997. Se hizo una revisión exhaustiva del historial de fallas de

los elementos principales (Transformadores, Interruptores, Líneas aéreas y

Cables Submarino) de la red de transmisión de PDVSA EyP Occidente, desde

1996 hasta el año 2006.

Con los formatos de registro de interrupciones eléctricas de cada año,

durante este proceso se registró toda la información necesaria referente al

número y duración de interrupciones por año debidas a fallas de

funcionamiento en líneas de transmisión aéreas, así como en cable

submarino, por nivel de tensión. Así mismo, se registró el número promedio

de interrupciones al año por tipo de transformador de potencia y el número

promedio de interrupciones al año en interruptores debido a fallas de

funcionamiento para distintos niveles de tensión. Para ello, se elaboraron

tablas-resumen con la información recolectada en el inciso anterior y se

realizó una revisión de la norma IEEE Std. 493-1993.

A través de la revisión de esa norma, se identificaron los índices de

confiabilidad de cada elemento de estudio. Estos índices fueron registrados

con la finalidad de conocer los Índices de Mantenimiento (Confiabilidad,

Disponibilidad y Mantenibilidad) típicos para transformadores, líneas de

transmisión e interruptores. Estos valores fueron registrados en tablas según

el caso de estudio.

Para la elaboración del análisis estadístico, se partió de los datos

recopilados en la investigación documental y se realizó el cálculo de los

Índices de Confiabilidad típicos (tasa de fallas por año, tiempo promedio de

interrupción de falla por año, Confiabilidad, y probabilidad de falla por año)

para cada uno de los equipos en niveles de media y alta tensión.

Para el cálculo de confiabilidad de los equipos seleccionados, se

utilizaron, además del registro histórico de fallas de dichos equipos, las

siguientes ecuaciones y variables mostradas en la Tabla 1.

74

Page 75: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Tabla 1. Variables y Ecuaciones para el cálculo de Confiabilidad. (Fuente: El Autor)

VARIABLE DEFINICIÓN ECUACIÓN UNIDADES

Tasa de fallas por

año

= fallas/año . De fallas en n años No

n años

r Tiempo promedio de

interrupción por falla r= horas/falla

d Tiempo total de

interrupción por falla

por año

D= .r horas/año

Q Probabilidad de falla

en un año 8760.horas

dQ

R Confiabilidad R=1-Q

Típicamente

porcentajes

No. De Interrupciones

Total de fallas

4.1.2. Premisas consideradas para el análisis técnico

La base fundamental para la realización de este análisis es la

información disponible en los formatos de registro de interrupciones

eléctricas por año, recopilados por la Gerencia de Servicios Eléctricos desde

1996 hasta el año 2006, con lo que se permite establecer que la exactitud o

imprecisión en los resultados arrojados dependerá de la validación de una

serie de observaciones que se mencionan y describen a continuación para

cada caso de estudio:

Para líneas de transmisión y cables submarinos:

Inicialmente no se registran las longitudes de las líneas falladas y,

adicionalmente, hay una inconsistencia en los identificativos utilizados

a través de los años para cada línea de transmisión: Para solventar

esto, se tuvo que recurrir a fuentes de información adicionales, como

documentación impresa y diagramas unifilares del sistema de

transmisión.

Tiempos de recuperación de fallas desproporcionados: Dependiendo de

la condición de la falla, dichos tiempos fueron ajustados o descartados

con la finalidad de mejorar la calidad de la muestra estudiada.

75

Page 76: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Causas, motivos o circunstancias de las fallas generalizadas: Al revisar

las causas principales de las fallas, se observa una generalización de

las mismas, lo que hace deficiente una posible identificación de las

causas de fallas más recurrentes por nivel de tensión para los

diferentes años de estudio.

Para transformadores:

Para los diferentes años de estudio no se registra el nombre o el

identificativo del transformador fallado: Para la realización del estudio

se hizo necesaria la revisión de los planos de transmisión y de

documentación impresa, con la finalidad de identificar las capacidades

nominales de los transformadores fallados.

Causas, motivos o circunstancias de las fallas generalizadas:

Igualmente para transformadores, al revisar las causas principales de

las fallas se observó una generalización de las mismas.

Para interruptores:

Al estudiar el historial de fallas en interruptores, se observa que no se

clasifican las fallas según el tipo de interruptor para los diferentes

niveles de tensión.

Tiempos de recuperación de fallas desproporcionados: Dependiendo la

condición de la falla, dichos tiempos fueron ajustados o descartados,

con la finalidad de mejorar la calidad de la muestra estudiada.

Para finalizar, los datos recopilados de los años 1996 y 1997 no resultan

válidos para este estudio, pues representan interrupciones eléctricas

únicamente de la red de LAGOVEN S.A.

4.1.3. Evaluación de confiabilidad, análisis de causas y conclusiones

particulares

A partir del historial de interrupciones debidas a fallas de

funcionamiento en líneas de transmisión, se obtuvieron los siguientes datos

necesarios para el cálculo de los Índices de Confiabilidad; datos que,

además de la demanda de carga no suplida y el costo de la producción

76

Page 77: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

diferida, fueron registrados. La figura 10, mostrada a continuación, se

presenta el número de fallas por año en líneas transmisión en 115 KV.

Índices de fallas por año de Líneas de transmisión en 115 KV

11 7

102

152

93

127

153

46

111 115

31

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Año

No. de

falla

Figura 10. Índices de fallas por año de las líneas de Transmisión en 115 KV.

(Fuente: El Autor)

Para las líneas de transmisión en 115 KV se observan las

consecuencias de la aplicación del mantenimiento nivel 3 previo a los años

2000, 2003, 2006. De igual forma, se puede ver que para el resto de los

años podrían haberse presentado deficiencias en la aplicación de los

mantenimientos de nivel 1 y 2, evidenciado en los tiempos totales de

interrupción relativamente altos. A continuación, en la figura 11, se muestran

las horas totales de interrupción por año en líneas transmisión en 115 KV.

77

Page 78: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Horas de totales Intrrupción por año debido a fallas en Líneas de transmisión en 115 KV

361,50 365,18 355,60 359,57

61,00

93,90

201,54

90,15

0,631,83

399,78

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Año

Hora

s

Figura 11. Horas totales de interrupción por año debido a fallas en las Líneas de

Transmisión en 115 KV. (Fuente: El Autor)

Se procedió al cálculo de los índices de confiabilidad para líneas de

transmisión en 115 KV. Los resultados obtenidos, además del promedio de

fallas anual y por circuito de transmisión para los años estudiados, se

muestran a continuación en la Tabla 2.

Tabla 2. Índices de Confiabilidad de Líneas de transmisión en 115 KV. (Fuente: El Autor)

Índices de Confiabilidad de Líneas de transmisión en 115 KV de la red eléctrica de PDVSA

EyP Occidente

PDVSA PDVSA PDVSA PDVSA IEEE 493 PDVSA IEEE 493 PDVSA IEEE 493 PDVSA

# f

fallas/año

# f/cto

fallas

H

Horas

λ

fallas/año

λ

fallas/año r Horas/falla r Hora/falla

d

Horas/año

d

Horas/año Q % R %

86,1818 2,9718 208,244 0,1726 0,0246 2,4163 8 0,417 0,1968 0,00048 99,99524

El IEEE std. 493 establece r=8 h/f el mismo representa un promedio de reemplazo de equipos

Al comparar los índices de confiabilidad de las líneas en 115 KV con los

establecidos en la norma, éstos se presentan altos, dejando en evidencia

posibles desviaciones en la aplicación de los niveles de mantenimientos 1 y

2. De igual forma, se puede observar una tasa promedio de 86,18 fallas

reflejadas con un promedio de 2.97 fallas por año por circuito de transmisión

en 115 KV.

78

Page 79: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Índice de fallas por año de Líneas de transmisión en 69 KV

0 0

7

9

1

16

11

0

11

2 2

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Año

No. de

falla

Figura 12. Índice de Fallas por año de líneas de transmisión en 69 KV. (Fuente: El Autor)

Al observar el número de fallas en líneas de transmisión en 69 KV, se

nota la aplicación de mantenimientos de nivel 3 para los años 2000, 2003,

2006. Identificándose fácilmente los años 2001, 2002 y 2004 como los que

más interrupciones cuentan, con 16 y 11, respectivamente. También el

tiempo total de interrupción por año es relativamente bajo para todos los

años, teniendo en cuenta la existencia de sólo 4 circuitos en esta tensión. En

la figura 13, mostrada a continuación, se detallan las horas totales de

interrupción por año en líneas de transmisión en 69 KV.

Horas de totales Intrrupción por año debido a fallas en Líneas de transmisón en 69 KV

0,00 0,00

18,17 19,78

5,01

96,75

41,96

0,00 1,90 2,786,36

0

20

40

60

80

100

120

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Año

Hora

s

Figura 13. Horas totales de interrupción por año debido a fallas en Líneas de transmisión en

69 KV. (Fuente: El Autor)

79

Page 80: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Se procedió al cálculo de los Índices de Confiabilidad para líneas de

transmisión en 69 KV. Los resultados obtenidos, además del promedio de

fallas anual y por circuito de transmisión para los años bajo estudio, se

muestran a continuación en la Tabla 3.

Tabla 3. Índices de Confiabilidad de Líneas de transmisión en 69 KV.

(Fuente: El Autor)

Índices de Confiabilidad de Líneas de transmisión en 69 KV de la red eléctrica de PDVSA

EyP Occidente

PDVSA PDVSA PDVSA PDVSA IEEE

493 PDVSA IEEE 493 PDVSA

IEEE

493 PDVSA

# f

fallas/año

# f/cto

fallas

H

Horas

λ

fallas/año

λ

fallas/año

r

Horas/falla

r

Horas/falla

d

Horas/año

d

Horas/año Q % R %

5,3636 1,3409 17,5191 0,0664 0,0246 3,2663 8 0,217 0,1968 0,002247 99,77534

Al observar los Índices de Confiabilidad de las líneas de transmisión en

69 KV, se nota que éstos son ligeramente superiores a los establecidos en la

norma; no obstante, se observa un promedio 1.34 fallas por año por circuito

de transmisión, reflejándose en un nivel bajo de confiabilidad de los circuitos,

calculados en este caso en un 99.775 %.

También del historial de interrupciones debidas a fallas de

funcionamiento en líneas de transmisión, se obtuvieron los datos necesarios

para el cálculo de los Índices de Confiabilidad. La figura 14, a continuación,

muestra el número de fallas por año en líneas de transmisión en 34.5 KV.

80

Page 81: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Índice de fallas por año de Líneas de transmisión en 34,5 KV

59

88

182

362

156

300

264

32

227

160

84

0

50

100

150

200

250

300

350

400

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Año

No. de

falla

Figura 14. Índice de fallas por año de Líneas de transmisión en 34,5 KV. (Fuente: El Autor)

Para las líneas de transmisión en 34.5 KV se observa la aplicación del

mantenimiento nivel 3 para los años 2000, 2003, 2006. También se pueden

observar para el resto de los años deficiencias en la aplicación de los niveles

1 y 2, teniendo tiempos totales de interrupción relativamente altos tal como

se muestra continuación. En la figura 15 se muestran las horas totales de

interrupción por año en líneas transmisión en 34.5 KV.

Horas de totales Intrrupción por año debido a fallas en Líneas de transmisión en 34,5 KV

14.74

951.16

577.70525.70

18.90

274.80 277.67

46.34

265.25

14.83

806.71

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Año

Hora

s

Figura 15. Horas de Interrupciones totales por año debido a fallas en Líneas de transmisión

en 34,5 KV. (Fuente: El Autor)

81

Page 82: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Se procedió al cálculo de los Índices de Confiabilidad para líneas de

transmisión en 69 KV. Los resultados obtenidos, además del promedio de

fallas anual y por circuito de transmisión para los años bajo estudio, se

muestran a continuación en la Tabla 4.

Tabla 4. Índices de Confiabilidad de Líneas de transmisión en 34,5 KV. (Fuente: El Autor)

Índices de Confiabilidad de Líneas de transmisión en 34,5 KV de la red eléctrica de PDVSA EyP Occidente

PDVSA PDVSA PDVSA PDVSA IEEE

493 PDVSA

IEEE

493 PDVSA

IEEE

493 PDVSA

# f

fallas/año

# f/cto

fallas

H

Horas

λ

fallas/año

λ

fallas/año

r

Horas/falla

r

Horas/falla

d

Horas/año

d

Horas/año Q % R %

174 3,551 343,073 0,09364 0,0246 1,9717 8 1,8464 0.1968 0,0002 99,9789

De igual forma, al observar los Índices de Confiabilidad de líneas de

transmisión en 34.5 KV, éstos se presentan superiores a los establecidos en

el IEEE std 493-1997, un promedio de 174 fallas por año por circuito de

transmisión, hace referencia a un nivel bajo de confiabilidad de los circuitos;

calculados en este caso en un 99.97 % y reflejados a un promedio de

343.073 horas de interrupción total por año.

Del historial de interrupciones debidas a fallas de funcionamiento en

Cable Submarino, se obtuvieron los datos necesarios para el cálculo de los

Índices de Confiabilidad. En la figura 16, mostrada a continuación, se

presenta el número de fallas por año en Cable Submarino en 34.5 KV.

82

Page 83: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Índice de fallas año de Cable Submarino en 34,5 KV

54

11

20

6

33

7

15

78

1

0

5

10

15

20

25

30

35

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Año

No. de

falla

Figura 16. Índice de fallas por año de Cable Submarino en 34,5 KV. (Fuente: El Autor)

El comportamiento del número de fallas en cable submarino en 34.5 KV

se presenta similar al de las líneas aéreas. Se puede notar la aplicación del

mantenimiento nivel 3 para los años 2000, 2002, 2004 y 2006. Siendo el

año 2001 el de mayor incidencia, con un total de 33 fallas, teniendo tiempos

de interrupción total por año como los mostrados a continuación. En la figura

17 se muestran las horas totales de interrupción por año en Cable Submarino

en 34.5 KV

Horas totales de Intrrupción por año debido a fallas en Cable Submarino en 34,5 KV

8.38 3.16

28.1546.88 40.85

239.00

90.88

51.70

6.58

53.40

4.500

50

100

150

200

250

300

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Año

Hora

s

Figura 17. Horas de Interrupciones Totales por año debido a fallas en Cable Submarino en

34,5 KV. (Fuente: El Autor)

83

Page 84: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Se procedió a calcular los Índices de Confiabilidad para Cable

Submarino en 34.5 KV. Los resultados obtenidos, además del promedio

anual de fallas y por circuito de transmisión para 11 años, se muestran a

continuación en la Tabla 5.

Tabla 5. Índices de Confiabilidad de Cable Submarino en 34.5 KV. (Fuente: El Autor)

Índices de Confiabilidad de cable submarino en 34,5 KV de la red eléctrica de PDVSA EyP Occidente

PDVSA PDVSA PDVSA PDVSA IEEE

493 PDVSA

IEEE

493 PDVSA

IEEE

493 PDVSA

# f

fallas/año

# f/cto

fallas

H

Horas

λ

fallas/año

λ

fallas/año

r

Horas/falla

r

Horas/falla

d

Horas/año

d

Horas/año Q % R %

10,6364 1,0636 52,1345 0,2332 0,05 4,9015 8 1,1428 0,4 0,013 98,6954

Al observar los Índices de Confiabilidad en cables submarinos en 34.5

KV, se observa que la tasa de fallas por año es, aproximadamente, 4 veces

superior al establecido por la norma; de igual forma, se observa un promedio

anual de 10.6 fallas., reflejadas en casi 53 horas de interrupción total.

Del historial de interrupciones debidas a fallas de funcionamiento en

interruptores, se obtuvieron los siguientes datos necesarios para el cálculo

de los Índices de Confiabilidad. En la figura 18, a continuación, se muestra el

número de fallas por año en interruptores en 115 KV.

Índices de fallas por año de Interruptores en 115 KV

48

74

45

29

46

23

9

19

25

6

0

10

20

30

40

50

60

70

80

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Año

No. De

fallla

Figura 18. Índices de fallas por año de Interruptores en 115 KV. (Fuente: El Autor)

84

Page 85: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Para interruptores en 115 KV, se observa la aplicación del

mantenimiento nivel 3 para los años 2000, 2003, 2006. De igual forma, se

puede ver que para el resto de los años hubo deficiencias en la aplicación de

los niveles 1 y 2, siendo el año 1998 como el año de mayor incidencia, con

tiempos totales de interrupción relativamente altos, tal como se muestra

continuación en la figura 19.

Horas de totales Interrupción por año debido a fallas de Interruptores en 115 KV

1,03 0,23

159,788,98

515,74

103,9452,4 49 22,3

1161,66

0,380

200

400

600

800

1000

1200

1400

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Año

Hora

s

Figura 19. Horas de Interrupciones Totales por año debido a fallas de Interruptores en 115

KV. (Fuente: El Autor)

Se procedió al cálculo de los Indices de Confiabilidad para Interruptores

en 115 KV. Los resultados obtenidos, además del promedio anual de fallas

para 11 años se muestran a continuación en la Tabla 6.

Tabla 6: Índices de Confiabilidad de Interruptores en 115 KV. (Fuente: El Autor)

Índices de Confiabilidad de los Interruptores en 115 KV de la red eléctrica de PDVSA EyP Occidente

PDVSA PDVSA PDVSA IEEE 493 PDVSA IEEE 493 PDVSA IEEE 493 PDVSA

# f

fallasPROM H HorasPROM

λ

fallas/año

λ

fallas/año

r

Horas/falla

r

Horas/falla

d

Horas/año

d

Horas/año Q % R %

26,1818 195,9418 0,2257 0,0477 7,4839 4,0000 1,6892 0,1906 0,0193 98,0717

85

Page 86: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

La tasa de fallas por año para interruptores en 115 KV se presenta,

aproximadamente, 5 veces superior a la establecida por la norma, con una

promedio de 26.19 fallas por año para una muestra de, aproximadamente,

116 equipos instalados con un total de 196 horas promedio de interrupción.

Esta condición se ve reflejada en 98.07 % de confiabilidad para este caso de

estudio. Del historial de interrupciones debidas a fallas de funcionamiento en

interruptores, se obtuvieron los siguientes datos necesarios para el cálculo

de los Índices de Confiabilidad. La figura 20, a continuación, muestra el

número de fallas por año en interruptores en 69 KV.

Índices de fallas por año de Interruptores en 69 KV

0 0

6

5

6

1

0

3 3

1

00

1

2

3

4

5

6

7

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Año

No. De

falla

Figura 20. Índices de fallas por año de Interruptores en 69 KV. (Fuente: El Autor)

El número de fallas por año en interruptores en 69 KV es relativamente

bajo; no obstante, para los años 1998, 1999 y 2000, la cifra se presenta

elevada considerando un total aproximado de 7 equipos instalados, lo que

evidencia posibles desviaciones en los niveles de manteniendo 1 y 2 para

esos años, reflejado en tiempos de interrupción totales por año mostrados a

continuación. La figura que sigue muestra las horas totales de interrupción

por año en interruptores en 69 KV.

86

Page 87: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Horas de totales Interrupción por año debido a fallas de Interruptores en 69 KV

0,0000 0,0000

41,7800

11,2300

38,2500

19,6500

0,0000

12,0000

3,0000

13,1100

0,00000

5

10

15

20

25

30

35

40

45

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Año

Hora

s

Figura 21. Horas totales de interrupción por año debido a fallas de Interruptores en 69 KV.

(Fuente: El Autor)

Se procedió al cálculo de los Índices de Confiabilidad para Interruptores

en 69 KV. Los resultados obtenidos, además del promedio anual de fallas

para 11 años se muestran a continuación en la Tabla 7.

Tabla 7: Índices de Confiabilidad de Interruptores en 69 KV. (Fuente: El Autor)

Índices de Confiabilidad de los Interruptores en 69 KV de la red eléctrica de PDVSA EyP Occidente

PDVSA PDVSA PDVSA IEEE 493 PDVSA IEEE 493 PDVSA IEEE 493 PDVSA

# f

fallasPROM H HorasPROM

λ

fallas/año

λ

fallas/año

r

Horas/falla

r

Horas/falla

d

Horas/año

d

Horas/año Q % R %

2,2727 12,6382 0,3247 0,0477 5,0979 4,0000 1,6552 0,1906 0,0189 98,1105

La tasa de fallas por año para interruptores en 69 KV se presenta,

aproximadamente, 7 veces mayor que la establecida por la norma, con un

promedio de 2.28 fallas por año para una muestra de, aproximadamente, 7

equipos instalados. Esta condición se ve reflejada en un 98.11 % de

confiabilidad para este caso de estudio.

Del historial de interrupciones debidas a fallas de funcionamiento en

interruptores, se obtuvieron los siguientes datos necesarios para el cálculo

87

Page 88: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

de los Índices de Confiabilidad. La figura 22 muestra el número de fallas por

año en interruptores en 34.5 KV.

Índices de fallas por año de Interruptores en 34,5 KV

8

20

136

96

53

69

92

17

70

45

20

0

20

40

60

80

100

120

140

160

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Año

No. De

falla

Figura 22. Índices de fallas por año de Interruptores en 34,5 KV. (Fuente: El Autor)

Para interruptores en 34.5 KV se observa la aplicación de

mantenimiento nivel 3 para los años 2000, 2003, 2006. De igual forma, se

puede ver que para el resto de los años hay deficiencias en la aplicación de

los mantenimientos niveles 1 y 2, siendo el año 1998 el de más incidencia

con un total de 135 fallas, teniendo tiempos totales de interrupción como se

muestra continuación en la figura 23.

88

Page 89: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Horas de totales Interrupción por año debido a fallas de Interruptores en 34,5 KV

1,43 7,30

167,52

232,11

461,10

75,01

206,90

12,00

66,30

130,43

4,560

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11

A ño

Figura 23. Horas totales de interrupción por año debido a fallas de Interrupciones en 34,5

KV. (Fuente: El Autor)

Se procedió a calcular los Índices de Confiabilidad para Interruptores

en 34.5 KV. Los resultados obtenidos, además del promedio anual de fallas

para los años bajo estudio, se muestran a continuación en la Tabla 8.

Tabla 8: Índices de Confiabilidad de Interruptores en 34.5 KV. (Fuente: El Autor)

Índices de Confiabilidad de los Interruptores en 34.5 KV de la red eléctrica de PDVSA EyP Occidente

PDVSA PDVSA PDVSA IEEE 493 PDVSA IEEE 493 PDVSA IEEE 493 PDVSA

# f

fallasPROM H HorasPROM

λ

fallas/año

λ

fallas/año

r

Horas/falla

r

Horas/falla

d

Horas/año

d

Horas/año Q % R %

56,9091 124,0603 0,2004 0,0477 1,8099 4,0000 0,3627 0,1906 0,0041 99,5860

La tasa de fallas por años en interruptores en 34.5 KV se presenta,

aproximadamente, 5 veces más alto que la establecida en la norma.

Igualmente, las fallas promedio por años se muestra en un 56.909, con un

total de 124 horas promedio de interrupción por años traducidas en un 99.58

% de confiabilidad, para un total de 284 equipos instalados.

Del historial de interrupciones de debidas a fallas de funcionamiento en

interruptores, se obtuvieron los siguientes datos necesarios para el cálculo

de los Índices de Confiabilidad. La figura 24 muestra el número de fallas por

año en interruptores en 24 KV.

89

Page 90: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Índices de fallas por año de Interruptores en 24 KV

1

3

4

2 2

0

1

0

2

0 00

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

4

4,5

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Años

No. De

falla

Figura 24. Índices de fallas por año de Interrupciones en 24 KV. (Fuente: El Autor)

El número de fallas por años en interruptores se presenta bajo, debido

a la muestra tomada. Sin embargo, se puede notar el año de 1998 como el

año de mayor incidencia, con un total de 4 fallas y un tiempo de duración

mostrado a continuación. En la figura 25, mostrada a continuación, se

observan las horas totales de interrupción por año, en interruptores en 24

KV.

Horas de totales Interrupción por año debido a fallas de Interruptores en 24 KV

0,00 0,26

44,39

5,223,16

0,00 0,50 0,001,30

0,00 0,000

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Año

Hora

s

Figura 25. Horas totales de interrupción por año debido a fallas de Interruptores en 24 KV.

(Fuente: El Autor)

Se procedió al cálculo de los Índices de Confiabilidad para Interruptores

en 24 KV. Los resultados obtenidos, además del promedio de fallas anual

para 11 años, se muestran a continuación en la Tabla 9.

90

Page 91: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Tabla 9. Índices de Confiabilidad de Interruptores en 34.5 KV. (Fuente: El Autor)

Índices de Confiabilidad de los Interruptores en 24 KV de la red eléctrica de PDVSA EyP Occidente.

PDVSA PDVSA PDVSA IEEE 493 PDVSA IEEE 493 PDVSA IEEE 493 PDVSA

# f

fallasPROM H HorasPROM

λ

fallas/año

λ

fallas/año

r

Horas/falla

r

Horas/falla

d

Horas/año

d

Horas/año Q % R %

1,3636 4,9845 0,1948 0,0058 3,6523 2,2500 0,7115 0,0130 0,0081 99,1878

Igualmente, se observa que, a pesar de la muestra tomada para

interruptores en 24 KV, la tasa de fallas por año se presenta relativamente

alta en comparación con la establecida en la norma, notándose un

aproximado de 1.36 fallas promedio por año en estos equipos, lo que se

traduce en un Índice de Confiabilidad de 99.18% para 7 equipos instalados.

Del historial de interrupciones debidas a fallas de funcionamiento en

interruptores, se obtuvieron los siguientes datos necesarios para el cálculo

de los Índices de Confiabilidad. La figura 26 muestra el número de fallas por

año en interruptores en 12.47 KV.

Índices de fallas por año de Interruptores en 12,47 KV

2

6

56

40

20

31 31

7

32

22

2

0

10

20

30

40

50

60

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Año

No. De

falla

Figura 26. Índices de fallas por año de Interruptores en 12,47 KV. (Fuente: El Autor)

Para los interruptores en 12.47 KV, se observa la aplicación del

mantenimiento nivel 3 para los años 2000, 2003, 2006. También se puede

ver que para el resto de los años hubo deficiencias en la aplicación de los

91

Page 92: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

mantenimientos niveles 1 y 2, teniendo tiempos totales de interrupción

relativamente altos, tal como se muestra continuación en la figura 27.

Horas de totales Interrupción por año debido a fallas de Interruptores en 12,47 KV

12,20 3,88

386,55

102,55 99,11

232,29

279,90

18,002,00

119,76

8,10

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Año

Hora

s

Figura 27. Horas totales de interrupción por año debido a fallas de Interruptores en 12,47

KV. (Fuente: El Autor)

Se procedió al cálculo de los Índices de Confiabilidad para Interruptores

en 12.47 KV. Los resultados obtenidos, además del promedio anual de fallas

para los años bajo estudio, se muestran a continuación en la Tabla 10.

Tabla 10. Índices de Confiabilidad de Interruptores en 12.47 KV. (Fuente: El Autor)

Índices de Confiabilidad de los Interruptores en 12.47 KV de la red eléctrica de PDVSA EyP Occidente.

PDVSA PDVSA PDVSA IEEE 493 PDVSA IEEE 493 PDVSA IEEE 493 PDVSA

# f

fallasPROM H HorasPROM

λ

fallas/año

λ

fallas/año

r

Horas/falla

r

Horas/falla

d

Horas/año

d

Horas/año Q % R %

22,6364 114,9397 0,1149 0,0058 5,0777 2,2500 0,5835 0,0130 0,0067 99,3340

De igual forma, al observar los Índices de Confiabilidad de

interruptores en 12.47 KV, éstos se presentan superiores a los establecidos

en el IEEE std 493-1997; no obstante, un promedio de 22 fallas por año hace

referencia a un nivel bajo de confiabilidad de los equipos instalados,

92

Page 93: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

calculados en este caso en un 99.334 % y reflejados a un promedio de 114.9

horas de interrupción total por año.

A partir del historial de interrupciones debidas a fallas de

funcionamiento en Transformadores, se obtuvieron los siguientes datos

necesarios para el cálculo de los Índices de Confiabilidad. En la figura 28 se

muestra el índice de fallas por año por capacidad en Transformadores 115

KV.

Índice de fallas por año en Transformadores en 115 KV

1020 25

10 1526

200

25

200

50

210

20

4026

2 4 1 2 2 7 4 5 4 4 1 2 3 1 1

1996 1997 1998 1999 2000 2002 2004 2005

Año

Capacidad (MVA) No. De fallas

Figura 28. Índice de fallas por año en Transformadores en 115 KV. (Fuente: El Autor)

La figura 29 mostrada a continuación muestra las horas totales de

interrupción por año por capacidad en Transformadores 115 KV.

Horas Totales de interrupción por año debido a fallas en Transformadores en 115 KV

1020 25

10 1526

200

25

200

50

210

20

40

26

0,48 2,35 0,23 4,40 7,64

70,22

9,83

29,30

10,28 6,630,08

11,571,55 0,00

7,40

1996 1997 1998 1999 2000 2002 2004 2005

Año

Capacidad (MVA) No. Total de Horas Figura 29. Horas Totales de interrupción por año debido a fallas en Transformadores en 115

KV. (Fuente: El Autor)

93

Page 94: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Se procedió al cálculo de los Índices de Confiabilidad por capacidad

para Transformadores en 115 KV. Los resultados obtenidos, además del

promedio de fallas anual para los años bajo estudio, se muestran a

continuación en la Tabla 11.

Tabla 11. Índices de Confiabilidad de transformadores en 115 KV. (Fuente: El Autor)

Índices de Confiabilidad de Transformadores 115 KV de la red eléctrica de PDVSA EyP Occidente

Capacidad PDVSA PDVSA PDVSA IEEE

493 PDVSA IEEE 493 PDVSA IEEE 493 PDVSA

MVA # f

fallas/p

H

Horas/p

λ

fallas/año

λ

fallas/año

r

Horas/falla

r

Horas/falla

d

Horas/año

d

Horas/año Q% R%

2 0,090909 0,007027 0,002845 0.011000 0,007027 4.5000 0,000020 0.049500 0,000000 100,000000

10 0,545455 1,490909 0,017045 0.011000 0,747273 4.5000 0,012738 0.049500 0,000145 99,999855

15 0,090909 0,694545 0,005682 0.0184 0,347273 4.5000 0,001973 0.082800 0,000023 99,999977

20 0,636364 0,354545 0,019818 0.0184 0,100000 4.5000 0,001982 0.082800 0,000023 99,999977

25 0,545455 2,681818 0,017045 0.0184 0,627273 4.5000 0,010692 0.082800 0,000122 99,999878

26 0,727273 7,000000 0,022727 0.0184 1,590909 4.5000 0,036157 0.082800 0,000413 99,999587

40 0,090909 0,000091 0,002845 0.0184 0,011364 4.5000 0,000032 0.082800 0,000000 100,000000

50 0,363636 0,602727 0,011364 0.0184 0,150682 4.5000 0,001712 0.082800 0,000020 99,999980

200 0,727273 1,818182 0,022727 0.0184 0,454545 4.5000 0,010331 0.082800 0,000118 99,999882

Al comparar los índices de confiabilidad de transformadores según su

capacidad en 115 KV con los establecidos en la norma, se pudo observar que

los mismos están dentro del rango de valores permitidos de confiabilidad. Se

pudo notar que, para los transformadores de mayor capacidad, la tasa de

fallas por año se muestra relativamente superior; sin embargo, el promedio

de los tiempos de recuperación de fallas se presenta menor en comparación

con la norma.

De la misma forma, del historial de interrupciones debidas a fallas de

funcionamiento en Transformadores, se obtuvieron los siguientes datos

necesarios para el cálculo de los Índices de Confiabilidad. La figura 30

mostrada a continuación, presenta el número de fallas por año por capacidad

en Transformadores 69 KV:

94

Page 95: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Índice de fallas por año en Transformadores en 69 KV

25 25 25 25

12

1 1

1999 2002 2003 2005

Año

Capacidad (MVA) No. De fallas

Figura 30. Índice de fallas por año en Transformadores en 69 KV. (Fuente: El Autor)

En la figura 31, mostrada a continuación, se observan las horas totales

de interrupción por año por capacidad en Transformadores 69 KV:

Horas Totales de interrupción por año debido a fallas en Transformadores en 69 KV

25 25 25 25

0,02

201,44

0,60

135,00

1999 2002 2003 2005

Año

Capacidad (MVA) No. Total de Horas

Figura 31. Horas Totales de interrupción por año debido a fallas en Transformadores en 69

KV. (Fuente: El Autor)

Se procedió a calcular los Índices de Confiabilidad por capacidad para

Transformadores en 69 KV. Los resultados obtenidos, además del promedio

de fallas anual para los años bajo estudio, se muestran a continuación en la

Tabla 12.

95

Page 96: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Tabla 12: Índices de Confiabilidad de transformadores en 69 KV. (Fuente: El Autor)

Índices de Confiabilidad de transformadores en 69 KV de la red eléctrica de PDVSA EyP Occidente

Capacidad PDVSA PDVSA PDVSA IEEE 493 PDVSA IEEE 493 PDVSA IEEE 493 PDVSA

MVA # f

fallas/p

H

Horas/p

λ

fallas/año

λ

fallas/añ

o

r

Horas/fall

a

r

Horas/fall

a

d

Horas/año

d

Horas/añ

o

Q % R %

25 0,45455 30,64182 0,07576 0.0184 9,33532 4.5000 0,707221 0.082800 0,008073 99,9919267

La tasa de fallas por año para transformadores en este nivel de

tensión es, si se quiere, mucho mayor que el establecido en la norma; no

obstante, el numero bajo de interrupciones registrado no es suficiente para

la realización de un análisis amplio de confiabilidad de estos equipos.

De igual forma, a partir del historial de interrupciones debidas a fallas

de funcionamiento en Transformadores, se obtuvieron los siguientes datos

necesarios para el cálculo de sus Índices de Confiabilidad.

La figura 32 mostrada a continuación muestra el número de fallas por

año por capacidad en Transformadores 34.5 KV.

Índice de fallas por año en Transformadores en 34,5 KV

10

6

2

10

25

6

12

20

26

6

1

810

25

20

6

25 26

6

2

810

26

6 6

20

68

12

40

68

10

25

3 2 1 1 2 31 0

4

1 1 1 2 2 13

1 24

1 1

5

1 1 2

8

5

1 1 1 1 1 2 1

1996 1997 2000 2002 2004 2005 2006

Año

Capacidad (MVA) No. De fallas Figura 32. Índice de fallas por año en Transformadores en 34,5 KV. (Fuente: El Autor)

La figura 33, que se presenta a continuación, muestra las horas totales

de interrupción por año por capacidad en Transformadores 69 KV.

96

Page 97: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Horas Totales de interrupción por año debido a fallas en Transformadores en 34,5 KV

10 6 210

25

612

2026

61

8 10

2520

6

25 26

6 28 10

26

6 6

20

6 812

40

6 8 10

25

0,030,5310,00

1,180,222,340,022,20

61,07

0,032,270,17

46,53

15,77

34,38

1,980,733,436,03

24,5328,30

12,075,41

0,014,60

144,00

17,85

1,200,857,40

0,020,020,150,03

1996 1997 2000 2002 2004 2005 2006

Año

Capacidad (MVA) No. Total de horas Figura 33. Horas Totales de Interrupción por año debido a fallas en Trasformadores en 34,5

KV. (Fuente: El Autor)

Se procedió al cálculo de los índices de confiabilidad por capacidad para

Transformadores en 69 KV. Los resultados obtenidos, además del promedio

de fallas anual para 11 años, se muestran a continuación en la Tabla 13.

Tabla 13: Índices de Confiabilidad de transformadores en 34.5 KV. (Fuente: El Autor)

Índices de Confiabilidad de Transformadores en 34.5 KV de la red eléctrica de PDVSA EyP Occidente

Capacidad PDVSA PDVSA PDVSA IEEE 493 PDVSA IEEE 493 PDVSA IEEE 493 PDVSA

MVA # f

fallas/p

H

Horas/p

λ

fallas/año

λ

fallas/año

r

Horas/falla

r

Horas/falla

d

Horas/año

d

Horas/año Q % R %

1 0,09091 0,20636 0,00075 0.01100 0,20636 4.5000 0,00015 0.049500 0,00000 100,00000

2 0,18182 3,13936 0,00149 0.01100 3,13936 4.5000 0,00468 0.049500 0,00005 99,99995

6 2,00000 3,08000 0,01636 0.01100 0,83091 4.5000 0,01360 0.049500 0,00016 99,99984

7.5 0,36364 2,69818 0,00298 0.01100 2,69818 4.5000 0,00805 0.049500 0,00009 99,99991

10 1,18182 5,45000 0,00969 0.01100 2,44909 4.5000 0,02373 0.049500 0,00027 99,99973

12 0,18182 0,07909 0,00149 0.01840 0,07909 4.5000 0,00012 0.082800 0,00000 100,00000

20 0,81818 16,36364 0,00745 0.01840 4,97273 4.5000 0,03707 0.082800 0,00042 99,99958

25 0,54545 1,52273 0,00452 0.01840 0,79545 4.5000 0,00359 0.082800 0,00004 99,99996

26 0,63636 6,35455 0,00522 0.01840 1,32222 4.5000 0,00690 0.082800 0,00008 99,99992

40 0,09091 0,67273 0,00075 0.01840 0,67273 4.5000 0,00050 0.082800 0,00001 99,99999

Al igual que para niveles de tensión superiores, la tasa de fallas por

año para transformadores en 34.5 KV es relativamente inferior al establecido

97

Page 98: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

por la norma, lo cual se refleja en los altos Índices de Confiabilidad

obtenidos y mostrados en la tabla anterior.

A partir del historial de interrupciones debidas a fallas de

funcionamiento en Transformadores, se obtuvieron los siguientes datos

necesarios para el cálculo de los Índices de Confiabilidad. En la figura 34 se

muestra el número de fallas por año por capacidad en Transformadores

12.47 KV.

Índice de fallas por año en Transformadores en 12,47 KV

2,55,0

7,5

1,5 2,55,0

7,5

15,0

50,0

1,05,0

7,5

15,0

10,0

15,0

1,5 2,5

10,0

50,0

5,07,5

5,07,5

25,0

5,03

1 1 1

6

1 2 1 1 2 13

1

8

1 1 1 1 1 2 2 31 1 1

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2004

Año

Capacidad (MVA) No. De fallas Figura 34. Índice de fallas por año en Transformadores en 12,47 KV. (Fuente: El Autor)

La figura 35, a continuación, muestra las horas totales de interrupción

por año por capacidad en Transformadores 12.47 KV.

Horas Totales de interrupción por año debido a fallas en Transformadores en 12,47 KV

2,55,0

7,5

1,5 2,55,0

7,5

15,0

50,0

1,05,0

7,5

15,0

10,0

15,0

1,5 2,5

10,0

50,0

5,07,5

5,07,5

25,0

5,04,74

0,08 0,022,50 2,04

8,63

0,43

5,128,63 9,18

0,323,63

0,03

29,85

5,07 4,012,25 2,06 0,63

4,58 3,82 4,64

28,30

6,70

0,80

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2004

Año

Capacidad (MVA) Horas Totales Figura 35. Horas Totales de interrupción por año debido a fallas en Transformadores en

12,47 KV. (Fuente: El Autor)

98

Page 99: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Se procedió al cálculo de los Índices de Confiabilidad por capacidad

para Transformadores en 12.47 KV. Los resultados obtenidos, además del

promedio de fallas anual para 11 años, se muestran a continuación en la

Tabla 14.

Tabla 14. Índices de Confiabilidad de transformadores en 12.47 KV. (Fuente: El Autor)

Índices de Confiabilidad de Transformadores en 12.47 KV de la red eléctrica de PDVSA

EyP Occidente

Capacidad PDVSA PDVSA PDVSA IEEE 493 PDVSA IEEE 493 PDVSA IEEE 493 PDVSA

MVA # f

fallas/p

H

Horas/p

λ

fallas/año

λ

fallas/año

r

Horas/falla

r

Horas/falla

d

Horas/año

d

Horas/año Q % R %

1 0,18182 0,83455 0,00336 0.005600

0,41727 4.5000

0,00140 0.025200

0,00002 99,99998

1,5 0,18182 0,59182 0,00336 0.005600

0,59182 4.5000

0,00199 0.025200

0,00002 99,99998

2.5 0,90909 0,82091 0,01684 0.005600

0,37909 4.5000

0,00638 0.025200

0,00007 99,99993

5 0,81818 1,73182 0,03333 0.005600

1,19691 4.5000

0,03989 0.025200

0,00046 99,99954

7.5 0,81818 3,29091 0,01513 0.005600

2,87773 4.5000

0,04353 0.025200

0,00050 99,99950

10 0,81818 2,90091 0,01515 0.005600

0,52648 4.5000

0,00797 0.025200

0,00009 99,99991

15 0,27273 0,92909 0,00505 0.020100

0,92909 4.5000

0,00469 0.090450

0,00005 99,99995

25 0,09091 0,60909 0,00168 0.020100

0,60909 4.5000

0,00102 0.090450

0,00001 99,99999

50 0,18182 0,84182 0,00336 0.020100

0,84182 4.5000

0,00283 0.090450

0,00003 99,99997

Al observar los Índices de Confiabilidad de transformadores en 12.47

KV, éstos se presentan ligeramente superiores a los establecidos en el IEEE

std 493-1997; no obstante, el promedio de fallas por año y por capacidad

varía significativamente para transformadores de 2 a 10 MVA en relación a la

muestra tomada.

A partir del historial de interrupciones debidas a fallas de

funcionamiento en Transformadores, se obtuvieron los siguientes datos

necesarios para el cálculo de los Índices de Confiabilidad. En la figura 36 se

99

Page 100: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

muestra el número de fallas por año por capacidad en Transformadores 6.9

KV.

Índice de fallas por año en Transformadores en 6,9 KV

2,5

6,25 6

15

6 6

25

6 6

2,5

15

6 6 6 65

6,25 6 6,257,5

32

32

32

1

5

8

21

7

12

4

1 1

3

1 1

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Año

Capaciadad (MVA) No. de fallas Figura 36. Índice de fallas por año en Transformadores en 6,9 KV. (Fuente: El Autor)

La figura 37, mostrada a continuación, presenta las horas totales de

interrupción por año por capacidad en Transformadores 12.47 KV.

Horas Totales de interrupción por año debido a fallas en Transformadores en 6,9 KV

2,5

6,25 6

15

6 6

25

6 6

2,5

15

6 6 6 65

6,25 6 6,257,5

17,70

9,3611,35

1,972,90

1,40 1,88 1,91

11,64

0,63

8,37

22,19

0,052,01

7,58

0,08

2,78 3,10

0,00 0,21

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Año

Capacidad (MVA) Horas Totales

Figura 37. Horas Totales de interrupción por año debido a fallas en Transformadores en 6,9

KV. (Fuente: El Autor)

Se procedió al cálculo de los Índices de Confiabilidad por capacidad

para Transformadores en 12.47 KV. Los resultados obtenidos, además del

promedio de fallas anual para 11 años, se muestran a continuación en la

Tabla 15.

100

Page 101: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Tabla 15: Índices de Confiabilidad de transformadores en 6.9 KV. (Fuente: El Autor)

Índices de Confiabilidad de Transformadores en 6,9 KV de la red eléctrica de PDVSA EyP Occidente

Capacidad PDVSA PDVSA PDVSA IEEE 493 PDVSA IEEE 493 PDVSA IEEE 493 PDVSA

MVA # f

fallas/p

H

Horas/p

λ

fallas/año

Λ

fallas/año

r

Horas/falla

r

Horas/falla

d

Horas/año

d

Horas/año Q % R %

2.5 0,454545 1,666364 0,137931 0.005600 1,883636 0.005600 0,259812 0.005600 0,002966 99,997034

5 0,090909 0,007573 0,001564 0.005600 0,007573 0.005600 0,000012 0.005600 0,000000 100,000000

6 3,454545 5,829900 0,059561 0.005600 1,312769 0.005600 0,078190 0.005600 0,000893 99,999107

6.25 0,363636 1,103645 0,006270 0.005600 0,678191 0.005600 0,004252 0.005600 0,000049 99,999951

7.25 0,090909 0,019091 0,001567 0.005600 0,019091 0.005600 0,000030 0.005600 0,000000 100,000000

15 0,272727 0,940000 0,004702 0.020100 0,850455 0.020100 0,003999 0.020100 0,000046 99,999954

25 0,090909 0,170455 0,001567 0.020100 0,170455 0.020100 0,000267 0.020100 0,000003 99,999997

4.1.4. Factores influyentes en el estado actual del sistema eléctrico del

sector petrolero, considerando los programas vigentes de mantenimiento y

su filosofía

En esta fase, se investigaron algunas posibles causas y conclusiones

particulares acerca del nivel de confiabilidad encontrado, considerando el

plan de mantenimiento vigente y los criterios de diseño aplicados

previamente en el desarrollo de proyectos eléctricos en la industria petrolera

para líneas de transmisión, cables submarinos y los equipos más importantes

de las subestaciones eléctricas. La Tabla 16 muestra las prácticas de

mantenimiento vigentes para cada uno de los equipos a estudiar,

estableciendo los tiempos en meses de inspección de acuerdo al nivel de

mantenimiento a realizar.

101

Page 102: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Tabla 16. Frecuencia de Mantenimientos, en meses, vigente en PDVSA. (Fuente: El Autor)

EQUIPO NIVEL 1:

VISUAL

NIVEL 2:

VISUAL-MECÁNICO

NIVEL 3:

VISUAL-MECÁNICO-

ELÉCTRICO

TRANSFORMADORES 2 12 36

LÍNEAS DE

TRANSMISION 2 12 36

INTERRUPTORES 1 12 24

La optimización de la confiabilidad en cualquier instalación,

especialmente en las instalaciones eléctricas, depende considerablemente

del buen manejo y uso de las instalaciones o equipos, el establecimiento de

una frecuencia de Inspección óptima y la búsqueda de mejoras de las

condiciones de funcionamiento. Por lo tanto, en las secciones siguientes se

muestra la relación entre la ejecución de los programas de mantenimiento, la

confiabilidad observada en la red y la relación entre ambos aspectos.

4.1.4.1. Líneas de transmisión.

En cuanto a las líneas de transmisión, se realizó un estudio sobre la

data correspondiente a los años 2005 y 2006, en la que se comparó la

cantidad de mantenimientos realizados contra el número de interrupciones

debidas a fallas en las líneas, en aquellas que tuvieron el mayor índice en el

lapso de tiempo estudiado.

En la Figura 38, se muestra la relación entre la cantidad de

mantenimientos realizados a cada línea y el número de interrupciones

durante el año 2005, mientras que en la Figura 39 se muestran esos valores

para el año 2006.

102

Page 103: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Figura 38. Comparación entre el número de mantenimientos realizados y el número de interrupciones durante el año 2005, en las líneas de transmisión más falladas.

(Fuente: El Autor)

Figura 39. Comparación entre el número de mantenimientos realizados y el número de

interrupciones durante el año 2006, en las líneas de transmisión más falladas.

(Fuente: El Autor)

Tanto en el año 2005 como en el año 2006, se observa que no existe

una relación directa entre el número de mantenimientos realizados y la

cantidad de fallas presentadas. En otras palabras, se observa que el

mantenimiento no tiene incidencia directa en la confiabilidad de las líneas de

transmisión, bien sea porque la frecuencia es inadecuada, la calidad es

insuficiente o la filosofía de mantenimiento es equivocada. Cualquiera de

estos tres factores, dos de ellos o los tres, pueden ser causantes del estado

actual de las líneas de transmisión en la red petrolera de occidente.

103

Page 104: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

De entrevistas realizadas a personal de mantenimiento de líneas de

Servicios Eléctricos y de Estudios del Sistema Eléctrico, se concluyó que la

calidad del mantenimiento no es pertinente al caso particular y que, debido

al alto nivel isoceraunico en la zona occidental de país, se requiere una

adecuación del aislamiento de las líneas aéreas de transmisión que no es

realizable a través de mantenimientos menores.

En la imagen izquierda de la figura 40, se muestra una línea aérea

perteneciente a la red eléctrica del sector petrolero en el oriente del país, con

un nivel de tensión de 115 kV perteneciente al circuito que recorre la costa

oriental del lago desde el Patio de tanques H-7 hasta Pequiven; en la otra

imagen de la misma figura, se observa una línea de transmisión sobre el lago

de Maracaibo.

Figura 40. Líneas aéreas del sector petrolero. (Fuente: El Autor)

Adicionalmente, se realizó una entrevista con personal de la unidad de

Estudios del Sistema Eléctrico de la Gerencia de Servicios Eléctricos, con la

finalidad de conocer las posibles causas de la alta incidencia de fallas en

líneas de alta y media tensión. De esa entrevista, se concluyó lo siguiente:

104

Page 105: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

La tasa de salida en las líneas áreas de alta tensión por falla de

apantallamiento es baja, por lo que se puede concluir que se tiene

buen diseño de apantallamiento. Por lo tanto, la cantidad de los

eventos asociados a descargas atmosféricas corresponde al fenómeno

de Back-Flashover (Descarga retroactiva).

Considerando que la mayoría de las fallas pueden deberse a descargas

retroactivas, se recomienda disminuir las resistencias de puesta a

tierra de las torres a valores menores a 5 Ohms. Debe revisarse en

todas las torres de transmisión la resistencia de puesta a tierra e

incluirse este procedimiento en todos los mantenimientos.

De lo mencionado en el párrafo anterior, se deduce que no siempre las

conexiones de las puestas a tierra de las torres se encuentran en

óptimas condiciones y por eso no tienen buen contacto con el

conductor de puesta a tierra de la torre, posiblemente debido a que

las condiciones ambientales y de salinidad en el Lago de Maracaibo

deterioran rápidamente los elementos que conforman el sistema de

puesta a tierra. Esta tarea de mantenimiento no está siendo realizada

correctamente.

Es probable que los aisladores que conforman la cadena de aisladores

no sean los más adecuados. Por lo tanto, debe ser actividad de

mantenimiento verificar que los aisladores utilizados sean los correctos

(15 Kv de aislamiento por unidad)

4.1.4.2. Subestaciones: Transformadores de potencia.

De los transformadores de potencia instalados en las subestaciones de

media y alta tensión de la red del sector petrolero, más del 70% han

superado su vida útil. Aún cuando una gran cantidad de ellos permanecen sin

fallas o con muy bajo índice de fallas, a pesar de su edad, otros presentan

una alta frecuencia en las mismas, lo que hace que el sistema eléctrico

presente un comportamiento errático y con condiciones muy variables. Sin

105

Page 106: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

embargo, el mantenimiento aplicado es rígido y divorciado de cada realidad

particular y del contexto operacional de la instalación.

Por otro lado, se observó que el aceite empleado no siempre es

almacenado adecuadamente ni se le realizan pruebas físico-químicas antes

de ser usado. El mantenimiento que se realiza se limita únicamente a

pruebas y cambios de aceite. No se hace mantenimiento predictivo. En las

inspecciones realizadas y las entrevistas no estructuradas al personal de

mantenimiento de la red eléctrica, se observó que no se está cumpliendo

plenamente con las recomendaciones establecidas en las siguientes normas

internacionales:

IEEE Std C57.93-1995 Guide for Installation and Maintenance of

Liquid-Immersed Power Transformers.

IEEE Std C57.91-1995, IEEE Guide for loading Mineral-Oil Immersed

Transformers (en su Parte 5).

IEEE Std C57.12.90-1999 Standard Test Code for Liquid-Immersed

Distribution, Power, and Regulating Transformers.

IEEE Std C57.106-2002 IEEE Guide for Acceptance and Maintenance of

Insulating Oil in Equipment.

4.1.4.3. Subestaciones: Interruptores de potencia.

En la red eléctrica de PDVSA, la mayoría de los interruptores en alta

tensión son del tipo de uso exterior y los de media tensión están embutidos

en celdas de potencia o switchgear. Los problemas más frecuentes con estos

interruptores son su accionamiento mecánico y control, mientras que los que

están en celdas de distribución de potencia presentan un bajo índice de

fallas. En general, en lo concerniente a estos casos, no se observaron

desviaciones notables.

4.1.4.4. Efectividad en el cumplimiento de los programas.

106

Page 107: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

En este apartado se muestran los resultados del estudio de la ejecución

de órdenes de mantenimiento preventivo en la red eléctrica de transmisión

del sector petrolero en Occidente. Se evalúo la ejecución de los planes de

mantenimiento durante todo el año 2006, 2007 y hasta septiembre del 2008.

Los resultados se muestran en la Tabla 17. Es importante resaltar que se

dividió el estudio entre órdenes ejecutadas por la Gerencia de Transmisión,

que contempla líneas y subestaciones en general, y la Gerencia de

Protecciones, que contempla interruptores y todos los sistemas de control de

las protecciones en la subestación.

Tabla 17. Porcentaje de ejecución de órdenes de mantenimiento preventivo durante los

últimos tres años. (Fuente: El Autor)

2006 2007

Gerencia de Protecciones Eléctricas 97% 100%

Gerencia de Transmisión 93% 100%

GerenciaAño bajo estudio

2008

100%

100%

De acuerdo a la tabla mostrada, se observa que a pesar de que el

programa de mantenimiento vigente ha sido ejecutado casi plenamente (al

menos se evidencia así en los datos almacenados en la oficina de control y

operaciones eléctricas del sector petrolero) el impacto en la confiabilidad de

la red que han tenido estos mantenimientos no es proporcional.

De acuerdo a las entrevistas realizadas al persona supervisorio de

operaciones y mantenimiento, se han establecido algunas posibles causas de

la poca efectividad en la reducción de las interrupciones, que se enumeran a

continuación:

La calidad del mantenimiento no está siendo auditada directamente y

por un ente externo.

Los mantenimientos están programados de forma rígida y no flexible,

de modo que algunas órdenes de mantenimiento podrían estarse

cerrando, sin haberse ejecutado plenamente, a criterio del supervisor

en campo.

107

Page 108: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Los procedimientos de mantenimiento deben ser revisados, pues los

mismos datan de más de dos décadas de elaboración.

No se está realizando un mantenimiento contextualizado a cada

realidad operacional.

De lo mencionado anteriormente, se deduce que la revisión del

porcentaje de ejecución de los diferentes programas de mantenimiento

vigentes no tiene utilidad para la estimación de la confiabilidad de la red

eléctrica y sus componentes.

4.1.5. Definición de criterios de diseño

En esta fase se definieron los criterios de diseño, tanto para las líneas

de transmisión y subestaciones eléctricas de alta tensión requeridas, como

para el sistema de alimentación de los motores eléctricos, considerando la

confiabilidad y la reducción en los costos y la frecuencia del mantenimiento

como premisas fundamentales. Los aspectos y elementos de los sistemas

eléctricos de potencia considerados en esta fase son:

Esquema de seccionamiento de las subestaciones en media tensión.

Esquema de seccionamiento de las subestaciones en alta tensión.

Tipo de línea para transporte de la energía eléctrica en media tensión

(cables o torres aéreas).

Tipo de línea para transporte de la energía eléctrica en alta tensión

(cables o torres aéreas).

Tecnología de las subestaciones en media tensión.

Tecnología de las subestaciones en alta tensión.

Para todos los casos, se elaboró una matriz de evaluación de alternativas,

donde se ponderaron los tres aspectos más importantes durante la fase de

diseño, considerando criterios de mantenimiento tales como:

Requerimientos y frecuencia de los mantenimientos.

Costo inicial

Confiabilidad

108

Page 109: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

4.1.5.1. Esquema de seccionamiento y tecnología en subestaciones MT.

En la primera parte de esta sección se describen algunos conceptos básicos y

los tipos de tableros de distribución de potencia que pueden emplearse para

las subestaciones en media tensión. Un tablero de distribución de potencia, o

“switchgear”, es un término general que abarca todo arreglo de dispositivos

de conmutación e interrupción en combinación con dispositivos asociados de

control, instrumentación, medición, protección y regulación con

interconexiones, accesorios y estructuras de apoyo para generación,

transmisión, distribución y conversión de potencia eléctrica. Actualmente,

existen en el mercado fundamentalmente dos tecnologías de construcción de

los tableros de distribución, que se explican a continuación.

Tablero de distribución de potencia Metal Enclosed.

Es un arreglo de switchgear completamente incluido por todos lados y por

arriba dentro de láminas de metal (excepto por las aberturas de ventilación y

ventanas de inspección) que contiene circuitos primarios de potencia,

dispositivos de seccionamiento o interrupción, o ambos, con barras y

conexiones y que puede incluir, adicionalmente, dispositivos de control

auxiliares. El acceso al interior del recinto se hace a través de puertas o

cubiertas removibles. Este tipo de tablero incluye los siguientes equipos con

requerimiento ineludible:

a) Interruptores.

b) Fusibles (limitadores o no limitadores de corriente)

c) Barra desnuda y conexiones.

d) Transformadores instrumentos.

e) Cableado de control y accesorios.

Los interruptores y fusibles puede ser fijos o removibles. En caso de

ser removibles, deben ser instalados disparadores automáticos que aíslen los

elementos primarios cuando el elemento removible está desconectado, en

prueba, o removido.

Tablero de distribución de potencia tipo Metal Clad.

109

Page 110: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Se define como un tipo de celda de distribución incluida en metal con

cierto número de características necesarias. Estas características están

completamente definidas en IEEE Std. C37.20.2, “Standard for Metal-Clad

and Station-Type Cubicle Switchgear,”. Brevemente, estas características,

son las siguientes:

- El dispositivo principal de interrupción es removible.

- Los componentes principales del circuito primario están encerrados y

separados por barreras de metal puesto a tierra.

- Todas las partes están encerradas dentro compartimientos de metal

puesto a tierra con obturadores para aislar las partes energizadas cuando

los dispositivos estén desconectados.

- La barra primaria está recubierta con material aislante.

- Hay interlocks mecánicos para operación segura y adecuada.

- Los dispositivos secundarios están, esencialmente, aislados de los

elementos primarios.

- Una puerta a un dispositivo de interrupción primaria puede servir como un

panel de control o de acceso a algunos elementos secundarios.

Los Tableros de Distribución metal-clad están disponibles tanto para

instalaciones interiores como exteriores. El Tablero de Distribución básico es

el mismo para ambos tipos de instalación. Para instalaciones exteriores se

requiere un recubrimiento weatherproof. Los recubrimientos wheatherproof

están hechos en algunos arreglos:

- Formación de cubículos simple, sin pasillo encerrado.

- Línea simple con pasillo encerrado.

- Formación doble, con un pasillo central común.

Las secciones o cubículos de los Tableros de Distribución Metal Clad

están hechos para cada uno de los tipos reconocidos de esquemas de

seccionamiento, incluyendo: Circuitos radiales, red, barra seccionada, barra

principal y de transferencia, breaker y medio, barra en anillo, doble barra-

doble interruptor, etc., etc.

110

Page 111: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

El Tablero de Distribución metal-clad tiene las mismas funciones que

los elementos comparables en una subestación convencional de tipo abierto.

Estos elementos pueden incluir switcheo de potencia principal o dispositivos

de interrupción, switches desconectores, barras, transformadores de control

e instrumentación y dispositivos auxiliares, así como otros dispositivos.

Su aplicación se ha hecho más común para resguardar equipos

adicionales incluyendo baterías, cargadores, paneles de bajo voltaje,

microprocesadores compactos y equipo supervisorio de control. La diferencia

de costos entre una subestación abierta y un Tablero de Distribución metal

clad depende de la instalación final y los costos operativos, los cuales

variarán por la aplicación y el sitio. Los interruptores usados son, por lo

general, de vacío, aislados en un medio de gas SF6. Los Estándares que

gobiernan los Switchgear Metal Clad son:

- IEEE Std. C37.20.2, “IEEE Standard for Metal-Clad and Station-Type

Cubicle Switchgear”.

- NEMA Std. SG-5,“Standards for Power Switchgear Assemblies”

- NEMA Std. SG-6, “Standards for Power Switching Equipment.”

- ANSI Std. C37.06.

En general, el aislamiento de las partes activas en tableros de

distribución puede realizarse empleando aire (Air Insulated Switchgear) o

gas (Gas Insulated Switchgear) de acuerdo a consideraciones técnico-

económicas importantes, tales como las que se derivan del análisis de las

tecnologías existentes en el mercado actual. A continuación, se describen

algunos aspectos comparativos entre las tecnologías de aislamiento en Aire y

de aislamiento en SF6.

Dimensiones

Las celdas con aislamiento en aire presentan dimensiones mayores que

las celdas con aislamiento en SF6, tal y como se muestra en la Tabla 18.

111

Page 112: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Tabla 18. Dimensiones promedio de celdas en 34.5 kV. (Fuente: El Autor)

Ancho (mm) Alto (mm) Prof.(mm)

Peso por

Celda(Kg.)

AIRE 1233 2506 2807 1795

SF6 733 2365 1933 1221

De acuerdo a la Tabla 18, se pueden establecer porcentajes

comparativos que se muestran en la Tabla 19.

Tabla 19. Comparación de Dimensiones promedio en celdas en 34.5 kV. (Fuente: El Autor)

Ancho(mm) Alto (mm) Prof.(mm)

Peso por

Celda(Kg.)

SF6/AIRE 59.46% 94.39% 68.85% 68.01%

Se observa que la altura de ambas celdas es muy similar, mientras que

tanto el ancho como la profundidad y el peso de las celdas en SF6, son de

entre un 60 a 70 % menor que los de las celdas en Aire. En general, el área

ocupada por un tablero de distribución en SF6 es de alrededor del 40% de la

ocupada por una misma celda con aislamiento en Aire, tal y como se muestra

en la Tabla 20.

Tabla 20. Área ocupada por un tablero de distribución SF6 en comparación con uno igual en

Aire. (Fuente: El Autor)

AREA

SF6/AIRE 40.94%

Mas adelante, en la evaluación económica, se considerarán las

implicaciones de estas observaciones con más detalle.

Corrientes nominales y de cortocircuito

Las celdas con aislamiento en SF6 presentan capacidades de corriente

mayores que las celdas con aislamiento en Aire, para los mismos niveles de

tensión nominal e iguales niveles de aislamiento. Las barras empleadas para

ambos tipos de celdas son regularmente las mismas; es decir, barras de

cobre con recubrimiento de plata en los extremos. Sin embargo, los diseños

usados para aislamiento en SF6 muestran una mayor capacidad de corriente

112

Page 113: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

nominal en barras que los diseños en mercado para celdas aisladas en aire,

tal como se muestra en la Tabla 21.

Tabla 21. Promedio de corriente nominal máxima disponible en el mercado actual, tanto

para aislamiento en aire como para aislamiento en SF6. (Fuente: El Autor)

Corriente Máxima De Barra

AIRE 2510

SF6 3286

SF6/AIRE 131%

Se observa que para tableros aislados en SF6 se consigue una

capacidad de corriente nominal que es, en promedio, un 30% mayor que la

disponible para tableros aislados en aire.

En este caso, la capacidad de tolerancia a corrientes de cortocircuito es

alrededor de un 40% más alta para tableros aislados en SF6 que para

tableros aislados en Aire.

Medio de extinción de los interruptores

En general, puede decirse que ambas tecnologías son

complementarias. Es ésta la razón por la cual los fabricantes han continuado

con la producción y venta, tanto de interruptores en vacío como de

interruptores en SF6. Todos los nuevos desarrollos se presentan igualmente

ventajosos para ambas tecnologías, entre ellos, el uso de actuadores

magnéticos y sensores en los paneles de los tableros de distribución de

potencia presenta las mismas ventajas comparativas.

Los nuevos interruptores en vacío y SF6 actuados magnéticamente son

totalmente intercambiables, lo cual permite el re-equipamiento de los

tableros de distribución por un mínimo costo. Ambos equipos pueden ser

considerados en la actualidad como libres de mantenimiento, o de clase b, de

acuerdo con la norma IEC 60056, por lo que PDVSA debe especificarles

siempre en cumplimiento con este requerimiento particular. Ninguno de los

medios de interrupción puede ser considerado completamente mejor o peor

que el otro. En general, factores económicos o experiencias previas deben

ser los elementos que priven en la selección del interruptor.

113

Page 114: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

De acuerdo a la evaluación comparativa de los diseños ofrecidos por los

fabricantes conocidos en PDVSA y descritos en los apartados anteriores, se

observa que la tendencia es hacia el uso preferente de interruptores con

medio de extinción en vacío. En general, la tendencia es la misma; sin

embargo, para niveles de tensión por debajo de los 15 kV el empleo de

interruptores con medio de extinción en vacío es casi unánime.

Comparación económica de alternativas

De la observación y estudio de las ofertas técnicas existentes en el

mercado, se obtuvo una tabla comparativa de costos de acuerdo al nivel de

tensión y características particulares del tablero de distribución. La

comparación se realiza entre las siguientes tecnologías:

- Tablero Metal Clad Aislado en Aire con interruptor en Vacío.

- Tablero Metal Clad Aislado en Gas SF6 con interruptor en Vacío.

- Tablero Metal Clad, Encapsulado, Aislado en Gas SF6 con

interruptor en Vacío.

Los resultados porcentuales son válidos igualmente para la utilización,

en todos los casos, de interruptores con medio de extinción en gas SF6. La

Tabla 22, en la parte de Comparación relativa de costos para configuración

en barra simple, muestra los resultados obtenidos, de acuerdo a lo expuesto

en los párrafos anteriores, para una configuración de barra simple; mientras,

en la otra parte, se muestran los mismos resultados para una configuración

de doble barra.

114

Page 115: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Tabla 22. Comparación relativa de costos para configuración en barra simple y

Comparación relativa de costos para configuración en doble barra. (Fuente: El Autor)

Configuración en Barra Simple

Valor Comparativo de Costos (%) Tablero de Distribución

15 kV 24 kV 36 kV

GIS, Metal Clad 130.00% 110.00% 90.00%

GIS, Metal Clad - Encapsulada 130.00% 110.00% 90.00%

AIS, Metal Clad 100.00% 100.00% 100.00%

Configuración en Doble Barra

Valor Comparativo de Costos (%) Tablero de Distribución

15 kV 24 kV 36 kV

GIS, Metal Clad 85.00% 85.00% 85.00%

GIS, Metal Clad - Encapsulada 150.00% 130.00% 80.00%

AIS, Metal Clad 100.00% 100.00% 100.00%

4.1.5.2. Criterios generales para el diseño en subestaciones MT

Medio de aislamiento de partes vivas

En general para plataformas en el lago, donde el costo por metro

cuadrado de construcción es muy significativo, la adquisición de tableros

de distribución con aislamiento de partes vivas en SF6 resulta, sin lugar a

dudas, la mas conveniente.

En áreas en tierra con bajo costo por metro cuadrado de construcción

pueden emplearse celdas con aislamiento tanto en aire como en SF6, con

costos variantes de acuerdo a la configuración de las barras y esquemas

de seccionamiento.

Para subestaciones que requieran niveles de corriente por encima de los

2500 A es conveniente emplear celdas con aislamiento en SF6.

Para subestaciones que deban soportar niveles de cortocircuito mayores

de los 60 kA es conveniente emplear celdas con aislamiento en SF6.

Medio de aislamiento de partes vivas

Se recomienda el uso de interruptores con medio de extinción en vacío

para todos los niveles en media tensión.

115

Page 116: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Esquema de seccionamiento

Al considerar criterios de confiabilidad se observa que el esquema de

barra principal y de transferencia resulta económica y técnicamente mas

beneficioso que una esquema de barra simple, mas económico. Por lo tanto,

es recomendable emplear en subestaciones de media tensión, el esquema de

barra principal y de transferencia con un medio de aislamiento de partes

vivas igual tanto para el tablero en alta tensión como para el tablero en baja

de los transformadores de potencia instalados.

4.1.5.3. Esquema de seccionamiento y tecnología de interruptores en las

subestaciones en alta tensión.

En este caso el estudio técnico y económico se ha simplificado ya que,

en general, para alta tensión, se ha considerado siempre como aceptable el

empleo de tecnologías convencionales. Por lo tanto, se compara esta

tecnología tradicional con el uso de un Sistema Modular Compacto. Se

observar que el diseño del tipo modular compacto con medio de extinción de

arco en gas SF6, presenta notables ventajas con respecto a lo convencional,

como por ejemplo, menores interrupciones, menores costos de

matenimiento, menor tiempo para ingenierías básica y de detalles y por lo

tanto, en general, un menor costo global, tal y como se muestra en la figura

41.

116

Page 117: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Figura 41. Comparación global de costos entre subestaciones convencionales y SMC´s.

(fuente: el Autor)

A continuación, se describen los aspectos más resaltantes de la

comparación de un sistema modular compacto y una subestación

convencional:

El costo total de inversión es menor que en una subestación convencional.

Se requiere mucho menor espacio, se estima que el espacio ocupado por

el patio en 115 kV no debe exceder los 150 mts2, mientras que si se

utiliza una subestación convencional, el espacio requerido estaría

alrededor de los 1000 mts2. Es decir, el espacio es de alrededor del 15%

del ocupado por una subestación convencional.

El tiempo total del proyecto es mucho menor.

Los costos de operación y mantenimiento son menores

Menores probabilidades de falla

Se incrementa la disponibilidad

Se mejora notablemente la seguridad para los operadores y

mantenedores

Se maximiza la economía durante el ciclo de vida (Life Cost Cycle, LCC)

Adicionalmente, es importante resaltar que las bahías de los Sistemas

Modulares son diseñadas de modo que todos los equipos están previamente

117

Page 118: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

probados y nivelados al mismo aislamiento. Mientras tanto una subestación

convencional se basa en la interconexión de distintos equipos de los cuales

se debe conocer y calcular por separado los niveles de aislamiento, la

capacidad térmica y de la capacidad cortocircuito.

Los interruptores desconectables y extraíbles, que se emplean en las

SMC´s, tienen funciones de desconexión con bajas exigencias de

mantenimiento. Los interruptores pueden ser tanque vivo o tanque muerto,

dependiendo de la tecnología y el fabricante. En todos los casos el medio de

extinción del arco es en SF6. En la figura 42 se muestra una fotografía del

patio en 145 kV de una subestación en la cual se ha instalado un sistema

modular compacto tradicional.

Figura 42. Fotografía de un Sistema Modular Compacto tradicional(SMC), con interruptores

extraíbles (Withdrawle Circuit Breaker, WCB) del tipo tanque vivo (LTB). (Fuente: PDVSA)

Un sistema modular compacto (SMC) puede estar compuesto por

interruptores extraíbles del tipo tanque vivo (LT-WCB), por interruptores

tanque vivo desconectables (LT-DCB) o en el caso de SMC híbridos, por

interruptores del tipo tanque muerto. En la figura 43 se muestra un SMC

118

Page 119: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Híbrido, con interruptor del tipo tanque muerto. El término híbrido se refiere

la combinación de las tecnologías de aislamiento en aire (AIS) y las mas

novedosas tecnologías con aislamiento en gas SF6 a través de

compartimientos del tipo metal-clad. En este sentido, el SMC Híbrido emplea

los mismos componentes de interrupción y seccionamiento de las

subestaciones encapsuladas en SF6, que han sido probados a nivel mundial

como de alta confiabilidad y rendimiento con barras aisladas en aire, de las

cuales se pueden conectar varios módulos híbridos. Por lo general, un

módulo Híbrido puede contener los siguientes elementos:

Interruptor de potencia

Seccionadores

Seccionadores de puesta a tierra

Terminales de cables

Transformadores de voltaje en SF6

Gabinete de protección y control

Figura 43. Fotografía de un Sistema Modular Compacto Híbrido(SMC), con interruptores del

tipo tanque muerto, con aislamiento en gas SF6 (GIS). (Fuente: PDVSA)

119

Page 120: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

4.1.5.3.1. Evaluación técnica comparativa.

La base para evaluar comparativamente el desempeño técnico de las

diferentes tecnologías consideradas en este nivel de tensión, es la

confiabilidad de las mismas. Los parámetros son las horas esperadas de

interrupción al año, considerando horas por mantenimiento, fallas y

reparación. Estos datos fueron suministrados por un fabricante de equipos

eléctricos a nivel mundial. Las tecnologías que se comparan son las

siguientes:

Subestación Convencional con interruptores y seccionadores

convencionales

Subestación Modular Compacta con Interruptores extraíbles (WCB), AIS.

Subestación Modular Compacta con interruptores desconectables (DCB),

AIS.

Subestación Modular Compacta con interruptores tanque muerto (DTCB).

GIS.

Los interruptores considerados son del tipo “tanque vivo” o “tanque

muerto” y medio de extinción del arco en gas SF6, aislamiento en aire (AIS)

o en gas (GIS). En la Tabla 23 se puede observar el número de horas al año

que se espera que cada elemento de interrupción quede fuera de servicio.

Tabla 23. Horas fuera de servicio por elemento de seccionamiento. (Fuente: El Autor)

Elemento Interrupciones (horas/año)

Interruptor Convencional 1.39

Interruptor Desconectable (AIS) 1.39

Interruptor extraíble (AIS) 0.31 Interruptor Tanque Muerto Híbrido

(GIS) 0.29

Seccionador 2.12

Se observa que el elemento de mayor cantidad de interrupciones y/o

duración de las mismas es el seccionador. En las subestaciones

120

Page 121: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

convencionales se requiere inevitablemente del uso de estos elementos para

poder hacer mantenimiento a los interruptores, sin embargo, considerando

que ya estos equipos fallan más que, incluso, los interruptores

convencionales se observa que su utilidad es cuestionable, en cuanto a su

calidad como elemento de potencia individual. En la figura 44 se muestra

esta tendencia.

En la figura 44 se muestran los diferentes tipos de interruptores de

potencia que se consideran para la aplicación en alta tensión. La elección

puede ser entre interruptores del tipo tanque muerto o tanque vivo en sus

variantes desconectable, convencionales, tipo extraíble y híbridos.

Figura 44. Interruptores. (Fuente: ABB Group)

En la figura de la izquierda se muestran interruptores del tipo tanque

vivo convencionales (LTCB), en la figura del centro interruptores de tanque

vivo modulares y en la figura de la derecha interruptores tanque muerto en

un módulo GIS, en un sistema modular compacto.

El tiempo durante el cual cualquier subestación, en el sector petrolero,

se encuentra fuera de servicio impacta directamente en la producción

petrolera, mas aún cuando esta subestación es de alta tensión y tiene, por

ende, asociadas otras subestaciones de distribución. La producción de pozos

BES (Bombas electro sumergibles), BCP (Bombeo de cavidad progresiva) e

121

Page 122: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

indirectamente el bombeo en estaciones de flujo depende principalmente del

suministro eléctrico. Por lo tanto, una interrupción en el servicio eléctrico de

una duración de algunas horas puede significar miles de barriles de

producción petrolera (MBBPD) que al año se traducen en miles y hasta

cientos de miles de dólares en pérdidas. En este sentido, el parámetro más

importante en cuanto a la selección de la tecnología es la confiabilidad que la

misma pueda garantizar a cualquier diseño eléctrico y se observa que los

diseños que presentan una mayor confiabilidad son los módulos compactos

con interruptores extraíbles con aislamiento en aire (AIS) y los módulos

compactos híbridos con interruptores tanque muerto y aislamiento en SF6

(GIS).

Interruptores Tanque Vivo SF6 (AIS)

Los interruptores del tipo tanque vivo (LTB) están disponibles para

operación monopolar o tripolar. Para interruptores con un elemento de

ruptura de arco por polo, se pueden utilizar ambos modos de operación. Para

interruptores con dos cámaras, solo aplican operaciones monopolares. Para

operación tripolar, los polos del interruptor están enlazados con el

mecanismo de operación sobre unas varillas transmisión mecánica. Cada

polo es accionado individualmente por las varillas o, en el caso de los LTB-D,

se accionan los tres polos por un mismo mecanismo.

Cada polo del interruptor constituye un elemento sellado en SF6, el cual

contiene la unidad de interrupción, el aislador y una cámara para el

mecanismo de accionamiento. Los tres polos del interruptor pueden estar

sobre soportes individuales o sobre un soporte común. La confiabilidad de los

interruptores de potencia tipo tanque vivo, aislados en SF6, de nueva

tecnología ha aumentado considerablemente con respecto a los viejos

interruptores de las décadas pasadas. En la figura 45 se muestra cómo estos

elementos de potencia han pasado a tener una tasa de fallas menor que la

de los seccionadores convencionales. Por lo tanto, el uso de estos elementos

mecánicos de aislamiento del interruptor comienza a ser distorsionante de la

confiabilidad total, en los nuevos diseños y se evidencia la necesidad de

122

Page 123: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

emplear sucesivamente interruptores de potencia tanque vivo con

interrupción en SF6.

Figura 45. Desarrollo de tecnologías en interruptores de potencia, y su tasa de fallas en

comparación con la de los seccionadores. (Fuente: el Autor)

Existen actualmente interruptores Tanque Vivo desconectables,

convencionales y extraíbles, así como interruptores tanque muerto de tipo

convencional y compacto para subestaciones híbridas. Para determinar el

tipo de interruptor más conveniente al diseño modular compacto se

consideran los aspectos técnicos y económicos.

Interruptores tanque muerto SF6 (GIS)

El interruptor del tipo tanque muerto que se emplea para

subestaciones hibridas, va embutido dentro del compartimiento GIS en

donde se agregan los otros elementos que se han mencionado en los

párrafos anteriores. Este interruptor opera como interruptor con medio de

extinción en SF6 de autosoplado. La energía para la interrupción de las

corrientes es parcialmente proporcionada por el arco en si mismo. Por lo

tanto este sistema provee un ahorro en energía con respecto a otros

interruptores de alrededor del 50%.

4.1.5.3.2. Evaluación económica comparativa.

123

Page 124: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

En este apartado se considera económicamente la comparación entre

diseños de subestaciones que emplean interruptores convencionales,

desconectables y extraíbles. En este sentido, se consideran los costos en la

fase de desarrollo del proyecto, definición y construcción, tal y como se

muestra en la Tabla 24 Los costos se muestran como porcentajes del costo

de una subestación convencional.

Tabla 24. Estimación relativa de costos en la fase de desarrollo del proyecto entre

Subestaciones Convencionales y SMC con interruptores desconectables (DCB) e

interruptores extraíbles (WCB). (Fuente: El Autor)

Comparación de costos en el proyecto

Item Convencional DCB WCB Hibrido (GIS)

Equipamiento Principal 100% 82% 111% 117%

Manejo del Proyecto 100% 37% 28% 28%

Ingeniería Básica 100% 39% 11% 11%

Ingeniería de Detalles 100% 21% 21% 21%

Adecuación del terreno 100% 45% 36% S/I Fundaciones 100% 37% 28% S/I

Levantamiento 100% 42% 53% S/I Instalación 100% 34% 25% S/I

Barras, Estructuras, etc. 100% 0% 0% S/I Total Estimado 100% 61% 74% 86%

Un sistema modular compacto resulta relativamente más económico

que una subestación convencional debido, principalmente, al ahorro en

espacio, obras civiles y en desarrollo de las ingenierías básicas y de detalles.

Aún cuando el costo individual de los equipos mayores de un sistema

modular compacto con interruptores extraíbles, o interruptores tanque

muerto, es ligeramente mayor que el conjunto de equipos requerido para

una subestación convencional, el resultado neto se inclina a un ahorro global

favorable al uso de subestaciones modulares compactas, en general, bien

sean AIS o GIS.

Tal y como se ha mencionado en el apartado anterior, correspondiente

a la comparación técnica, en la producción petrolera resulta de vital

124

Page 125: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

importancia la confiabilidad debido a los altos costos por interrupción y

producción diferida. De acuerdo a las Tabla 24, el modelo de sistema

modular compacto, en sus dos variantes, presenta mayor confiabilidad que

las subestaciones convencionales. Considerando la baja frecuencia de

mantenimiento y los bajos costos relativos por interrupción, la tecnología con

un sistema modular compacto, resulta la mas conveniente técnica y

económicamente, bien sea AIS o GIS.

En general, de acuerdo a lo observado en esta investigación se

establecen los siguientes dos criterios de diseños para subestaciones en alta

tensión:

En el patio en alta tensión (>69 kV) debe emplearse un Sistema Modular

Compacto con dos llegadas de línea y dos salidas a transformador con un

esquema tipo H.

Los interruptores de potencia en alta tensión deben tener un medio de

extinción de arco en SF6 y estar embutidos en un medio en gas dentro del

cual, se incluyan todos los elementos de seccionamiento. El interruptor

deberá ser del tipo tanque muerto.

4.1.5.4. Criterios para líneas de transmisión en alta tensión.

En este caso se estudiaron los casos de construcción de nuevas líneas

de transmisión en alta tensión tanto para aplicaciones en tierra como para

aplicaciones en áreas lacustres, como por ejemplo, el lago Maracaibo. La

evaluación técnica y económica considera aspectos de confiabilidad,

mantenibilidad y costos iniciales de torres aéreas y cables submarinos para

alta tensión.

Confiabilidad.

De acuerdo al levantamiento y estudio de fallas en líneas aéreas en PDVSA, se realizó una

comparación de los índices de confiabilidad de la empresa con los de cables submarinos de alta

tensión alrededor del mundo y los mostrados por OPSIS en su página web para líneas aéreas de

alta tensión. En la Tabla 25, se muestran los resultados obtenidos.

125

Page 126: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Tabla 25. Comparación de índices de falla y horas de interrupción al año entre líneas aéreas

y cables submarinos. (*Información suministrada por la empresa Nexans®)

Se puede observar que aún cuando el promedio de interrupciones

esperado para cables submarinos es mucho menor que para líneas aéreas, el

tiempo de reparación de los mismos es superior al tiempo de reparación de

las líneas aéreas. Sin embargo, aún cuando se considera está diferencia en

tiempos, el riesgo asociado al uso de cables sigue siendo menor (riesgo=

probabilidad de falla x tiempo x producción asociada). En otras palabras, el

uso de cables submarinos reduce la producción diferida asociada a la red

eléctrica hasta un 16% de la que se esperaría si se emplean líneas aéreas en

PDVSA, en aplicaciones en el Lago de Maracaibo.

Es importante destacar que la zona del occidente venezolano y sobre

todo el Zulia y el Lago de Maracaibo presentan altos niveles isoceráunicos,

esto es, presentan alta incidencia de descargas atmosféricas. Las descargas

atmosféricas inciden directamente en la confiabilidad de las líneas aéreas

debido a que son la causa principal de fallas en la red de transmisión. Es

importante destacar que, por razones obvias, las descargas atmosféricas no

afectan a los cables submarinos, lo que garantiza que con su uso la

confiabilidad en las líneas de transmisión en el Lago de Maracaibo sería

muchísimo mayor. En la figura 46 se muestra el mapa isoceraunico del la

zona occidental del país.

126

Page 127: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Figura 46. Mapa isoceraunico del Occidente Venezolano. Se observa el Lago de Maracaibo y

el estado Zulia. (Fuente: CVG-EDELCA)

Mantenibilidad.

Los cables submarinos son libres de mantenimiento por lo tanto los

costos asociados a su ciclo de vida son mucho menores que los costos

mantener una línea aérea que si requiere de un mantenimiento

periódico. Por otro lado, las fallas en cables submarinos de alta tensión

además de ser muy pocas se deben, la mayoría de las veces, a eventos

provocados por terceros, como por ejemplo, roturas por anclas de

barcos.

No existe en las normas internacionales un procedimiento para

mantenimiento a cables submarinos en alta tensión, debido precisamente a

que este tipo de equipos es libre de mantenimiento y presente un índice de

fallas casi nulo. El caso es distinto para cables submarinos de media tensión

en zonas de baja profundidad como el lago de Maracaibo, en donde

127

Page 128: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

constantemente se están realizando reparaciones a cables submarinos

debidas a roturas por anclas de barcos. En la figura 47 se muestran dos

casos de cables submarinos dañados por ancla en el Lago de Maracaibo.

Figura 47. Roturas en cables submarinos del lago de Maracaibo por impacto con anclas de

barcos. (Fuente: PDVSA)

El tiempo de reemplazo de los cables submarinos depende de las

condiciones atmosféricas y la disponibilidad de material para la reposición.

En los casos de rotura se pueden efectuar empalmes en los cables a través

del elemento de unión adecuado. En la figura 48, se muestra una imagen de

un empalme en un cable submarino en el lago de Maracaibo y otra imagen

de la gabarra de reparación de cables submarinos de PDVSA.

Figura 48. Gabarra para reparación de cables submarinos en el Lago de Maracaibo.

(Fuente:PDVSA)

128

Page 129: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

En todo caso, es evidente que estos eventos de rotura puede ser

evitados con una correcta señalización lo cual reduciría los índices de fallas

en cables submarinos casi a cero, sobre todo para cables submarinos de alta

tensión en zonas de baja profundidad estas medidas deberán ser tomadas

oportuna y eficazmente.

Costos iniciales.

Los costos de las líneas de transmisión de alta tensión han sido

comparados únicamente para aplicaciones en el Lago de Maracaibo,

debido a que en aplicaciones en tierra no se utilizan cables de alta

tensión, normalmente. Entonces la comparación se hace entre cables

tripulares, monopolares y líneas aéreas simples y doble terna, tanto en

115 kV como en 230 kV. En la tabla nro. X, se muestran los costos

relativos, tomando como base (100%) una línea aérea doble terna 115

kV en el Lago de Maracaibo, que es una instalación existente y

conocida.

Tabla 26. Comparación relativa de costos para líneas de transmisión eléctrica de alta

tensión. (Fuente: El Autor)

Nivel de Tensión

Tipo de linea y configuracionCosto

Relativo (%)

230 kV3 Cables Monopolares activos

+ 1 Cable de Reserva328,91%

115 kV3 Cables Monopolares activos

+ 1 Cable de Reserva151,82%

230 kVDos Circuitos de Cables

Tripolares Secos444,87%

115 kVDos Circuitos de Cables

Tripolares Secos205,37%

230 kVLinea Aérea Doble Terna en el

Lago147,71%

115 kVLinea Aérea Doble Terna en el

Lago100,00%

Se observa que, si se considera que las líneas de alta tensión con

cables submarinos son más confiables en el Lago de Maracaibo que las líneas

129

Page 130: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

aéreas, la opción mas recomendable es utilizar cables submarinos

monopolares, sobre todo para aplicaciones en 115 kV.

4.1.5.5. Lista de criterios de diseño y tecnologías para redes eléctricas con

alta confiabilidad y bajo requerimiento de mantenimiento.

En la tabla 27, se muestran los criterios generales para el diseño

confiable de redes eléctricas de transmisión asociadas a cargas que requieren

una alta confiabilidad, como es el caso de los motores eléctricos empleados

para compresión de gas en el proceso de “gas lift”, en la industria petrolera

nacional.

Tabla 27. Criterios generales para el diseño confiable de la red asociada a motores

eléctricos para compresión de gas

UbicaciónCriterio seleccionado para un

diseño confiableConfiabilidad

Frecuencia requerida de

mantenimientoCosto Inicial

Subestaciones en Media Tensión

Barra principal y de transferencia Alta Baja Medio

Subestaciones en Alta Tensión

Tipo H / Simple Alta Baja Medio

Subestaciones en Media Tensión

Switchgear tipo Metal Clad Alta Baja Medio

Subestaciones en Alta Tensión

Sistemas Modulares Compactos Alta Baja Medio

Subestaciones en Media Tensión

Vacío AltaLibre de

MantenimientoBajo

Subestaciones en Alta Tensión

Gas SF6 AltaLibre de

MantenimientoMedio

Subestaciones en Media Tensión

Tipo Extraible AltaLibre de

MantenimientoMedio

Subestaciones en Alta Tensión

Interruptor de Tanque Muerto AltaLibre de

MantenimientoMedio

Lago Cables submarinos monopolares AltaLibre de

MantenimientoAlto

Tierra Lineas aereas Media Media BajoLineas de transmisión

Item

Esquema de Seccionamiento

Tecnologia

Interruptores

Medio de interrupción

Tipo de interruptor

4.2. Definición de la filosofía de mantenimiento y su aplicación

4.2.1. Definición del esquema general

En esta fase se establecieron los criterios generales de la filosofía de

mantenimiento más adecuada a las necesidades de confiabilidad de toda la

red eléctrica asociada a los motores eléctricos previstos para accionar los

compresores en las plantas para inyección de gas.

130

Page 131: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

En el caso de redes eléctricas asociadas a motores que estarán

directamente involucrados en el proceso de extracción petrolera de la

mayoría del crudo que se extrae del Lago de Maracaibo, resulta evidente que

la orientación principal debe ser hacia la confiabilidad. Esta orientación

debe complementarse con los argumentos más resaltantes del

Mantenimiento Productivo Total (TPM) y del Mantenimiento basado en la

Confiabilidad (RCM). Sin embargo, ninguno de estas dos filosofías es

directamente aplicable a al sistema eléctrico de potencia. El TPM es una

filosofía de mantenimiento que exige Calidad Total en el trabajo de

mantenimiento, lo cual no es difícil de obtener, pero en consecuencia exige

que en los sistemas en los que se aplica esta filosofía, llegar al nivel de “cero

fallas”; sabiendo que en sistemas de potencia la mayor parte de las fallas se

deben a factores externos, tal y como ya se ha mencionado en los apartados

anteriores. Procurar un sistema con “cero fallas” elevaría considerablemente

los costos de operación, y por ende el precio del barril de petróleo.

Por otro lado, el RCM es un sistema de mantenimiento que se basa en

la confiabilidad, es decir, que el sistema en el que se aplica el RCM debe

continuar con su trabajo normal a pesar del surgimiento de alguna falla de

algún componente del sistema, y esto se logra mediante el reemplazo de

dicho componente, sin importar si este reemplazo es similar o no, el punto

es que el sistema se mantenga en servicio. En el caso de redes eléctricas,

no será posible reemplazar u obviar las características del componente para

que la transmisión de energía continúe porque esto podría llevar a fallas

mayores, o paradas del sistema, que pudieron haberse evitado si el

componente en cuestión hubiera estado cumpliendo sus funciones, todo esto

conduciría a perdidas en la producción petrolera que son altamente costosas.

Sin embargo, no se descarta ninguno de los dos tipos de

mantenimiento mencionados, el RCM se inclina más a mantener la

producción petrolera y su confiabilidad aún a pesar del estado del sistema

eléctrico. Pero también es cierto que para que los equipos estén disponibles,

el mantenimiento preventivo jugará un papel importante, dejando de ese

131

Page 132: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

modo, la posibilidad de fallas debidas principalmente a factores externos y es

donde el mantenimiento correctivo deberá jugar su papel. Para el buen

desempeño de estos mantenimientos, el personal deberá comportarse con

seguridad, orden y disciplina necesarios, y es donde el TPM se aplica. Pero el

mantenimiento no es un proceso estático, es evolutivo y por lo tanto necesita

mejorarse, analizarse y adaptarse a las realidades cambiantes, para esto

hace falta asumir una actitud proactiva propia del denominado

“mantenimiento proactivo”.Los tres mantenimientos mencionados, estarán

entrelazados entre sí, lo que se convertirá en la filosofía de nuestro “Sistema

Integral de Mantenimiento” para redes eléctricas asociadas a motores

eléctricos de alta potencia en la industria petrolera venezolana. En la figura

49, se muestra un esquema de contribución de las filosofías existentes a la

filosofía requerida para esta aplicación.

Figura 49. Filosofía propuesta para el “Sistema Integral de Mantenimiento” a redes

eléctricas asociadas a motores eléctricos de alta potencia en la industria petrolera

venezolana (Fuente: El Autor)

Cada una de las filosofías de mantenimiento involucradas hace un aporte

resaltante en cada una de los apartados del sistema integral de

mantenimiento. En la figura 50, se puede observar lo que se considera debe

132

Page 133: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

ser el aspecto de mayor impacto de cada una de las filosofías de

mantenimiento dentro de la estructura macro del sistema integral.

Figura 50. Aplicación de las diferentes filosofías de mantenimiento dentro del sistema

integral de mantenimiento y sus áreas de influencia principal (Fuente: El Autor)

4.2.2. Aplicación de la filosofía adecuada de mantenimiento a redes eléctricas

asociadas a motores de alta potencia

En la figura 51 se muestran los elementos del proceso de producción

petrolera por inyección de gas a través de plantas compresoras accionadas

por motores eléctricos que estarán mantenidos por el Sistema Integral de

Mantenimiento propuesto.

133

Page 134: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Figura 51. Red eléctrica asociada a motores de alta potencia en el sector petrolero

(Fuente: El Autor)

De la figura anterior, se deduce que la red eléctrica que alimentará a

los motores de alta potencia instalados en las plantas compresoras es un

sistema serie en el cual una falla en: la línea de transmisión en alta tensión,

la subestación de alta tensión, la línea de media tensión o la subestación en

media tensión, puede provocar la parada del motor y por tanto la perdida de

la producción petrolera dependiente de la inyección de gas. Cada una de las

fases de un sistema integral de mantenimiento debe responder a las

necesidades particulares del proceso productivo al que está asociado la red

eléctrica, en este caso la producción petrolera. En las siguientes secciones se

explica con mayor detalle el impacto de cada una de las filosofías de

mantenimiento en las fases propias del sistema integral.

4.3. Planeación del Mantenimiento

De acuerdo con la filosofía del mantenimiento centrado en la

confiabilidad, para planificar eficazmente el mantenimiento se debe

programar el mismo en función de la importancia de la instalación derivada

de las posibles consecuencias operaciones y económicas para la empresa de

una falla en la misma y en función de eso y considerando los tipos de falla

posible garantizar la disponibilidad de los equipos, materiales y reemplazos

134

Page 135: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

requeridos para prevenirla y restaurar el sistema a las condiciones

operacionales deseadas luego de la interrupción.

4.3.1. Pronóstico de la carga de mantenimiento

En el caso de las redes que suministrarán electricidad a los motores

eléctricos que impulsarán lo compresores para inyección de gas a los pozos

petroleros el pronóstico de la carga de mantenimiento debe considerar el

volumen de gas manejado, además de las posibles variaciones derivadas de

factores climáticos, destrezas de los trabajadores, edad del equipo, entre

otros aspectos operacionales. En la tabla 28, se muestra una tabla que

contiene diversos factores de multiplicación que deben emplearse para

incrementar o disminuir la frecuencia de los mantenimientos a la red

eléctrica asociada a una determinada planta compresora de acuerdo a su

manejo de gas, y el estado del equipo eléctrico correspondiente.

Por otro lado, en las tablas que se muestran en la figura 52 están las

frecuencias de mantenimiento normalmente aplicadas a diversos elementos

de la red eléctrica y cuales son los aspectos que deben monitorearse en cada

uno de ellos en función de sus correspondientes modos de falla y diagnóstico

del equipo a través de su condición.

Tabla 28. Modificación de la frecuencia de mantenimientos de acuerdo a la condición del

equipo y la importancia de la planta asociada a la red eléctrica (Fuente: El Autor)

POBRE PROMEDIO BUENA

3 a 10 BAJO 1.0 2.0 2.5

10 a 20 MEDIO 0.50 1.0 1.5

20 a 30 ALTO 0.25 0.50 0.75

NIVEL DE CONFIABILIDAD

REQUERIDO

MMPCED ASOCIADOS A LA PLANTA

COMPRESORA

MODIFICACION A LA FRECUENCIA DE MANTENIMIENTO DE ACUERDO A LA CONFIABILIDAD REQUERIDA Y LA CONDICION DE LA RED ELÉCTRICA

CONFIABILIDAD INTRINSECA DEL EQUIPO BASADA EN SU CONDICION

135

Page 136: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Figura 52. Frecuencias de mantenimiento típicas de algunos de los elementos más

importantes de una red (Fuente:www.elprisma.com)

4.3.2. Métodos de prevención de fallas

En el apartado anterior se estableció que para determinar la frecuencia

de mantenimiento pertinente a una red eléctrica asociada a una planta

compresora se debe considerar el volumen de gas manejado por la misma,

su consecuente producción petrolera asociada y el estado o condición de los

equipos eléctricos. La filosofía de mantenimiento basado en la confiabilidad

establece que para la prevención de fallas es necesario el mantenimiento

predictivo y/o por condición y la restauración oportuna de las condiciones

normales de operación previo a una falla que origine una interrupción en el

servicio eléctrico. En esta parte se describen los rasgos más importantes del

mantenimiento por condición aplicado a redes eléctricas.

136

Page 137: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

4.3.3. Mantenimiento por Condición, o Mantenimiento Predictivo, aplicado a

elementos del sistema eléctrico

Las técnicas de diagnosis aplicadas durante el mantenimiento predictivo

programado tienen la finalidad de revelar el estado de los equipos de una

determinada red eléctrica, para poder anticiparse a las fallas y averías; si el

diagnóstico revela un estado pobre o menor que el admisible a mediano plazo,

será necesario programar una intervención o mantenimiento correctivo

oportuno. A continuación, se describen algunas de las técnicas más conocidas

de Mantenimiento por Condición o Predictivo para algunos de los elementos

más importantes del sistema eléctrico.

Termografía.

Esta técnica permite detectar, sin contacto físico con el elemento bajo

análisis, cualquier falla que se manifieste en un cambio de la temperatura

sobre la base de medir los niveles de radiación dentro del espectro infrarrojo.

En general, una falla electromecánica antes de producirse se manifiesta

generando e intercambiando calor. Este calor se traduce habitualmente en

una elevación de temperatura que puede ser súbita, pero, por lo general y

dependiendo del objeto, la temperatura comienza a manifestar pequeñas

variaciones.

Si es posible detectar, comparar y determinar dicha variación, entonces

se pueden detectar fallas que comienzan a gestarse y que pueden producir

en el futuro cercano, o a mediano plazo, una parada de la planta asociada a

la red eléctrica o un siniestro afectando personas e instalaciones. Esto

permite la reducción de los tiempos de parada al minimizar la probabilidad

interrupciones imprevistas, no programadas, gracias a su aporte en cuanto a

la planificación de las reparaciones y del mantenimiento.

La inspección termográfica en sistemas eléctricos tiene como objetivo

detectar componentes defectuosos basándose en la elevación de la

temperatura como consecuencia de un aumento anormal de su resistencia

137

Page 138: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

ohmica. Las causas que originan estos defectos son, entre otras, las

siguientes:

- Conexiones flojas

- Conexiones afectadas por corrosión

- Suciedad en conexiones y/o en contactos

- Degradación de los materiales aislantes

En la figura 53, se muestran algunas termografías de elementos de una

red eléctrica en la que se evidencian sobrecalentamientos de partes. Por otro

lado, la imagen y muestra una cámara termográfica típica utilizada para

mantenimiento predictivo de elementos del sistema eléctrico.

Figura 53. Termografías (Fuente: www.ing.unlp.edu.ar).

138

Page 139: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Figura 54. Cámara termográfica (Fuente: www.ing.unlp.edu.ar)

El mantenimiento predictivo basado en termografía puede ser aplicado

a la mayoría de los elementos de una subestación eléctrica y a líneas aéreas

y cables eléctricos tanto de media como de alta tensión.

Mantenimiento predictivo a transformadores de potencia.

Dentro del mantenimiento predictivo a los transformadores uno de los

aspectos más importantes es el análisis del aceite dieléctrico con la

finalidad de evitar la degradación del papel, puntos calientes, averías

eléctricas y detectar problemas de contaminación. Una acción

correctiva basada en el análisis de la condición del aceite dieléctrico

puede evitar además la generación de descargas parciales / arcos

internos, el efecto corona, sobrecalentamiento del papel y

sobrecalentamiento del aceite. Todo el procedimiento de

mantenimiento y diagnóstico del estado del aceite de un transformador

se basa en las siguientes normas internacionales:

-IEEE Std C57.93-1995 Guide for Installation and Maintenance of

Liquid-Immersed Power Transformers.

-IEEE Std C57.91-1995, IEEE Guide for loading Mineral-Oil Immersed

Transformers Part 5.

139

Page 140: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

-IEEE Std C57.12.90-1999 Standard Test Code for Liquid-Immersed

Distribution, Power, and Regulating Transformers.

-IEEE Std C57.106-2002 IEEE Guide for Acceptance and Maintenance

of Insulating Oil in Equipment.

Para determinar el estado de un transformador se puede utilizar la

información que suministra el aceite a través de un análisis físico-

químico. A continuación, se enumeran los procedimientos para diversas

pruebas y análisis físico-químicos del aceite de los transformadores de

potencia:

-Color ASTM D-1500-04

-Inspección visual ASTM D 1524-04

-Gravedad específica ASTM D 1298-99

-Tensión interfacial ASTM D 971-99

-Rigidez dieléctrica ASTM D 1816-04 / ASTM D 877

-Contenido de Agua ASTM D 1533-05

-Número de neutralización ASTM D 664-04 / ASTM D 974

-Factor de Potencia ASTM D 924-04

-Contenido de Inhibidor ASTM D-4768-03 / D-2668-02

-Grado de Polimerización ASTM D4243-99 (2004)

-Contenido de Furanos ASTM D-5837-99

-Contenido de PCB’s ASTM D-4059-00

En la figura 55 se observa un estimado del tiempo de vida remanente

en un transformador de potencia considerando el contenido de humedad en

su aceite.

140

Page 141: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Humedad* Vida útil remanente (% de la vida de diseño)

100% 1%

50% 2%

25% 4%

*Humedad en el aislamiento sólido

Figura 55. Método de diagnóstico y estimación de la vida útil remanente de un

transformador de potencia de acuerdo a la humedad de su aislamiento.

4.3.4. Planeación de la capacidad de mantenimiento

En esta fase se definen la cantidad de trabajadores requeridos, su

calificación y los equipos que necesitan para efectuar los mantenimientos por

condición o predictivos necesarios de acuerdo al pronóstico de la demanda de

mantenimiento. Se requiere capacitación en termografía y monitoreo de

condición de equipos eléctricos.

4.3.5. Programación del mantenimiento

La programación debe realizarse de acuerdo conjunto entre las

unidades de operaciones. Ingeniería de mantenimiento y oficina de control

del sistema eléctrico.

4.4. Actividades de Organización

La organización de un sistema de mantenimiento a redes eléctricas

incluye lo siguiente:

141

Page 142: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Diseño de los procedimientos de ejecución de las actividades de

mantenimiento correspondientes a cada uno de los elementos de la red

de transmisión eléctrica y subestaciones.

Definición de los tiempos estimados para la ejecución de los

mantenimientos de diversos niveles y a diferentes elementos del

sistema eléctrico.

Administración y gestión organizada de los proyectos para la ejecución

de trabajados de mantenimiento de mayor importancia y

requerimientos de recursos, tiempo y adiestramiento.

4.4.1. Filosofía del Mantenimiento Productivo Total (MPT) aplicada a las

actividades de organización del mantenimiento a redes eléctricas

De acuerdo al MPT, para alcanzar el éxito en la organización y

ejecución del mantenimiento se deben tomar en cuenta los siguientes

aspectos:

Participación en el mantenimiento de todo el personal, desde la alta

gerencia hasta los operarios de planta. Incluir a todos y cada uno de

ellos permite garantizar el éxito del objetivo.

Creación de una cultura corporativa orientada a la obtención de la

máxima eficacia en la producción petrolera a través de la optimización

de la red eléctrica y gestión de los equipos y maquinarias de procesos,

en general. Se trata de llegar a la eficacia global.

Implantación de un sistema de gestión propia de todas las

instalaciones eléctricas tal que se facilite la eliminación de las pérdidas

antes de que se produzcan y se consigan los objetivos.

Implantación del mantenimiento predictivo como medio básico para

alcanzar el objetivo de mínima producción diferida mediante

actividades integradas en pequeños grupos de trabajo y apoyado en el

soporte que proporciona el mantenimiento autónomo.

En lo concerniente a cada elemento de las actividades de organización,

se puede decir lo siguiente:

142

Page 143: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

4.4.2. Diseño de los procedimientos

Los procedimientos de mantenimiento deberán ser discutidos entre el

personal de operaciones eléctricas, el personal de producción petrolera y el

de Ingeniería de mantenimiento de la gerencia de Servicios Eléctricos

generando compromisos compartidos y una disposición general proactiva

hacia la actividad de mantenimiento. Para garantizar esto, las cuadrillas de

mantenimiento deben tener un nivel de autonomía alto derivado de un

conocimiento certificado y avalado por cursos de formación pertinentes a sus

ocupaciones.

Dentro de los procedimientos se debe fortalecer las capacidades de

mantenimiento autónomo de las instalaciones eléctricas asociadas

directamente a las plantas compresoras. Comprende la participación activa

por parte de los operarios en el proceso de prevención a los efectos de evitar

fallas y deterioros en los equipos.

Una característica básica del TPM es que son los propios operarios de

producción quienes llevan a término el mantenimiento autónomo, también

denominado mantenimiento de primer nivel. Algunas de las tareas

fundamentales son: limpieza, inspección visual, monitoreo de parámetros y

ajustes. A continuación, en la figura 56, se muestra un esquema de

aplicación del mantenimiento autónomo a la red eléctrica asociada a los

motores eléctricos de las plantas compresoras.

143

Page 144: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Figura 56. Esquema de aplicación del mantenimiento autónomo (Fuente: El Autor)

4.4.3. Definición de los tiempos estimados

Los tiempos estimados para la ejecución de los mantenimientos

deberán ser estimados teniendo presente la eficiencia global del sistema de

mantenimiento a la red eléctrica. Cada empresa tendrá criterios particulares

para la estimación de los tiempos de acuerdo a sus recursos, capacitación de

personal y cantidad de trabajadores disponibles. Sin embargo, de acuerdo a

la filosofía de Mantenimiento Productivo Total, se debe tener presente que la

eficiencia global del sistema debe responder a ciertas premisas, que nuestro

caso particular son las siguientes:

De acuerdo a la norma PDVSA n-201, se tiene que la disponibilidad de

la un red eléctrica asociada al sector petrolero debe ser igual o superior

al 99,97%.

El sistema eléctrico asociado a cualquier instalación petrolera debe ser

redundante de manera que cualquier equipo puede ser sometido a

mantenimiento y salir de servicios sin que se vea afectada la

continuidad del servicio. Se estima que cada elemento en esta

144

Page 145: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

condición, de acuerdo a la filosofía de MPT, debe tener una

disponibilidad operativa del 90%.

Todos los equipos deben operar con una eficiencia superior al 95%.

Esto es, las líneas y cables de transmisión, así como los

transformadores de potencia deben provocar pérdidas energéticas, en

forma global, siempre inferiores al 5%.

En la tabla 29, se muestra de forma esquemática todo lo explicado en

los párrafos anteriores concerniente a la aplicación de la filosofía de MPT a

las redes eléctricas asociadas a motores eléctricos de alta potencia en la

industria petrolera venezolana.

Tabla 29. Eficiencia total mínima de acuerdo a MPT.

Disponibilidad de la red eléctrica asociada a la

Planta Compresora99,97%

Minima Disponibilidad de cada elemento objeto de

mantenimiento, en el sistema eléctrico

90,00%

Eficiencia de los equipos eléctricos

95,00%

Eficiencia Total Minima 85,47%

4.4.4. Control y auditoria del mantenimiento

El control y auditoria del mantenimiento debe tener como premisa

fundamental la corresponsabilidad entre operadores, mantenedores e

ingeniería de mantenimiento. En todo caso, lo más importante es recopilar

toda la experiencia que se haya acumulado acerca del desempeño de los

elementos de la red eléctrica instalados, para aplicarla en el momento de

adquirir y/o fabricar nuevos equipos, en pos de mejorar su mantenibilidad;

teniendo en cuenta disminuir el tiempo en mantenimiento con mejores

accesos, mayor confiabilidad, facilidad y seguridad para el trabajo sobre el

equipo, etc., apuntando a reducir el tiempo que el equipo se encuentra

detenido y sin producir ingresos para PDVSA.

145

Page 146: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

146

Este proceso debe estar regido por la proactividad y el mantenimiento

proactivo. Es decir, deben revisarse continuamente los procedimientos.

Page 147: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

CONCLUSIONES

Los Índices de Confiabilidad de la red eléctrica actual del sector petrolero

nacional en el occidente del país presentan valores que, en la mayoría de

los casos, son superiores a lo esperado según la norma IEEE 493-1997.

Los Índices de Confiabilidad de los cables submarinos evidencian que los

mismos únicamente presentan fallas debidas a daños mecánicos

producidos por terceros. Por lo tanto, en caso de ser aplicados para

alimentación en media y alta tensión de las instalaciones en el Lago de

Maracaibo, los niveles de confiabilidad podrían incrementarse si se toman

medidas adecuadas de señalización para prevenir estos accidentes.

En la mayoría de los casos, los tiempos para reparar los equipos eléctricos

en la industria petrolera nacional son mejores que los esperados de

acuerdo a la norma. Sin embargo, la disponibilidad general de la red

durante el año es inferior a la esperada y requerida por la norma IEEE

493-1997.

Los planes de mantenimiento vigentes para las redes eléctricas, asociadas

al sector petrolero en el occidente del país, no han tenido impacto en la

reducción de los índices de falla y el incremento en la confiabilidad, debido

a que los mismos no están adaptados a su contexto operacional y dejan

de lado aspectos esenciales de los diferentes equipos eléctricos

componentes de la red.

El Mantenimiento Preventivo Programado, que no está contextualizado en

la realidad operacional de cada una de las instalaciones eléctricas, no

produce resultados positivos en ninguno de los casos estudiados.

Las líneas eléctricas del sector petrolero presentan índices de falla

superiores a los esperados de acuerdo a la norma, debido a la alta

incidencia de descargas atmosféricas, que no ha sido considerada en sus

programas de mantenimiento. En este sentido, se observa una

consecuencia palpable de las negativas consecuencias que tiene la

147

Page 148: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

Se requiere el cambio del sistema de mantenimiento vigente por uno

integrado y consustanciado con la realidad operacional y productiva del

sector petrolero.

Un Sistema Integral de Mantenimiento debe estar compuesto por las fases

de Planeación, Control y Organización, de acuerdo al contexto operacional

del sistema eléctrico al cual pertenece.

La frecuencia de los mantenimientos a las redes eléctricas asociadas a

motores de alta potencia, para compresión de gas, debe estar en función

de la importancia de cada una de las plantas y del volumen de producción

asociada a las mismas.

La filosofía de Mantenimiento Productivo Total (MPT) es la más adecuada

para las fases de Organización y Control del Mantenimiento de redes

eléctricas asociadas a motores de alta potencia en la industria petrolera.

La filosofía de Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad (RCM) es la

más adecuada para las fases de Planeación y también de Organización del

Mantenimiento de redes eléctricas asociadas a motores de alta potencia

en la industria petrolera.

Un Sistema Integral de Mantenimiento efectivo en el sustento de la

confiabilidad de las redes eléctricas asociadas a motores de alta potencia

en la industria petrolera, debe comprometer a los operadores y

mantenedores en la gestión y ejecución de los mantenimientos rutinarios.

Las filosofías de Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad y Productivo

Total pueden actuar, de forma sinérgica, en la consecución de elevados

niveles de confiabilidad en las redes eléctricas asociadas a motores de alta

potencia en la industria petrolera, como parte de una filosofía general de

Mantenimiento Proactivo.

En la fase de diseño debe considerarse el desempeño de las instalaciones

existentes y sus índices de falla, con la finalidad de requerir los equipos

148

Page 149: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

149

Las tecnologías libres de mantenimiento son las más adecuadas para las

redes eléctricas en el sector petrolero y son compatibles con las filosofías

de Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad y Productivo Total.

Page 150: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

RECOMENDACIONES

Utilizar las tecnologías propuestas en este trabajo como un estándar en el

diseño de las nuevas redes eléctricas asociadas a motores de alta

potencia en la industria petrolera. Esto con la finalidad de uniformizar

procedimientos de mantenimiento, materiales, repuestos y formación

técnica del personal de mantenimiento y operación.

Integrar pequeños equipos de seguimiento y ejecución de los

mantenimientos, que estén altamente capacitados y vinculados al proceso

de producción petrolera.

Invertir alrededor de un 8% del presupuesto total de la gerencia

encargada del mantenimiento del sistema eléctrico petrolero en gastos de

formación técnica continua, para la optimización de las prácticas de

mantenimiento.

Implantar el Sistema Integral de Mantenimiento, a las redes eléctricas

asociadas a motores de alta potencia en la industria petrolera, con bases

en esta propuesta, considerando la sinergia entre las filosofías de

Mantenimiento Productivo Total y Mantenimiento Centrado en la

confiabilidad.

Crear grupos de trabajo para ejecución del mantenimiento eléctrico

autónomo en cada una de las plantas compresoras en las cuales se

instalarán los motores eléctricos en sustitución de las turbinas instaladas.

150

Page 151: Lopez Gonzalez Alejandro Esteban Tesis Mantenimiento

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