DISEÑO DEL PLAN DE MANTENIMIENTO DE EQUIPOS DE POTENCIA DE...

República Bolivariana de Venezuela

Universidad Rafael Urdaneta

Facultad de Ingeniería

Escuela de Eléctrica

DISEÑO DEL PLAN DE MANTENIMIENTO DE EQUIPOS DE POTENCIA DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE LA

EMPRESA ENELVEN

Trabajo Especial de Grado para optar al Título de

Ingeniero Electricista

Presentado por:

Br. Reyes García, Carlos Román

C.I. 16.296.054

Br. Chirinos Guerrero, Johan Alberto

C.I. 15.981.593

Maracaibo, Abril 2006

DERECHOS RESERVADOS

República Bolivariana de Venezuela

Universidad Rafael Urdaneta

Facultad de Ingeniería

Escuela de Eléctrica


EMPRESA ENELVEN

Trabajo Especial de Grado para optar al Título de

Ingeniero Electricista

Presentado por: Tutor Académico:

Ing. Luis Pirela

Br. Chirinos Guerrero, Johan Alberto C.I.8.502.007

C.I. 15.981.593 Tutor Industrial:

Br. Reyes Garcia, Carlos Roman Ing. Isrrael Izarra

C.I. 16.296.054 C.I. 13.781.025


DERECHOS RESERVADOS


EMPRESA ENELVEN

Presentado por:

_________________________ _________________________

Br. Chirinos Guerrero, Johan Alberto Br. Reyes Garcia, Carlos Roman

C.I. 15.981.593 C.I. 16.296.054

Tutor Académico: Tutor Industrial:

________________________ ________________________

Ing. Luis Pirela Ing. Isrrael Izarra

C.I.8.502.007 C.I. 13.781.025

DERECHOS RESERVADOS

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ACEPTACIÓN

Este jurado aprueba el Trabajo Especial de Grado titulado: “DISEÑO DEL PLAN DE MANTENIMIENTO DE EQUIPOS DE POTENCIA DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE LA EMPRESA ENELVEN.” presentado por los bachilleres

Reyes Garcia, Carlos Roman; titular de la cédula de identidad N° 16.296.054 y

Chirinos Guerrero, Johan Alberto; titular de la cédula de identidad N° 15.981.593,

en cumplimiento de los requisitos señalados, para optar al titulo de “INGENIERO ELECTRICISTA”


_________________________ _________________________

Msc. Rosa Zamora Ing. Vitaliano Giannangeli

C.I. 13.737.474 C.I. 9.792.332

Tutor Académico Jurado

_________________________ _________________________

Ing. José Bohórquez Ing. Carlos Urdaneta

C.I. 13.379.454 C.I. 8.985.945

Decano de la Facultad de Director de la Escuela de

Ingeniería Computación

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DEDICATORIA

Quiero muy personalmente dedicarle este trabajo especial de grado, como

también este titulo de Ingeniero Electricista, a las personas más importantes de mi

vida como son, dios por darme salud y vida, mi papá Jorge Antonio de quien me

siento sumamente orgulloso, por ser quien es, y por su fuerza incomparable para

saber llevarnos a mí y a mis hermanos por el camino de un triunfo, que a partir de

hoy comienza para mi, también quiero dedicarle especialmente a mi madre

Xiomara, que aunque no se encuentra físicamente con nosotros, se que su amor

y cariño siempre nos acompaña, y con este Título, estoy cumpliendo uno de sus

sueños mas grandes.

Johan

DERECHOS RESERVADOS

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DEDICATORIA

A DIOS, fuente de la Vida y la Sabiduría, por protegerme y darme la fuerza e

iluminar el sendero de mí vida para que todos mis éxitos se cumplan.

A MI MAMÁ, fuente inagotable de amor y cariño que desde el día en que me

concibió se ha encargado de llevarme de la mano para alcanzar esta meta.

A MI PADRE, ejemplo de constancia y superación en la lucha cotidiana de la vida

y portador de un don especial para dar siempre un buen ejemplo.

A MIS HERMANOS, grata compañía, unas personas excepcionales con la cuales

se puede contar tanto en los chistes como en las lágrimas,

A MIS FAMILIARES, grandes personas que siempre confiaron en que yo

alcanzaría ésta meta y me motivaron con sus palabras.

Carlos Roman

DERECHOS RESERVADOS

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AGRADECIMIENTO

Antes de todo a Dios, ya que a través de él todos los sueños son posibles.

A mis padres y hermanos por brindarme todo el amor y apoyo, para lograr esta

meta.

A mis Abuelos, tíos y primos, por siempre estar allí en los momentos más

difíciles, sin importar los sacrificios que fuesen necesarios.

A la Gerencia de ENELVEN por permitirme realizar este trabajo especial de

grado, y también quiero agradecer a todo personal de esta empresa que labora

en Centro de control caujuarito, especialmente al personal de la Gerencia de

operación y mantenimiento de transmisión por todo su apoyo y apreció que

tuvieron para mi persona.

A la PROFESORA NANCY MORA, por ser la profesora que me ayudo, apoyo y

que estuvo presente durante un largo período de mi carrera.

AL PROFESOR LARGO, por su gran ayuda durante todas las etapas de mi

carrera en la institución.

A CARLOS, por ser un gran apoyo durante todo este tiempo en que se realizo

este trabajo especial de grado y ser mi compañero de estudio durante la mayor

parte de mi carrera. Gracias por brindarme tu amistad incondicional.

A mis amigos y compañeros, que juntos pudimos terminar satisfactoriamente

nuestras carreras, y también a las personas, que muy dedicadamente de dieron

su ayuda para desarrollar este trabajo especial.

Johan

DERECHOS RESERVADOS

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AGRADECIMIENTO

A DIOS, por iluminarme y guiar mis pasos por el camino correcto para alcanzar

mis metas y objetivos.

A MIS PADRES, por darme la vida y su cariño, regaños, gritos, peleas y aliento

que me dieron durante esta fase de mi vida. Ustedes son los mejores padres del

mundo...los quiero demasiado. Este triunfo también es suyo...

A MIS HERMANOS (DANIEL Y CAROLA), por ser las únicas personas en este

mundo que saben como sacarme la piedra de una manera fácil. Gracias por

enseñarme a ser tolerante...

A la UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA, por ser mi casa de estudio y darme la

oportunidad de demostrar todos mis conocimientos y aptitudes.

A la PROFESORA NANCY MORA , por ser las única profesora que siempre

encontraba una explicación lógica a las situaciones de la vida y que estuvo

presente durante un largo período de mi carrera.

AL PROFESOR LARGO, por su gran ayuda durante todas las etapas de mi

carrera en la institución.

AL LUIS PIRELA, ISRRAEL, MARCOS, GUILLERMO, ALENIO, LINO, CARLA MONTERO Y A TODO EL PERSONAL DE GOM-T , de ENELVEN, por brindarme

esta gran oportunidad de poder realizar esta investigación junto a ustedes y llegar

a conocerlos.

DERECHOS RESERVADOS

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A DANIELA Y EULISE, por acompañarme durante esta travesía de esta etapa de

mi vida y por siempre estar ahí ofreciendo su amistad incondicional. Aunque a la

final se graduaron antes y se empataron ...

A JOHAN, por soportarme durante todo este tiempo y ser mi compañero de

estudio durante la mayor parte de mi carrera. Gracias por brindarme tu amistad

incondicional.

A ERIKA, DANNY, FABIOLA, JOSE, DANIEL, GUILLE Y ANDRES, por

brindarme una amistad incondicional.

A MIS FAMILIARES, Por siempre estar conmigo ahí cuando los necesite.

A todas aquellas personas que contribuyeron a lograr esta meta y en este

momento se escapan de mi mente, pero que siempre estarán en mi corazón.

Gracias...

Carlos Roman

DERECHOS RESERVADOS

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Reyes, Carlos, Chirinos, Johan. “DISEÑO DEL PLAN DE MANTENIMIENTO DE EQUIPOS DE POTENCIA DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE LA EMPRESA ENELVEN” Universidad Rafael Urdaneta. Facultad de Ingeniería. Escuela de Ingeniería Eléctrica. Trabajo Especial de Grado para Optar al Titulo de Ingeniero Electricista. Maracaibo, Enero 2006.

RESUMEN Esta investigación tuvo como objetivo la diseñar el plan de mantenimiento de equipos de potencia de subestaciones eléctricas de la empresa enelven, el cual fue elaborado en el departamento de la gerencia de operación y mantenimiento de transmisión, en el centro de control Caujarito, con el fin de lograr aumentar la disponibilidad y confiabilidad de sus activos. Para ello, se aplico un análisis de criticidad, sé jerarquizaron las subestaciones que componen el sistema de la empresa ENELVEN con la finalidad de poder determinar cual de ellos es él mas crítico. Luego de estudiarse las diversas técnicas. Se tomo como base primordial la técnica de Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad, como herramienta base de la metodología del Mejoramiento de la Confiabilidad Operacional al sistema determinado como más Critico. Se estructuraron los nuevos planes de Mantenimiento de la subestación Tarabas. Como resultado de la investigación se obtuvo que los equipos de la subestación Tarabas, específicamente los transformadores se encuentran en buenas condiciones operativas, así como se les determino el plan de mantenimiento a aplicar a estos equipos, el cual fue desarrollado con la aplicación de la técnica se conformó un equipo multidisciplinario de trabajo, el cual concluyó que el sistema en estudio es de alto riesgo y baja confiabilidad, por lo cual le atribuye tareas especiales. Finalmente se conformaron los nuevos planes de Mantenimiento para los interruptores y transformadores de la subestación Tarabas.

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ÍNDICE GENERAL

ACEPTACIÓN.................................................................................................... 5

DEDICATORIA .................................................................................................. 6

RESUMEN ....................................................................................................... 11

INTRODUCCIÓN ............................................................................................. 16

CAPITULO I: EL PROBLEMA......................................................................... 19

1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ..................................................... 19

1.2 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN ..................................... 22

1.2.1 OBJETIVO GENERAL ..................................................................... 22

1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS............................................................ 22

1.3 JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN............................................. 23

1.4 DELIMITACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN .............................................. 24

CAPITULO II MARCO TEÓRICO .................................................................... 27

2.1 ANTECEDENTES................................................................................... 27

2.2 RESEÑA HISTÓRICA DE ENELVEN ..................................................... 29

2.3 BASES TEÓRICAS................................................................................. 34

2.3.1 EQUIPOS DE POTENCIA DE SUB-ESTACIONES ELÉCTRICAS: 34

2.3.1.1 TRANSFORMADOR DE POTENCIA: ...................................... 34

2.3.1.2 INTERRUPTORES: .................................................................. 37

2.3.1.3 TRANSFORMADOR DE CORRIENTE:.................................... 38

2.3.1.4 TRANSFORMADOR DE TENSIÓN O POTENCIAL: ................ 38

2.3.1.5 TRANSFORMADOR DE SERVICIOS AUXILIARES: ............... 39

2.3.1.6 SECCIONADOR: ...................................................................... 39

2.3.2 EVOLUCIÓN DEL MANTENIMIENTO............................................. 39

2.3.3 MANTENIMIENTO........................................................................... 41

2.3.3.1 OBJETIVOS DEL MANTENIMIENTO....................................... 42

2.3.3.2 TIPOS DE MANTENIMIENTO.................................................. 44

a. Mantenimiento Preventivo ............................................................... 44

b. Mantenimiento Predictivo................................................................. 45

c. Mantenimiento Correctivo ................................................................ 45

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13

2.3.3.3 PROGRAMAS DE MANTENIMIENTO ..................................... 46

2.3.3.4 SISTEMAS DE MANTENIMIENTO........................................... 47

a. Planeación.................................................................................... 47

b. Obtención De Información............................................................ 47

b.1 Documentación del Fabricante Y/O Proveedor......................... 48

b.2 Rutinas de mantenimiento para equipos de potencia según

fabricantes........................................................................................... 49

b.2.1 Transformadores de potencia ................................................... 49

b.2.2 Interruptores de potencia .......................................................... 50

2.3.3.5 NORMAS INTERNACIONALES ............................................... 52

a. Transformadores de potencia ................................................ 53

b. Interruptores de potencia ....................................................... 57

2.3.3.6 PROGRAMA ESPECÍFICO DE MANTENIMIENTO. ................ 66

a. Especificaciones de Los Trabajos. ......................................... 67

b. Programación......................................................................... 67

2.3.3.7 COSTOS DE MANTENIMIENTO.............................................. 68

a. Elementos de Los Costos. ..................................................... 68

b. Clasificación de los Costos de Mantenimiento. ...................... 69

2.3.3.8 ANÁLISIS DE DATA EN OPERACIÓN..................................... 71

a. Técnicas de Predicción Físicas.............................................. 71

2.3.4 CONFIABILIDAD EN EL MANTENIMIENTO ................................... 72

2.3.5 MEJORAMIENTO DE LA CONFIABILIDAD OPERACIONAL (MCO)

81

2.3.6 MANTENIMIENTO CENTRADO EN LA CONFIABILIDAD (MCC)... 82

2.3.7 FILOSOFIA DEL TPM.................................................................... 102

CAPITULO III: MARCO METODOLÓGICO................................................... 113

3.1 TIPO DE INVESTIGACION................................................................... 113

3.2 DISEÑO DE INVESTIGACION ............................................................. 114

3.3 POBLACIÓN Y MUESTRA ................................................................... 114

3.4 TECNICA DE RECOLECCION DE DATOS .......................................... 115

3.4.1 OBSERVACIÓN DIRECTA............................................................ 115

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14

3.4.2 ENCUESTAS ESTRUCTURADAS ................................................ 116

3.4.3 ENTREVISTA NO ESTRUCTURADA............................................ 117

3.4.4 OBSERVACIÓN DOCUMENTAL................................................... 117

3.5 FASES DE LA INVESTIGACIÓN. ......................................................... 118

CAPITULO IV: ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS...................................... 123

4.1 Fase I .................................................................................................... 123

4.2 Fase II ................................................................................................... 127

4.3 Fase III .................................................................................................. 128

CONCLUSIONES .......................................................................................... 184

RECOMENDACIONES .................................................................................. 186

Bibliografía.................................................................................................... 187

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15

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1. Estructuración organizativa actual de la empresa……………………34

Figura 2. Elementos que conforman un Transformador...................................37

Figura 3. Evolución del Mantenimiento…………………………………………...41

Figura 4. Curva de la Bañera………………………………………………………43

Figura 5. Aplicaciones de la Confiabilidad………………………………………..75

Figura 6. Diagrama de Aplicación de Confiabilidad……………………………..76

Figura 7. Medición de Disponibilidad……………………………………………..79

Figura 8. Análisis de la Disponibilidad……………………………………………80

Figura 9. Preguntas básicas del MCC……………………………………………84

Figura 10. Esquema para conducir el MCC……………………………………...85

Figura 11. Intervalo P-F…………………………………………………………….91

Figura 12. Patrones de Fallas……………………………………………………..92

Figura 13. Diagrama de EPS (Entrada-Proceso-Salida) de la subestación

Tarabas……………………………………………………………………………..141

Figura 14. Diagramas Causa- efecto subestación Tarabas………... ………..167

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16

INTRODUCCIÓN

Todas las Empresas y compañías buscan constantemente vías para mejorando

su rendimiento, con el objeto de aumentar su rentabilidad. Para ello, ponen

especial interés en los planes de mantenimiento de sus instalaciones y equipos

mas importantes, buscando diferentes técnicas que le ayuden a optimizar los

costos que involucran el mantenimiento de los mismos. La industria Eléctrica no

puede ser la excepción: es por ello que se ha propuesto adecuar sus instalaciones

y actividades de mantenimiento a un nivel considerado de Clase Mundial, que es

básicamente un nivel de referencia asociado a empresas que han logrado la

excelencia en su gestión corporativa y el reconocimiento internacional en la

calidad y rentabilidad de sus servicios, así como elevados niveles de motivación y

satisfacción de su personal.

El propósito de este estudio es el de diseñar un plan de mantenimiento para

equipos de potencias en subestaciones eléctricas de la empresa ENELVEN,

mediante la aplicación de nuevas técnicas de mantenimiento, que garanticen la

continuidad operacional y la confiabilidad de sus activos. En busca de este fin, la

investigación pretende conseguir la técnica que se adapte mejor a los

requerimientos y necesidades de la empresa, para poder preservar los activos del

sistema específicamente transformadores e interruptores, así como la reducción

de los costos de mantenimiento.

El siguiente trabajo se estructuró dé acuerdo con las normas de Metodología, en

cuatro, de los cuales se realiza una breve reseña del contenido de cada uno de

ellos.

En el primer Capítulo se muestra el planteamiento y formulación del problema, se

establecen los objetivos, la justificación e importancia de la investigación, asi como

la delimitación y alcance de la investigación.

DERECHOS RESERVADOS

17

En el segundo Capítulo, se establecen los antecedentes históricos del problema,

de la investigación y de los problemas de la empresa, explicándose

adicionalmente la terminología utilizada, también se encuentran los fundamentos

teóricos que sustentan la investigación.

En el tercer Capítulo se plasma la metodología utilizada durante la realización de

la investigación.

En el cuarto Capítulo, denominado análisis de resultados, se plantea el análisis e

interpretación de los resultados aportados por el estudio.

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18

_____________________________________

CAPÍTULO I EL PROBLEMA

DERECHOS RESERVADOS

CAPÍTULO I: EL PROBLEMA

19

CAPITULO I: EL PROBLEMA

En éste capítulo se presenta el problema a estudiar en esta investigación,

se realiza la formulación del mismo, los objetivos que se desean alcanzar, la

justificación e importancia así como también la delimitación espacial y temporal.

1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Actualmente la energía eléctrica es uno de los recursos naturales más

importantes; ésta ha venido siendo indispensable para el desarrollo del ser

humano y su entorno, dado que una vez producida y puesta a disposición se

transforma en diversas formas pudiendo brindar: calor, luz, movimiento y todos los

aspectos esenciales para el desarrollo de la misma.

Para su consumo la energía previamente debe pasar por varias etapas, las

que estan conformadas por: la generación que inicia generalmente en plantas

eléctricas, las que se conforman de distintos equipos que transforman los distintos

recursos naturales en energía eléctrica.

Luego de ésta se realiza la etapa de transmisión, que consiste en elevar los

niveles de tensión por medio de transformadores de potencia con el fin de

transportar la energía a largas distancias por medio de interconexiones entre

subestaciones y líneas de transmisión, con las mínimas pérdidas posibles.

Después sigue la etapa de distribución, ésta consiste en transformar la

energía eléctrica a menores niveles de tensión, para este proceso es necesario un

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20

conjunto de subestaciones y redes eléctricas, con el fin de distribuir la potencia al

consumidor.

Como ultima etapa está el proceso de cormecialización, que consiste

principalmente en el suministro y venta de la energía eléctrica a distintos

consumidores.

Según “Luces del Zulia” (2002 pag. 5). La C.A. Energía Eléctrica de

Venezuela (ENELVEN) se encarga del suministro eléctrico de la zona occidental

del lago, específicamente en el Estado Zulia, contando en su sistema con

subestaciones de Generación, Transmisión, Sub.-transmisión y Distribución, con

las que cubre la demanda de esta zona. Cada Subestación Eléctrica, cuenta con

una serie de equipos para el manejo y transporte de la energía eléctrica, éstos son

los equipos de potencia. También se cuenta con un sistema adicional que es el

sistema de protección. Todos los equipos de protección entran en funcionamiento

para mantener en resguardo y con un alto grado de confiabilidad y seguridad al

sistema en sí; por su parte un adecuado estado operativo de cada equipo de

potencia mejora la calidad y eficiencia del servicio.

ENELVEN, es la compañía de suministro eléctrico que se encarga de todo

los procesos de transmisión y distribución de la energía eléctrica. Para llevar a

cabo dicho procesos, está compuesta por unas divisiones como: Gerencia de

Operación y Mantenimiento de Transmisión (GOM-T), Gerencia de Operación y

Mantenimiento de Distribución (GOM-D), Coordinación Técnica (COTEC) y

Planificación operacional y energía (POE).

La Gerencia de Operación y Mantenimiento de Transmisión (GOM-T), se

ocupa de operar y mantener las instalaciones y equipos asociados a la red de

transmisión de energía eléctrica para contribuir al logro de un servicio de alta

calidad.

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21

Para ello la GOM-T esta compuesta por distintas áreas. Estas son: El Área

de Planificación y Programación de Mantenimiento, El Área de Ejecución de

Mantenimiento de Líneas de Transmisión, El Área de Ejecución de Mantenimiento

de Sistemas Protecciones, El Área de Ejecución de Mantenimiento de Equipos de

Potencia. Estas trabajan en conjunto y coordinadamente, con el propósito de llevar

a cabo una ejecución eficiente de los trabajos de mantenimiento.

Toda instalación eléctrica esta conformada por elementos que pueden fallar

o deteriorarse por causas naturales, de envejecimiento y/o debido al uso continúo

del mismo. Es posible que las causas de deterioro o las fallas sean inherentes a

los equipos o bien por consecuencias de factores externos.

Para obtener la máxima confiabilidad de una instalación eléctrica, su

funcionamiento debe ser óptimo. Para lograr esto, es necesario realizar un

proceso de mantenimiento que simplemente viene dado por actividades de

inspección de los equipos eléctricos, reparaciones o reemplazos, que deban ser

necesarios, todo con finalidad de obtener el funcionamiento optimo de los equipos.

Debido al la relevancia de los transformadores e interruptores que representan

para la calidad del servicio y los altos costos para la empresa, se debe velar por

su buen funcionamiento, para mantenerlos operando eficientemente.

Debido a esto las empresa ENELVEN se ha visto en la necesidad de crear

planes de mantenimiento y llevarlos acabo para el mejoramiento de la eficiencia

su sistema de potencia.

Actualmente la empresa ENELVEN realiza estrategias de mantenimiento a

los equipos de potencia basados bajo el criterio de frecuencia de mantenimiento,

por lo que se generan gastos innecesarios en equipos en los cuales no es

primordial realizar mantenimientos, de acuerdo a lo antes mencionado se hace

necesario Diseñar el plan de mantenimiento de equipos de potencia de

DERECHOS RESERVADOS


22

Subestaciones eléctricas de la empresa ENELVEN que tome en cuenta otros

criterios a ser investigados en el mercado.

FORMULACIÓN DEL PROBLEMA

Esta investigación tiene como objeto “Diseñar el plan de mantenimiento de

equipos de potencia de Subestaciones eléctricas de la empresa ENELVEN”.

1.2 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN

1.2.1 OBJETIVO GENERAL

Diseñar el plan de mantenimiento de equipos de potencia de sub-

estaciones eléctricas de la empresa ENELVEN

1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Determinar los aspectos técnicos, teóricos y operativos para el diseño del

plan de mantenimiento de equipos de potencias.

• Describir el estado actual del plan de mantenimiento los equipos de

potencia en las subestaciones eléctricas de la empresa ENELVEN.

• Elaborar el diseño del plan de mantenimiento de equipos de potencias.

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23

1.3 JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN

Actualmente la Empresa ENELVEN mantiene un plan de manteniendo que

esta basado en la frecuencia, esto quiere decir que los equipos son intervenidos

de una manera cíclica en un tiempo determinado, por lo cual este plan de

mantenimiento no contempla la necesidad de intervenir los quipos que tienen

prioridad, si no que se le realiza el mantenimiento a todos los equipos así estos

no lo requieran, por lo cual se generan múltiples gastos, aumenta el numero de

interrupciones en el servicio, para dicha empresa

Los beneficios que genera la implementación de un adecuado plan de

mantenimiento son múltiples: disminuye los costos de reparación y los costo de

paradas imprevistas de estos, la disponibilidad de los equipos aumenta, la

inversión en hora hombre es menor, los riegos de accidente bajan, las

interrupciones en el servicio son menores, la mejora en la confiabilidad del servicio

eléctrico. Por ello las empresas eléctricas están en la necesidad de establecer

planes de mantenimientos adecuados y efectivos, para el desarrollo de dichas

actividades en las empresas.

La idea general de mantenimiento esta cambiando. Los cambios son debido

a un aumento de la mecanización, mayor complejidad de los equipos, nuevas

técnicas de mantenimiento y un nuevo enfoque de la organización y de la

responsabilidad del mismo.

Razones como estas sustentan la necesidad de implementación de un Plan

de mantenimiento en los equipos de potencia de las subestaciones de la empresa

ENELVEN con el fin de reducir los costos, el plan de mantenimiento de

“transformadores e Interruptores de potencia”, debido a esto es necesario

realizarse la revisión de los criterios actuales con los que se elaboraron los planes

de mantenimiento utilizados por la empresa hoy en día.

DERECHOS RESERVADOS


24

1.4 DELIMITACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN

La presente investigación se realizará en la empresa ENELVEN,

específicamente en la Gerencia de Operación y Mantenimiento de Transmisión, en

el área de mantenimiento de equipos de potencia en el centro de control

caujuarito.

Dicha investigación se llevará a cabo en un lapso comprendido desde

Marzo de 2005 hasta Enero del 2006, en la ciudad de Maracaibo, Estado Zulia.

DERECHOS RESERVADOS

25

_____________________________________

CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO

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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO

27

CAPITULO II MARCO TEÓRICO

En el presente capítulo se presenta el marco teórico, el cual se basa en la

teoría que sustenta la investigación y a su vez permite conocer y definir los

elementos básicos de la misma.

2.1 ANTECEDENTES

Entre las investigaciones realizadas anteriormente y que contienen relación

con el objeto de estudio de esta investigación se puede mencionar:

LOPEZ AULAR, Jesús Arcadio; SEGOVIA GUERRA, Eddy José. “Diseño de protocolos de mantenimiento para equipos de protección y potencia de subestaciones electricas de eneldis, basados en las normas iso 9000 y procedimiento de análisis de riesgos de trabajo (art).”.La cual fue realizada en

la Escuela de Ingeniería Eléctrica Universidad Rafael Urdaneta, Septiembre 2001

Los protocolos de mantenimiento preventivo para equipos de protección y

potencia de subestaciones eléctricas de ENELDIS, tienen como objetivo describir

en forma secuencial las actividades de mantenimiento propias de cada equipo,

para efectuarlas con una calidad esperada éstas fueron diseñadas bajo la

aplicación de un estándar de calidad como lo es la norma ISO9000 y la norma

COVENIN-ISO9000, a fin de obtener una labor apegada a un modelo de calidad.

En el aspecto técnico de las labores de mantenimiento, las mismas fueron

DERECHOS RESERVADOS


28

diseñadas basándose en las recomendaciones del fabricante, la experiencia del

personal técnico que se desempeña en estas actividades, también en normas y

estándares internacionales tales como IEC, ANSI, IEEE, NETA, NEMA, NFPA,

COVENIN, etc.

Elaborado por EGURROLA JIMÉNEZ, Hecbland José; MORA RICO,

Nehomar Jesús. “Elaboración de procedimientos para el mantenimiento preventivo de equipos de potencia y protecciones del sistema de transmisión ENELCO, aplicando técnicas de análisis de riesgo ART y control de calidad, ISO-9000”..Esta fue elaborada en la Escuela de Ingeniería

Eléctrica de La Universidad del Zulia se realizó en 2002 un Trabajo Especial de

Grado titulado

Esta tesis se dedica a elaborar un manual de procedimientos para el

mantenimiento de equipos de potencia y protecciones de subestaciones eléctricas.

Proporciona los pasos para la ejecución de las inspecciones y pruebas de

mantenimiento preventivo (mayor o clase B), en los equipos de potencia y

protecciones que se encuentran ubicados dentro de las subestaciones de alta

tensión de ENELCO. El manual esta fundamentado y desarrollado bajo el estándar

de calidad ISO-9002 y normas internacionales asociadas al campo de la ingeniería

eléctrica además de estar respaldado por el Análisis Riesgo en el Trabajo (ART).

Los resultados de este trabajo permiten realizar las labores de

mantenimiento de los equipos de potencia y protecciones basadas en principios

nacionales e internacionales de calidad y tecnicismo. Las normas aplicadas en

este manual son: la normativa vigente NETA MTS 1993, IEEE, COVENIN, NEMA,

así como la experiencia del personal calificado de la empresa, lo que constituye el

soporte y pilar de este manual. El manual suministra de manera detallada toda la

información requerida para la ejecución de las inspecciones, pruebas y labores del

mantenimiento, como lo son: objetivos, alcance, definiciones y abreviaturas,

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29

normas y referencias, herramientas, equipos y materiales necesarios, control de

registros generados, revisiones del documento, responsabilidades relacionadas,

ejecutor del trabajo, descripción de las actividades y anexos.

El control sobre los registros generados por la aplicación del mantenimiento,

permiten determinar la frecuencia de los mantenimientos, si son realizados

correctamente y el comportamiento de los equipos en el tiempo, teniendo un

control más seguro de su vida útil.

2.2 RESEÑA HISTÓRICA DE ENELVEN

(J. Olier, 2003,) Más de cien años han pasado desde que en Venezuela se

comenzó a utilizar el alumbrado público externo. Se considera que la ciudad de

Maracaibo es la pionera en contar con el servicio eléctrico regular y continuado,

desde el 24 de Octubre de 1888, además de ser la segunda ciudad suramericana

en contar con alumbrado público eléctrico.

Año 1888:

La instalación de la electricidad fue posible gracias a la visión del

comerciante Jaime Felipe Carrillo, empresario venezolano de la época quien tuvo

a su cargo la responsabilidad de realizar las labores de instalación de una planta

cercana a la Plaza Bolívar, para alumbrarla en el acto central del centenario del

natalicio del prócer General Rafael Urdaneta.

Año 1889:

El 4 de Junio de 1889, Carrillo y otros inversionistas registran y fundan la

empresa The Maracaibo Electric Light Co.

Año 1916:

DERECHOS RESERVADOS


30

Para esta época la ciudad contaba con el servicio de electricidad las 24

horas del día. La sede estaba en lo que hoy es la avenida Libertador. The

Maracaibo Electric Light Co. funcionó hasta 1924, cuando inversionistas

canadienses adquirieron sus acciones y la denominaron Venezuela Power

Company.

Período 1926 – 1976:

Se instaló una nueva planta en el sector la Arreaga, conocida hoy como

“Central Termoeléctrica Ramón Laguna”.

Años más tardes, en 1940, todavía bajo la propiedad del consorcio

canadiense, se registra la empresa en Maracaibo y cambia la rozón social a C.A.

Energía Eléctrica de Venezuela.

Con este nombre la empresa comenzó a expandirse hacia el área rural en

la década del setenta y adquiere las plantas ubicadas en las zonas de Perijá y

Colón. Es así como fue ampliando sus áreas de influencia, hasta cubrir toda la

Costa Occidental y Sur del Lago de Maracaibo.

En 1973 se inaugura la “Central Termoeléctrica Rafael Urdaneta”, la

segunda en importancia que posee.

Para 1976, el fondo de Inversiones de Venezuela adquiere las acciones

mayoritarias de ENELVEN, convirtiéndose en empresa del Estado Venezolano.

Con ello se traspasan cincuenta y dos años de experiencia de este nuevo

consorcio a la organización, desde el punto de vista de enseñanza administrativa y

gerencial.

Período 1981 – 1988:

DERECHOS RESERVADOS


31

En 1981 se produce la interconexión de ENELVEN con el Sistema Eléctrico

Nacional (SEN) a través de un cable que pasa por debajo de la plataforma del

Puente sobre el Lago.

La segunda interconexión con el SEN entra en funcionamiento en 1985, con

la línea de 230 KV que une las subestaciones “El Rincón y “Peonías.

El tendido sublacustre permite transportar la electricidad desde El Tablazo,

en la Costa Oriental, hasta la subestación “Peonías” en la Costa Occidental.

El 11 de Marzo de 1987, se instala una línea de 24 KV desde la

subestación “Santa Bárbara” de ENELVEN hasta la subestación “San Carlos” de

CADAFE, para una tercera interconexión.

El primero de Diciembre de 1988, ENELVEN suscribe con CADAFE,

EDELCA y ELECTRICIDAD DE CARACAS el nuevo contrato de interconexión

nacional, incorporando de esta manera la vos y el voto de la empresa a las

discusiones que a nivel nacional se implementen en materia de planificación y

generación del Sistema Interconectado Nacional.

(J. Olier, 2003,)

Año 2001:

A partir del primero de Enero del 2001, ENELVEN se sumerge en un

proceso de transformación integral, debido a factores básicamente económicos

que envuelven la problemática del sistema eléctrico de Venezuela, y que se

resumen a través del mandato de segmentación contenido en el Decreto con

Rango y Fuerza de Ley del Servicio Eléctrico (1999), el cual define la separación

jurídica de las actividades que conforman el suministro de electricidad, buscando

una mayor transparencia en la gestión y regulación de las mismas.

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32

De allí se generó la nueva estructura organizativa de la empresa, resultando

5 unidades estratégicas de negocio y diversificando su servicio en las áreas de

Energía, Telecomunicaciones y Tecnología de Información.

El 3 de Agosto, ENELVEN es adscrita al Ministerio de Energía y Minas

según gaceta Oficial No. 37.253.

Año 2003:

A partir de este año se implementó una de las nuevas tecnologías a través

del Proyecto Compensación en Serie 400 KV para la subestación El Tablazo,

como parte de un plan nacional que tiene como objetivo aumentar la capacidad de

transferencia de Energía Centro Occidente, a través de la instalación de bancos

condensadores en serie en las líneas de 400 KV.

El 24 de Octubre, en el marco de los 115 años de la Corporación y en

presencia del Presidente de la República Hugo Chávez Frías, fue inaugurada la

fase de arranque de la nueva sede Central Termoeléctrica “TERMOZULIA”, con un

aporte de 300 megavatios al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Así mismo, desde el 29 de Diciembre del mismo año, entró en

funcionamiento la nueva plataforma SAP – CCS, estrategia enmarcada en el

Proyecto Enlace para atender la necesidad de cambiar el sistema actual de

interacción con el cliente por uno que integre las diferentes áreas de la

organización.

Entre sus bondades se puede destacar: total consistencia e integridad de

los datos, oportunidad para obtener información gerencial que facilite la toma de

decisiones, mayor integración funcional para una mejor atención y gestión de

clientes, menor tiempo de entrega de información vital, entre otros aspectos.

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33

La Corporación ENELVEN está conformada por cuatro empresas que

desempeñan actividades propias en el sector eléctrico, como lo son: ENELVEN

Generadora (Enelgen), ENELVEN Distribuidora (ENELDIS C.A.), ENELVEN Costa

Oriental (Enelco) y en el área de Telecomunicaciones y Tecnología de Información

(Procedatos).

Sin embargo a partir de la fecha 05/11/2004 en la resolución No. 2209-A la

Junta Administradora aprueba la modificación del esquema organizacional actual

de 5 Empresas (Enelven, Eneldis, Enelgen, Enelco y Procedatos) hacia uno de 3

empresas:

– Enelven, Enelco y Procedatos

• Enelven: Separación basada en Divisiones con enfoque a actividades,

manteniendo la separación contable.

– Generación, Distribución, Comercialización, Centro de Servicios Compartidos, Estrategia y Desarrollo, y Tecnología de Información.

• Este esquema permite estar preparados para cumplir con la Ley actual, así

como con los ajustes que se plantean en la misma.

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34

Figura 1. Estructuración organizativa actual de la empresa

Fuente (Chirinos y Reyes 2005)

2.3 BASES TEÓRICAS

2.3.1 EQUIPOS DE POTENCIA DE SUB-ESTACIONES ELÉCTRICAS:

2.3.1.1 TRANSFORMADOR DE POTENCIA:

Equipo estático con dos o más devanados que, mediante inducción

electromagnética, transforma un sistema de tensión y corriente alterna en otro

CORPORACION ENELVEN

ENELCO ENELVEN PROCEDATOS

AUDITORIA INTERNA

Vicepresidencia Generación

Vicepresidencia Trasmisicion y Distribución

Vicepresidencia Comercial

Vicepresidencia Centro de Servicios

Compartidos

Vicepresidencia Estrategia y Desarrollo

Vicepresidencia Telecomunicacion

es Y tecnología de

Información

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35

sistema den tensión y corriente generalmente de diferentes valores y a la misma

frecuencia con el fin de transmitir la potencia eléctrica.

Se dice que un transformador es de potencia cuando su capacidad nominal

supera los 500 KVA. Normalmente estos transformadores son usados en niveles

de alta tensión (AT), extra alta tensión (EAT) y ultra alta tensión (UAT).

Específicamente dentro de subestaciones que se utilizan para manejar grandes

cantidades de energía.

En principio este equipo es el más importante de las sub-estaciones

eléctricas, ya que el mismo es responsable del cambio de tensión, objetivo

principal de cualquier sub-estación eléctrica. Sin él no tendría razón una sub-

estación.

Elementos que conforman un transformador 1. Bushing de alto voltaje 2. Bushing de bajo voltaje 3. Conservador

4. Relé Buchholz

5. Válvula para filtro de aceite

6. Sello de acero

7. Indicador de nivel de aceite 8. Alivio de presión

9. Relé de presión súbita 10. Terminal BCT

11. Soporte para suspensión de la tapa

12. Selector de toma manual

13. Boca de visita 14. Tanque o cuba

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36

16. Gancho para izado 17. Termómetro 18. Radiador 19. Válvula de radiador

20. Escalera 21. Placa de datos

22. Termómetro 23. Gabinete de control

24. Válvula de drenaje de aceite 25. Base 26. Terminal de puesta a tierra

27. Perno de anclaje 28. Núcleo 29. Soporte extremos 30. Bobinas 31. Placa de presión de bobinas 32. Perno de apriete de bobinas

33. Cambiador de tomas

34. Gancho para izar núcleo y bobinas

35. Seguro de núcleo y bobinas

36. Fijación de parte activa

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37

Figura 2. Elementos que conforman un Transformador

Fuente (Chapman 1997)

2.3.1.2 INTERRUPTORES:

Se puede definir un interruptor o disyuntor como un dispositivo diseñado

para la apertura y cierre de un circuito, por el cual circulan grandes cantidades de

corriente, este puede ser accionado de manera manual o automática.

En la actualidad existen diferentes tipos de interruptores o disyuntores como

son:

- Por su medio de extinción de arco:

• Interruptor de Bajo Volumen de Aceite

• Interruptor de gran Volumen de Aceite

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38

• Interruptor de Hexafloruro de Azufre (SF6)

• Interruptor de botella al vació

• Interruptor de botella en gas SF6

Su función principal es disipar el arco que se forma internamente entre los

contactos al interrumpir las cargas.

- Por su medio de accionamiento:

• Interruptores mecánico

• Interruptores hidráulico

• Interruptores electromecánicos

esto permite el accionamiento mecánico par la apertura de los contactos

Estos interruptores son de gran importancia, ya que es el principal mecanismo

de protección del transformador, con él se puede dejar abrir o cerrar el circuito

cuando existen fallas que provienen de las sub-estaciones eléctricas.

2.3.1.3 TRANSFORMADOR DE CORRIENTE:

Los transformadores de corriente también llamados como instrumentales o de

medición, son utilizados para censar la magnitud de las corrientes, las cuales son

utilizadas como referencia para los equipos de protecciones y los equipos de

medición de las corrientes dentro del sistema.

2.3.1.4 TRANSFORMADOR DE TENSIÓN O POTENCIAL:

Los transformadores de potencial también llamados como instrumentales o de

medición, son utilizados para censar la magnitud de las tensiones, las cuales son

utilizadas como referencia para los equipos de protecciones y las mediciones de

los niveles de tensiones dentro del sistema.

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39

2.3.1.5 TRANSFORMADOR DE SERVICIOS AUXILIARES:

Es un equipo que sirve a los servicios internos de funcionamiento de las

sub-estaciones eléctricas tales como: sala de baterías, alumbrado, etc. Sin el

funcionamiento de éste transformador no pudiera funcionar el gabinete o celda de

protección, no existiría alumbrado de la sub-estación eléctrica y otras funciones

que para su ejecución necesita energía eléctrica.

2.3.1.6 SECCIONADOR:

Aparato mecánico de conexión que aseguran, en posición de abierto una

distancia de seccionamiento que satisface unas condiciones especificadas. Se

puede operar sobre él para abrirlo ó cerrarlo cuando el circuito está libre de carga.

Pueden ser unipolares, tripolares y tripolares deslizante.

Ya definido cada uno de los elementos de potencia, es necesario tomar en

cuenta que el mantenimiento es parte esencial para el buen funcionamiento de

estos. Es por esto que a continuación definiremos lo que es mantenimientos y su

clasificación.

2.3.2 EVOLUCIÓN DEL MANTENIMIENTO

Históricamente el mantenimiento ha evolucionado a través del tiempo,

Moubray (1997), explica en su texto que desde el punto de vista práctico del

mantenimiento, se diferencian enfoques de mejores prácticas aplicadas cada una

en épocas determinadas. Para una mejor comprensión de la evolución y desarrollo

del mantenimiento desde sus inicios y hasta nuestros días, Moubray distingue tres

generaciones a saber: (Ver Figura 1).

La Primera Generación

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40

Cubre el periodo hasta la segunda Guerra Mundial. En esos días la

industria no estaba muy mecanizada, por lo que los periodos de parada no

importaban mucho. La maquinaria era sencilla y en la mayoría de los casos

diseñada para un propósito determinado. Esto hacia que fuera fiable y fácil de

reparar. Como resultado, no se necesitaban sistemas de mantenimiento

complicados, y la necesidad de personal calificado era menor que ahora.

La Segunda Generación.

Durante la Segunda Guerra Mundial las cosas cambiaron drásticamente.

Los tiempos de guerra aumentaron la necesidad de productos de toda clase

mientras que la mano de obra industrial bajó en forma considerable. Esto llevó a la

necesidad de un aumento en la mecanización. Hacia el año 1950 se habían

construido máquinas de todo tipo y cada vez más complejas.

La industria había comenzado a depender de ellas. Al aumentar esta

dependencia, el tiempo improductivo de una máquina se hizo mas patente; esto

llevó a la idea de que las fallas de la maquinaria se podían y debían prevenir, lo

que dió como resultado el nacimiento del concepto del Mantenimiento Preventivo.

En el año 1960, esto se basaba primordialmente de la revisión completa del

material a intervalos fijos.

El costo del mantenimiento comenzó también a elevarse mucho en relación

con los costos de funcionamiento. Como resultado se comenzaron a implantar

sistemas de control y planificación de mantenimiento. Esto ha ayudado a poner el

mantenimiento bajo control y se han establecido ahora como parte del mismo.

La Tercera Generación

Desde mediados de los años setenta (70), el proceso de cambio de la

industria a cobrado incluso velocidades más altas. Los cambios pueden

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41

clasificarse bajo los tipos de nuevas expectativas, nueva investigación y nuevas

técnicas.

Nuevas Expectativas

El crecimiento continuo de la mecanización significa que los periodos

improductivos tienen un efecto más importante en la producción, costo total y

servicio al cliente. Esto se hace mas patente con el movimiento mundial hacia los

sistemas de producción justo a tiempo, en el que los reducidos niveles de stock en

curso hacen que pequeñas averías puedan causar el paro de toda una planta.

Esta consideración está causando fuertes demandas en la función de

mantenimiento.

Figura 3. Evolución del Mantenimiento

Fuente (Chirinos y Reyes 2005)

2.3.3 MANTENIMIENTO

El Centro Internacional de Educación y Desarrollo (CIED), filial de PDVSA

(1995), define al mantenimiento como: "El conjunto de acciones orientadas a

1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000

Primera Generación

•Reparar en Caso de Averías

Segunda Generación

•Mayor disponibilidad en la maquinaria

•Mayor duración de los equipos

• Costos mas bajos

Tercera Generación

• Mayor disponibilidad y mayor fiabilidad

• Mayor seguridad

• Mejor calidad de producción

• No deteriora el medio ambiente

• Mayor duración de los equipos

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42

conservar o restablecer un sistema y/o equipo a su estado normal de operación,

para cumplir un servicio determinado en condiciones económicamente favorable y

de acuerdo a las normas de protección integral."

Para Moubray (1997), el mantenimiento significaba "Acciones dirigidas a

asegurar que todo elemento físico continúe desempeñando las funciones

deseadas".

Por su parte Anzola (1992), lo describe como "Aquél que permite alcanzar

una reducción de los costos totales y mejorar la efectividad de los equipos y

sistemas".

En otras palabras, el objetivo tradicional de mantenimiento es el de

asegurar la máxima disponibilidad de máquinas y equipos para generar los

productos y servicios requeridos, en calidad y oportunidad. Manual de

mantenimiento de instalaciones industriales, Gustavo- Barcelona

2.3.3.1 OBJETIVOS DEL MANTENIMIENTO

La meta general que se persigue con el mantenimiento es la de elevar al

máximo los beneficios derivados de las oportunidades disponibles en el mercado,

y la secundaria corresponde a aspectos técnicos y económicos correspondientes a

la conservación de máquinas y herramientas; ambas, derivan en la contemplación

de aspectos como seguridad, medio ambiente, ahorro de energía, disminución del

tiempo muerto, calidad del servicio a los clientes y máxima disponibilidad de las

instalaciones y equipos. Una medida útil para aproximar el costo del desarrollo del

mantenimiento esta dado por la siguiente expresión:

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43

Donde el Costo de mantenimiento esta dado por el valor en dinero gastado

en las operaciones desarrolladas; y los Activos fijos mantenibles son aquellos

equipos, maquinarias, y construcciones revaluados a precios corrientes y

correspondientemente depreciados. El momento ideal para llevar a cabo puede

ser determinado desde muchos puntos de vista, a los cuales les va a corresponder

un determinado tipo de mantenimiento; teóricamente existe la llamada "curva de

falla"

Figura 4. Curva de la Bañera

Fuente de Moubray (1997)

Para la consecución de estos objetivos generales se deberán alcanzar

metas específicas más concretas que se describen a continuación.

• Máxima productividad.

• Reducción de los costos causados por averías de equipos críticos.

• Aporte de sugerencias de mejora productiva, a través de la experiencia en

intervenciones de las máquinas.

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44

• Reparación en el mínimo tiempo y con la máxima durabilidad.

• Disminución de los paros no programados y realización óptima de las

actividades preventivas programadas.

• Mínimo costo.

• Aprovisionamiento de repuestos de los equipos, con una medida justa entre

la inversión realizada para la adquisición de estos y el costo que ocasiona

la parada por su ausencia.

• Prolongación de la vida de la máquina en sus condiciones originales de

calidad y de rechazo.

• Ahorro energético.

• Aseguramiento del suministro de energía eléctrica, aire comprimido, gas,

etc.

• Mínimo impacto en el medio ambiente.

• Máxima seguridad e higiene.

• Aseguramiento de la integridad de las personas, los equipos y las

instalaciones.

• Garantía de la calidad exigida.

2.3.3.2 TIPOS DE MANTENIMIENTO

Existen tres tipos de mantenimiento. Según las actividades a realizar es

importante mencionar que ninguno es más importante que otro, pero cada tipo

será utilizado según los requerimientos de equipo o de empresa. Manual de

mantenimiento de instalaciones industriales, Gustavo- Barcelona.

a. Mantenimiento Preventivo

Es el mantenimiento efectuado sistemáticamente, con la intención de

mantener una instalación en condiciones específicas y reducir la posibilidad de

desperfectos o la presencia de la falla en los equipos. Es el conjunto de acciones

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45

necesaria para conservar un equipo en buen estado, independientemente de la

aparición de las fallas. Cubre todo el mantenimiento programado que se realiza

con el fin de, Prevenir la ocurrencia de fallas. Se conoce como Mantenimiento

Preventivo Directo o Periódico -FTM (Fixed Time Maintenance) por cuanto sus

actividades están controladas por el tiempo. Se basa en la Confiabilidad de los

Equipos (MTTF) sin considerar las peculiaridades de una instalación dada.

Ejemplos: limpieza, lubricación, recambios programados.

b. Mantenimiento Predictivo

Cuando la falla se presenta de manera progresiva, pueden controlarse

ciertos parámetros físicos que permiten decidir la intervención del equipo antes de

la ocurrencia de la falla. Este tipo de mantenimiento se conoce como de condición

o predictivo ya que busca efectuar la reparación de 3 equipos en el umbral de

ocurrencia de la falla, bajo condiciones programadas, minimizando así los costos

globales de mantenimiento. Este mantenimiento se lleva a cabo usando

herramientas de predicción físicas (ultrasonidos, rayos X, termografía,

vibriometría, análisis espectográficos de lubricantes) o estadísticos (técnicas de

confiabilidad).

c. Mantenimiento Correctivo

Es el conjunto de acciones necesarias para devolver un equipo a

condiciones operativas luego de la aparición de una falla. El mantenimiento

correctivo se puede clasificar de la siguiente manera:

No planificado:

Es el mantenimiento de emergencia (reparación de roturas). Debe efectuarse

con urgencia ya sea por una avería imprevista a reparar lo más pronto posible

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46

o por una condición imperativa que hay que satisfacer (problemas de

seguridad, de contaminación, de aplicación de normas legales, etc.).

Planificado:

Se sabe con antelación qué es lo que debe hacerse, de modo que cuando se

pare el equipo para efectuar la reparación, se disponga del personal, repuestos

y documentos técnicos necesarios para realizarla correctamente.

2.3.3.3 PROGRAMAS DE MANTENIMIENTO

Según PAR Consulting Limited (1997;p89) “ se entiende por programa de

mantenimiento a todas las acciones emprendidas por una disciplina en algún lugar

o sobre un elemento de la planta, a frecuencia dada”. Los programas de

mantenimiento pueden agruparse según su frecuencia en dos clases:

Programas de Baja Frecuencia: por lo general, estos programas no tienen

una frecuencia suficiente para formar parte de una secuencia de acciones

que pueden recordarse fácilmente, por lo que deben ser definidas

detalladamente cada vez que se planifican. Debe emitirse una orden de

trabajo para la persona a cargo de ejecutar esta tarea, y en ella ha de

estipularse lo que debe hacerse, ya sea en su totalidad o por referencia a

otros procedimientos estándar.

Programas de Alta Frecuencia: Estos programas por lo general reúnen

las acciones de mantenimiento a cargo de un operador. Cuando es este el

caso, debe hacerse todo esfuerzo posible por incorporar estas actividades a

una serie de procedimientos operativos que conforman una rutina. Cuando

se realizan tareas técnicamente mas avanzadas a altas frecuencias, la

mejor práctica consiste en suministrar una orden de trabajo o lista de tareas

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47

que pueda ser utilizada para definir la tarea por referencia a estándares e

indicar la acción y el día de ejecución de la misma en un documento.

2.3.3.4 SISTEMAS DE MANTENIMIENTO

El mantenimiento puede ser considerado como un sistema, con un conjunto

de actividades que contribuyen al logro de las metas de producción, al incrementar

las utilidades, minimizar el tiempo muerto de la planta, mejorar la calidad e

incrementar la productividad. (Matalobos, 1998)

Un sistema de mantenimiento puede verse como un modelo sencillo de

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

herramientas, refacciones, equipo, etc., y la salida es un equipo funcionando,

confiable y bien configurado para lograr la operación planeada, a través de ciertas

actividades. (Duffua-Raouf, 2000)

a. Planeación.

La planeación es el proceso mediante el cual se determinan los elementos

necesarios para realizar una tarea, antes del momento en que se inicie el trabajo.

El mantenimiento planeado se refiere al trabajo que se realiza a través del manejo

de registros, previendo y controlando procesos. Incluye todos los tipos de

mantenimiento, y para desarrollarlo se necesitan todos los pasos descritos a

continuación.

b. Obtención De Información.

Sirve para determinar con precisión los trabajos necesarios para mantener

la capacidad de producción. Para conseguirlos, se utilizan los siguientes patrones:

Documentación del Proveedor.

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48

Normas internacionales.

b.1 Documentación del Fabricante Y/O Proveedor

Al adquirir un sistema o equipo debe exigírsele al fabricante la siguiente

información: (Matalobos, 2000) .

Todos los planos y esquemas lógicos del material “como construido”.

Estos planos deben incluir diagramas unifilares, planos de vistas

explotadas, de diagramas funcionales y diagramas de

instrumentación y tubería, según el tipo de instalación. Los

especialistas de mantenimiento deben confirmar la suficiencia de

estos planos y esquemas, cuya complejidad y cantidad dependerá de

la propia complejidad del material.

Información y especificaciones del sistema y sus componentes

principales.

Procedimientos de operación, incluyendo ubicación y función de

todos los controles consumibles requeridos para el mantenimiento.

Requisitos de mantenimiento preventivo, incluyendo frecuencias y

procedimientos de lubricación, inspección, sustitución programada y

otras actividades preventivas.

Ayudas para la solución de fallas, incluyendo esquemas lógicos de

búsqueda de fallas recomendaciones y procedimientos de

reparación.

Especificaciones de confiabilidad, disponibilidad, mantenibilidad,

seguridad, repuestos necesarios y costos esperados de operación

pueden ser requeridos del proveedor en sistemas complejos.

Requerimientos de formación de personal.

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b.2 Rutinas de mantenimiento para equipos de potencia según fabricantes

Estos plantean todas las recomendaciones de los fabricantes en cuanto al

mantenimiento de los equipos de potencia, dividiendo las recomendaciones por

cada uno de los equipos de potencia.

b.2.1 Transformadores de potencia

Los fabricantes recomiendan se le realice un mantenimiento incluya las

siguientes pruebas:

• Pruebas al aceite: Estas pruebas se diseñan para evaluar la capacidad del

aceite de realizar su trabajo. Las pruebas incluyen la humedad en aceite, la

tensión de cara a cara, el número de ácido, el número del color, la

representación visual, la fuerza dieléctrica, la viscosidad, la gravedad

específica, el factor de la potencia en 25C y 100C, inhibidor de la oxidación,

índice de refracción, vierten la punta, y la punta de destello.

• Pruebas cromatografía: Es una técnica que analiza y mide la

composición de un material. Se basa en la interacción selectiva de una

mezcla de proteínas u otras sustancias (en este caso pigmentos) con un

material adsorbente (en este caso el papel filtro). Esta interacción puede

tomar muchas formas como estar basada en carga positiva o negativa, en

hidrofobicidad, afinidad o tamaño. La cromatografía sirve para separar

diferentes compuestos químicos de una mezcla multicomponente que

puede llegar a tener ¡cientos de sustancias diferentes! En este experimento

demostraremos este fenómeno.

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50

• Pruebas físico química: Físico: Apariencia visual. Color Densidad Punto de anilina. Tensión

interfacial. Temperatura de inflamación °C. Temperatura de fluidez

°C. Viscosidad. Índice de viscosidad. Química: Contenido de agua ppm. Cromatografía de gases.

Determinación de PCB´s. Numero de neutralización.

• Resistencia de aislamiento.

• Relación de transformación (TTR).

• Resistencia de los devanados.

• Prueba de disparo y alarmas de temperatura.

• Pruebas de arranque de ventiladores.

b.2.2 Interruptores de potencia

Aquí se presentan las recomendaciones que los fabricantes ofrecen para el

mantenimiento de interruptores de potencia, según el medio de extinción para el

cual fue diseñado. También se hace referencia a las recomendaciones de

mantenimiento de los mecanismos de operación de dichos interruptores.

• Mantenimiento según su medio de extinción

Como se indicó anteriormente, los interruptores se fabrican de cuatro (4)

tipos diferentes según el medio de extinción del arco que se forma al interrumpir

una corriente eléctrica. Con base en esto, se presentan las siguientes

recomendaciones de fabricantes.

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• Interruptores en aceite

- Limpiar los Bushings del interruptor.

- Realizar la prueba de rigidez dieléctrica del aceite.

- Realizar la prueba de factor de Potencia del aislamiento del aceite (al gran

volumen de aceite).

- Realizar la prueba de aislamiento de los contactos.

- Realizar la prueba de resistencia de los contactos.

- Calibrar los contactos según las especificaciones del fabricante.

• Interruptores en SF6




- Realizar las pruebas de punto de rocío y pureza del gas.

- Medir la Resistencia de contacto entre terminales.

• Interruptores en vacío




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52

Rutinas y procedimientos preventivos: Basándose en la información de

requisitos de mantenimiento preventivo suministrada por el proveedor y

respaldándose cuando sea posible en la propia experiencia, los grupos técnicos

de la organizaciones de mantenimiento deben, como una de sus primeras

acciones, desarrollar rutinas y procedimientos de mantenimiento preventivo.

Rutina de mantenimientos preventivos: es un documento único para cada tipo

de equipo donde se indica el conjunto de actividades que deben realizarse de

manera sistemática sobre el equipo, indicando para cada una de ellas, la

periodicidad de su ejecución. Las actividades que tengan una misma frecuencia

pueden colocarse juntas, de manera de formar la guía de los trabajos a realizar

para el personal de ejecución. En la rutina se indicarán además horas de duración,

personal requerido y horas hombres totales necesarias para su ejecución.

Procedimiento de mantenimiento preventivo: es una guía paso a paso de cómo

realizar la actividad, que incluye esquemas y planos cuando es necesario. En el

procedimiento pueden indicarse además herramientas necesarias, materiales y

precauciones de seguridad. En general, cada actividad indicado en la rutina será

objeto de un procedimiento, a menos que no lo justifique por su naturaleza muy

simple. Ambos documentos deben permitir referencias cruzadas.

2.3.3.5 NORMAS INTERNACIONALES

Debido a que las normas nacionales no especifican ningún tipo de

recomendaciones para el mantenimiento de equipos de potencia, acá se plantean

algunas dadas por las normas internacionales.

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53

a. Transformadores de potencia

Para transformadores de potencia se tomaron en cuenta tres normas, la

NETA MTS, la ANSI/IEEE C57.12.00 y la ANSI/IEEE C.57.12.90, las cuales

recomiendan lo siguiente:

• NETA MTS-1993. Maintenance Testing Specification.

Esta norma recomienda lo siguiente para estos equipos:

1) Inspección visual y mecánica

Inspeccionar si hay daños o rajaduras en los conectores y aisladores del

transformador

Verificar el correcto funcionamiento de ventiladores e indicadores.

Verificar el nivel de aceite de los aisladores y de la cuba.

Verificar la puesta a tierra.

2) Pruebas eléctricas

Realizar la prueba de resistencia de aislamiento.

Realizar pruebas de relación de transformación (TTR) en cada posición del

cambiador de tomas.

Realizar la prueba de Factor de potencia en todos los devanados y aisladores.

Realizar prueba de corriente de excitación en cada fase.

Realizar prueba en cada devanado y en cada posición del cambiador de Toma.

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54

Realizar pruebas y ajustes en los controles de ventiladores, bombas y alarmas.

Verificar la puesta a tierra central.

3) Pruebas al aceite

Voltaje de ruptura: ASTM D-877 ó D1816.

Número de Neutralización: ASTM D974.

Gravedad específica: ASTM1298.

Tensión Interfacial: ASTM D971 ó D2285.

Color: ASTM D1500.

Condición visual: ASTM D1524.

Análisis de gases disueltos en el aceite según ANSI/IEE C57.104.

Contenido de Humedad: ASTM D1533.

Total de Gases Combustibles: ANSI/IEEE C57.104 ó ASTM D3284.

Factor de Potencia del aceite: ASTM D924.

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55

Tabla 1 Limites aceptados para pruebas en líquidos aislantes

Prueba ASTM Método de Prueba Valor límite para mantenimiento

Valor típico para líquidos nuevos

Acidez,

Aproximada

D1534-64 o D1902-64

Alguno como el número de Neutralización

Por debajo

Color, ASTM

D1500-64 (1968) (aceites derivados del petróleo) (usado también para

pruebas de mantenimiento de Askarel)

4,0 Máximo (Aceite)

2,0 Máximo (Askarel)

1,0 Máximo (Aceite y Askarel)

Voltaje de ruptura

D877-67 (Electrodos de disco) o

(D1816-67) (VDE Electrodos)

22 kV Mínimo (aceite)

25 kV Mínimo (askarel)

26 kV (aceite)

30 Kv (askarel)

Inspección visual de campo

D971-50 (1968) (Método de la campana) o D2285-68

(Peso de gota)

18 Dinas/cm. Mínimo

35 Dinas/cm.

Mínimo

Tensión interfacial

(sólo para aceites)

D974-54 (1968) o D664-58

0,40 Máximo (Aceite)

0,014 Máximo.

0,04 Máximo

(Aceite)

0,014 Máximo

(Askarel)

Número de neutralización D924-65 (1969)

1.8% Máximo (aceite)

0,5-2,0% (Askarel).

0,1% Máximo

(25°C) (Aceite)

0,2 – 0,5%

(25°C)(Askarel)

NFPA 70B-1.998. Summary of Maintenance Test for Insulating Liquids.

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56

Tabla 2 Clasificación del aceite de transformador en servicio

Prueba Aceite en servicio continuo

Aceite para ser reacondicionado

Aceite para ser regenerado

Aceite para ser desechado

Voltaje de ruptura, D877, kV,

Mínimo

24

23,5

22

17

Número de Neutralización, mg KO por g de Aceite,

Máximo.

0.36

0.4

0.4

0.75

Tensión Interfacial, Dinas por cm,

Mínimo.

21

21

18

16 Factor de

Potencia, 60 Hz, 25°C, %, Máximo.

1

1.2

18

16

Contenido de

humedad, ppm, Máximo.

25

35

60

75

ANSI/IEEE C57.106-1977. Classification of Service-Aged Transformer Oils

Tabla 3 Límites aceptados para aceites en servicio de acuerdo al nivel de tensión

Prueba Hasta

69 Kv

Más de 69 kV y

Hasta 288 kV 325 kV y más

Voltaje de ruptura, D877, kV, Mínimo 25 29 31

Número de Neutralización, mg KO por

g de Aceite, Máximo. 0.39 0.33 0.28

Tensión Interfacial, Dinas por cm, Mínimo. 20.5 21.7 30.7

Factor de Potencia, 60 Hz, 25°C, %, Máximo. 1.0 0.7 0.30

Contenido de humedad, ppm, Máximo. 30 36 15

ANSI/IEEE C57.106-1977. Acceptable Limits for Service-Aged Oil versus Voltage

Class

DERECHOS RESERVADOS


57

• ANSI/IEEE C57.12.00-1993, Standard General Requirements for Liquid- Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformers.

Esta Norma se utilizó para extraer la terminología básica utilizada en los

protocolos de mantenimiento.

• ANSI/IEEE C57.12.90-1993, Standard Test Code for Liquid-Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformers.

Se utilizó para reforzar la información concerniente a las pruebas eléctricas.

b. Interruptores de potencia

Las normas usadas como base para definir el mantenimiento preventivo de

interruptores de potencia en esta investigación fueron la NETA MTS y la

ANSI/IEEE C37.100.

NETA MTS-1993. Maintenance Testing Specification.

Las normas NETA MTS, recomiendan para un mantenimiento preventivo de

interruptores de potencia una inspección visual y mecánica y pruebas eléctricas,

según el tipo de interruptor.

Además en las mismas se indican algunos valores de referencia y el

análisis de algunos de los resultados.

A continuación se presentan estas recomendaciones para cada tipo de

interruptor.

DERECHOS RESERVADOS


58

Interruptores en aceite


a. Inspeccionar por daños físicos el anclaje, la estructura y la puesta a tierra

b. Verificar que las ventilas de extinción estén limpias

c. Realizar todas pruebas de operación mecánica y de alineación de los

contactos.

d. Realizar prueba de alarmas y bloqueo en los mecanismos de operación

neumáticos y/o hidráulicos según las recomendaciones del fabricante.

e. Realizar prueba del tiempo de operación del mecanismo.

Verificar la tensión de los tornillos de fijación a las barras. Usar referencias del

manual del fabricante o de las tablas suministradas en esta norma para el nivel de

torque requerido.

Tabla 4 Valores de torque recomendado para tornillos en conexiones eléctricas de

potencia.

TORQUE (Libra – pie)

MATERIAL

DIÁMETRO (Pulgadas)

SUPERFICIE NO LUBRICADA

SUPERFICIE LUBRICADA

5/16 15 10 3/8 20 14 ½ 40 25 5/8 55 40

Bronce

Silicado ¾ 70 60 5/16 - 8 3/8 - 11 ½ - 20 5/8 - 32

Aleación de Aluminio ¾ - 48

5/16 14 - 3/8 25 - ½ 45 - 5/8 60 -

Acero

Inoxidable ¾ 90 -

DERECHOS RESERVADOS


59

NETA MTS-1.993. Maintenance Testing Specifications


a. Medir la resistencia de los contactos.

b. Tomar una muestra de aceite, para hacer las siguientes pruebas de laboratorio:

- Voltaje de ruptura dieléctrica, según norma ASTM D-877.

- Color, según norma ASTM D-1500.

- Factor de potencia, según norma ASTM D-924. (Opcional)

- Tensión Interfacial, según norma ASTM D-971 o D-2285. (Opcional)

- Condición visual, según norma ASTM D-1524.

c. Realizar la prueba de resistencia de aislamiento de polo a polo, de polo a tierra

y a través de los polos abiertos, a un voltaje mínimo de 2.500 V.

d. Realizar la prueba de resistencia de aislamiento a todo el cableado de control a

1.000 VCD.

e. Realizar pruebas de factor de potencia y factor de disipación en cada polo con

el interruptor abierto y en cada fase con el interruptor cerrado. Determinar el

índice de pérdidas en el tanque.

f. Realizar pruebas de factor de potencia y factor de disipación en cada bushing.

g. Realizar una prueba de alto potencial. (Opcional)

DERECHOS RESERVADOS


60

Tabla 5 Factor de corrección por temperatura para los valores obtenidos en la

prueba de resistencia del aislamiento, realizada sobre equipos de aislamiento

liquido

C °F Factor multiplicador 0 32 0.25 5 41 0.36 10 50 0.50 15 59 0.75 20 68 1.00 25 77 1.40 30 86 1.98 35 95 2.80 40 104 3.95 45 113 5.60 50 122 7.85 55 131 11.20 60 140 15.85 65 149 22.40 70 158 31.75 75 167 44.70 80 176 63.50


3) Referencias y análisis de los resultados

a. El nivel de torque de los tornillos debe estar de acuerdo con la tabla 2.6, a

menos que el fabricante indique otra cosa.

b. Comparar los micro-ohmios o caída de milivoltios obtenidos con los publicados

por el fabricante. En ausencia de los valores de fabricante, compare con polos

adyacentes e interruptores similares. Investigar desviaciones de más del 50%.

c. Comparar los valores de velocidad de operación del mecanismo con los

aceptados por el fabricante y con datos previos del interruptor.

DERECHOS RESERVADOS


61

d. Los resultados de la prueba de aislamiento del aceite deben estar de acuerdo

con los valores de la siguiente tabla.

e. La resistencia de aislamiento del interruptor debe estar de acuerdo con la tabla

2.7

f. la resistencia de aislamiento del cableado de control debe ser como mínimo de

2 megaohmios.

g. Los resultados de la prueba de factor de potencia/factor de disipación deben

estar del 10% de los valores de placa de los bushings.

a. El aislamiento debe soportar el voltaje aplicado en la prueba de alto potencial.

Tabla 6 Valores de referencia para la prueba de resistencia del aislamiento de

interruptores.

Rango de Voltaje del equipo (VAC)

Voltaje mínimo de

prueba (VDC)

Mínima resistencia de

aislamiento recomendada

(Mega-ohmios) 0 - 250 500 50 251 - 600 1.000 100 601 - 5.000 2.500 1.000 5.001 - 15.000 2.500 5.000 5.001 - 25.000 5.000 20.000


Interruptores en SF6


a. Inspeccionar por fracturas en los bushings.

b. Inspeccionar anclaje y la puesta a tierra.

c. Inspeccionar, lubricar y verificar ajustes del mecanismo, según instrucciones

del fabricante.

DERECHOS RESERVADOS


62

d. Inspeccionar y dar servicio al compresor de aire (en los casos en donde

aplique) de acuerdo a las instrucciones del fabricante.

e. Realizar una prueba de fuga del gas según instrucciones del fabricante.

f. Verificar la operación de todas las alarmas y bloqueos por presiones de aire (si

aplica) y gas SF6.

g. Cerrar y abrir lentamente el interruptor detectando posibles ataduras.

h. Realizar prueba del tiempo de operación del mecanismo.

i. Registrar el contador de operaciones, como se encontró y como se dejó.

j. Verificar la tensión de las conexiones y/o cables atornillados para calibrar el

torque de acuerdo a los datos publicados por el fabricante o a las tablas

suministradas por esta norma.


a. Medir la resistencia de los contactos.

b. Realizar la prueba de resistencia de aislamiento de polo a polo, de polo a tierra

y a través de los polos abiertos, a un voltaje mínimo de 2.500 V.

c. Realizar la prueba de resistencia de aislamiento a todo el cableado de control a

1.000 VCD.

No realice esta prueba en cableado conectado a relés de estado sólido. (Opcional)

d. Realizar pruebas de factor de potencia y factor de disipación en el interruptor y

en los bushings. (Opcional)

e. Realizar una prueba de alto potencial de acuerdo a las indicaciones del

fabricante. (Opcional)

f. Realizar prueba de mínimo voltaje de arranque en bobinas de disparo y cierre.

(Opcional)

g. Verificar disparo, cierre, disparo emergente y función anti-bombeo.

h. Disparar el interruptor por operación de cada dispositivo de protección.

DERECHOS RESERVADOS


63




b. Comparar la resistencia de contacto con los valores publicados por el

fabricante o con valores de interruptores similares.

c. Comparar los valores de velocidad de operación del mecanismo con los datos

publicados por el fabricante.

d. La resistencia de aislamiento del cableado de control debe ser como mínimo

de 2 megaohmios.

e. La resistencia de aislamiento del interruptor debe estar de acuerdo con la tabla

2.9

f. Comparar los resultados de la prueba de factor de potencia/factor de disipación

con valores de interruptores similares.

Interruptores en vacío


a. Inspeccionar por daño físico.

b. Inspeccionar el anclaje, estructura y puesta a tierra.

c. Realizar las pruebas de operación mecánica.

d. Medir distancias críticas a cada abertura de contacto según recomendaciones

del fabricante.

e. Verificar que la tensión de conexiones atornilladas estén de acuerdo a los

datos publicados por el fabricante o a las tablas suministradas en esta norma.


a. Realizar prueba de resistencia de contacto.

b. Realizar prueba de velocidad y recorrido del interruptor. (Opcional)

DERECHOS RESERVADOS


64

c. Realizar prueba de mínimo voltaje de arranque de bobinas de disparo y cierre.

(Opcional)

d. Verificar disparo, cierre, disparo emergente y función anti-bombeo.

e. Disparar el interruptor por operación de cada dispositivo de protección.

f. Realizar la prueba de resistencia de aislamiento de polo a polo, de polo a tierra

y a través de los polos abiertos. Usar un voltaje de prueba mínimo de 2.500 V.

g. Realizar prueba de integridad de las botellas de vacío (alto potencial) a través

de cada botella con el interruptor en posición de abierto, en estricta

concordancia con las instrucciones del fabricante. No exceda el máximo voltaje

estipulado en esta prueba. Proveer barreras adecuadas y protección contra

Rayos-X durante esta prueba. No realice esta prueba a menos que los

desplazamientos de los contactos de cada botella esté dentro de la tolerancia

del fabricante.

h. Realizar la prueba de resistencia de aislamiento en todo el cableado de control

a 1.000 VDC.

a. (No realizar la prueba en cableado conectado a relés de estado sólido).

(Opcional)

i. Realizar la prueba de factor de potencia a cada polo con el interruptor abierto y

a cada fase con el interruptor cerrado. (Opcional)

j. Realizar la prueba de factor de potencia a cada bushing. Usar correa

conductiva y procedimiento de collar caliente en caso de que los bushings no

estén equipados con una toma capacitiva. (Opcional)

k. Realizar la prueba de alto potencial de acuerdo con las instrucciones del

fabricante. (Opcional)

DERECHOS RESERVADOS


65




b. Comparar la resistencia de contacto con polos adyacentes e interruptores

similares.

c. Investigar desviaciones de más del 50%. Investigar cualquier valor que exceda

la tolerancia del fabricante.

d. El desplazamiento de los contactos debe estar de acuerdo con el factor

registrado en a placa de características del interruptor o de cada botella de

vacío.

e. El interruptor debe soportar el voltaje aplicado en la prueba de alto potencial.

f. Comparar los valores de velocidad y recorrido del interruptor con los límites

aceptados por el fabricante.

g. La resistencia de aislamiento del cableado de control debe ser como mínimo

de 1 megaohmio.

h. Los resultados de la prueba de factor de potencia deben estar dentro del rango

registrado en las placas de características de los bushings.

i. El aislamiento debe soportar el voltaje aplicado en la prueba de alto potencial.

ANSI/IEEE C37.100, Standard Definitions for Power Switchgear

Esta norma se utilizó para extraer todas las definiciones referentes a las

partes de un interruptor de potencia, incluyendo las partes de su mecanismo de

operación, además se tomaron también definiciones de algunas funciones

operativas que realizan éstos equipos y que son de gran importancia en un

protocolo de mantenimiento

DERECHOS RESERVADOS


66

2.3.3.6 PROGRAMA ESPECÍFICO DE MANTENIMIENTO.

Según (Matalobos, 2000) debe elaborarse un programa específico de

mantenimiento para cada equipo; este se refiere a una lista completa de las tareas

de mantenimiento que se van a realizar en dicho equipo.

El programa incluye el nombre y número de identificación del equipo, la lista

detallada de las tareas que se llevarán a cabo (inspecciones, mantenimientos

preventivos, reemplazos) y la frecuencia de cada una; herramientas especiales

que se necesitan, materiales a utilizar y cualquier otro detalle acerca de algún

arreglo de mantenimiento por contrato.

Estos conjuntos de tareas son conocidos como instrucciones de trabajo de

mantenimiento. Deben ser desarrolladas aprovechando el conocimiento del

personal técnico de ejecución con más experiencia y las recomendaciones de los

fabricantes, las indicaciones en los catálogos y manuales; y los diseños y

referencias de profesionales con experiencia de empresas similares.

Una vez compuesta cada instrucción de trabajo es necesario estimar el

valor en Horas-Hombre para su ejecución; este “tiempo patrón” debe ajustarse a la

realidad en la medida que sean obtenidos los datos reales de cada actividad.

(Tavares, 2000).

Las instrucciones pueden ser de carácter genérico o específico, en función

del nivel de detalle deseado. Una instrucción genérica no detalla los puntos de

ejecución de cada etapa de la tarea que describe y puede ser usada en cualquier

equipo de iguales características operativas; mientras que las instrucciones de

carácter específico indican en forma detallada las tareas a ser ejecutadas.

Como variante de las instrucciones de mantenimiento: existen los archivos

de recomendaciones de seguridad, asociados regularmente a la naturaleza del

DERECHOS RESERVADOS


67

equipo, y que tienen por finalidad evitar actos inseguros durante la ejecución del

mantenimiento o el mantenimiento en condiciones inseguras.

a. Especificaciones de Los Trabajos.

La especificación del trabajo es un documento que describe el

procedimiento para cada tarea; su intención es proporcionar los detalles de cada

actividad en el programa de mantenimiento. (Duffua-Raouf, 2000)

Cada procedimiento de trabajo debe contener el número de referencia de

especificación de la labor y el número de referencia del programa de

mantenimiento, además: la frecuencia del trabajo, el tipo de mano de obra

requerida, los detalles de la tarea, los componentes que se deban reemplazar, las

herramientas y equipos especiales necesarios, planos de referencia y

procedimientos de seguridad a seguir. Estos procedimientos, con las normas y la

organización de la empresa, deben ser recopilados en un manual de

mantenimiento.

b. Programación.

La programación del mantenimiento es el proceso mediante el cual se

acoplan los trabajos con los recursos y se les asigna una secuencia para ser

ejecutada en ciertos puntos del tiempo. La programación tiene que ver con la hora

o el momento específico y el establecimiento de fases o etapas de los trabajos

planeados junto con las órdenes para efectuar el trabajo, su monitoreo, control y el

reporte de su avance. (Duffua-Raouf, 2000).

Un programa confiable debe tomar en consideración:

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68

Una clasificación de prioridades de trabajos.

• La disponibilidad de materiales y repuestos.

• El programa maestro de producción y la coordinación con la

función de operaciones.

• Estimaciones reales del futuro.

• Flexibilidad en el programa (revisión y actualización frecuente).

2.3.3.7 COSTOS DE MANTENIMIENTO.

Los costos de mantenimiento son aquellos en los que la empresa incurre

para mantener sus instalaciones y equipos en el nivel de eficiencia deseado, es

decir, rendimiento y utilización.

Los costos de mantenimiento constituyen la base esencial para la

evaluación del desempeño y toma de decisiones gerenciales en una empresa y

son significativos en los niveles de costo de capital de la misma, por lo tanto, es

esencial el conocimiento de estos ya que pueden afectar severamente el

desarrollo de la producción.

a. Elementos de Los Costos.

Los elementos del total de los costos de mantenimiento son:

• Costo de materiales: Representa el costo de los materiales a emplear

en las intervenciones de los equipos, tanto en almacén como cuando

son comprados especialmente para su utilización.

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69

• Costo de mano de obra directa: La mano de obra directa es imputada

a cada una de las intervenciones y no comprende la mano de obra

aplicada a la administración. (oficina, almacén, limpieza, etc.)

(Cartay, 1994; Duffua-Raouf, 2000)

b. Clasificación de los Costos de Mantenimiento.

A continuación se presenta la clasificación de los costos de mantenimiento:

Por su concepto:

Costos directos: Son aquellos costos que están ligados estrechamente al

esfuerzo del mantenimiento; se clasifican en:

• Equipos: Son costos en los que se incurre al utilizar los equipos

necesarios para realizar el trabajo de mantenimiento.

• Materiales: es el costo de los materiales utilizados en las labores de

mantenimiento, correctivo o preventivo.

• Mano de obra: es el costo que se incurre por pago de servicios del

personal técnico u obrero que dedica su tiempo a las actividades de

mantenimiento.

• Transporte: son los costos incurridos cuando se traslada un equipo para

su mantenimiento rutinario o reparación, al igual que la mano de obra y

los materiales a utilizar; desde el lugar de origen hasta donde se

requiera su servicio.

• Servicios contratados: son los costos generados por los servicios de

ejecución de trabajos, a un contratista o proveedor.

DERECHOS RESERVADOS


70

Costos indirectos: Son los que no pueden cargarse directamente a

unidades específicas de trabajo.

Por su comportamiento:

• Costos fijos: Son aquellos que seguirán iguales ya sea que se adopten o

no en las políticas de operación.

• Costos variables: Son los que se originan como resultado de un cambio

en las políticas de operación, representa en consecuencia los aumentos

y disminuciones reales en los costos resultantes del cambio en las

políticas.

Por su naturaleza:

• Costos controlables: Son los que están directamente influenciados por

un gerente, dentro de un lapso definido.

• Costos no controlables: Son los que no están influenciados por algún

gerente en un lapso determinado.

Hasta ahora sólo se han considerado los costos tangibles relacionados con

la operación y manejo de un equipo; sin embargo existen otros costos que se dan

cuando el equipo está fuera de servicio, por falta de mantenimiento y hay pérdida

de producción; estos se denominan costos de penalización.

La medición del costo (de mantenimiento) presenta muchas dificultades de

carácter subjetivo, sin embargo estas pueden ser superadas mediante una

adecuada organización en la recolección de los datos. (Perozo, 1998)

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71

2.3.3.8 ANÁLISIS DE DATA EN OPERACIÓN

Todo equipo dispuesto en un sistema refleja distintos comportamientos que

nos pueden dar previa identificación de posibilidades de falla. Estos

comportamientos pueden ser identificados y estudiados a través las (Técnicas de

Predicción Física y las Técnica de Predicción Estadística o de Confiabilidad).

a. Técnicas de Predicción Físicas

Vibrometría:

Los análisis de vibraciones son de tres tipos principales:

• De tendencia de ancha banda, o general aplicada en varios puntos

del equipo.

• De banda estrecha, o aplicada a componentes específicos.

• De análisis de firma (signature analysis), el mas común, que permite

la representación visual de cada frecuencia.

Termografía:

Es la medición de las emisiones de energía infrarroja. El análisis de puntos

calientes en maquinaria compleja y en equipos eléctricos puede ayudar a

detectar fallas incipientes, como fuga o daños a enrollados eléctricos.

• Análisis de aceites lubricante(viscosidad, contaminación, ácidos

totales, número de base).

• Análisis de partículas de desgaste.

• Ferrografía

• Análisis espectografíco de los lubricantes.

Otros tipos de ensayos no destructivos

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72

Otras numerosas técnicas son posibles. Entre ellas de destacan:

• Ensayos con líquidos penetrantes. Permiten descubrir grietas

ocultas.

• Ensayos con partículas magnéticas. Permiten descubrir defectos en

el material.

• Pruebas con ultrasonidos. Usadas para detectar fallas superficiales

de espesor en el material.

2.3.4 CONFIABILIDAD EN EL MANTENIMIENTO

Por la confiabilidad se entiende el conjunto de disciplinas, de naturaleza

probabilística, de la confiabilidad propiamente dicha, la mantenibilidad, la

disponibilidad y la seguridad (también conocidas por sus iniciales en ingles, RAMS

o reliability, availability, maintainability, and safery), que estudian las

características de funcionamiento de los equipos y sistemas desde el punto de

vista de la aparición de fallas, sus reparaciones y tiempos de funcionamiento, que

forman el corazón de la ingeniería de mantenimiento.

La confiabilidad está dada en función de:

• La disponibilidad de los elementos que componen el sistema.

• La disposición lógica de esos elementos (interconexión lógica o

esquema de Confiabilidad).

• Las políticas de mantenimiento y el diseño de mantenibilidad del

mismo.

• El tiempo esperado de misión y factores ambientales que rodean a la

misma.

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73

Algunas Definiciones Relacionadas con la Confiabilidad

DISPONIBILIDAD.

Las necesidades del mantenimiento están unidas al concepto de

disponibilidad. Este puede expresarse, en una primera aproximación, como la

proporción de tiempo que un equipo se encuentra apto para cumplido su misión

en condiciones dadas, respecto al tiempo que debió haber cumplido su misión y

no lo hizo. Este ultimo periodo se denomina indisponibilidad y es, obviamente,

improductivo. El mantenimiento organizado es la herramienta adecuada para

reducir los periodos de indisponibilidad.

Formalmente la disponibilidad puede ser expresada como:

“Probabilidad de que el equipo se encuentre en condiciones de cumplir su misión en un instante cualquiera.”

CONFIABILIDAD: Probabilidad de que un equipo cumpla una misión

específica bajo condiciones de uso determinadas en un periodo.

MANTENIBILIDAD: “Probabilidad de que un dispositivo sea devuelto a un

estado en el que pueda cumplir su misión en un tiempo dado, luego de la

aparición de una falla y cuando el mantenimiento es realizado en las

condiciones y con los medios y procedimientos preestablecidos.”

SEGURIDAD: Característica del sistema relativa a su capacidad para

prevenir accidentes o para minimizar su ocurrencia y severidad. Considera

los riesgos que afectan a personas y propiedades.

DERECHOS RESERVADOS


74

Aplicaciones de la Confiabilidad

La aplicación de la técnicas RAMS permite:

Conocer con precisión el comportamiento de los equipos y sistemas y aislar

equipos o componentes problemas.

Predecir ocurrencia de fallas.

Determinar las políticas de mantenimiento más adecuadas según el

comportamiento del equipo.

Determinar los intervalos de sustitución óptimos de componentes y equipos

sujetos a desgastes.

Determinar frecuencia de preventivo.

Determinar recursos requeridos.

Involucrarse en cláusulas RAMS en grandes contratos.

Elaborar instrumentos de diagnostico.

Mejorar equipos disminuir fallas y facilitar el mantenimiento.

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75

Figura 5. Aplicaciones de la Confiabilidad

FUENTE: Ángel Matalobos

Relación entre Disponibilidad, Confiabilidad y Mantenibilidad

La relación entre los conceptos de disponibilidad, confiabilidad y

mantenibilidad puede ser visualizada en la Figura 6:

Relación entre la Confiabilidad, Disponibilidad y Mantenibilidad

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76

Figura 6. Diagrama de Aplicación de Confiabilidad

FUENTE: ANGEL MATALOBOS

Donde:

1= Condicion operacional del equipo.

0= Condicion no operacional del equipo.

Fi= Falla i-esima.

TTF= Time to fail, tiempo hasta fallar ( usado en equipos no reparables, que solo

fallan una vez).

UT= Up time to repair o tiempos necesario para reparar.

DT= Down time o tiempo no operativo entre fallas.

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77

TTR= Time to repair o tiempo necesario para reparar.

De aquí derivamos los siguientes parámetros para un numero de fallas = m.

MTBF= Mean time between failures, tiempo medio entre fallas= £TBF/m

MTU=Mean up time, tiempo medio de funcionamiento entre fallas = £UT/m.

MDT= Mean down time, tiempo medio de indisponibilidad entre fallas =£DT/m.

MTRR= Mean time to repair, tiempo medio para reparar = £TTR/m.

Puede demostrar se que, si t es suficientemente grande:

Disponibilidad = EUT/(EUT+EDT) = MUT/(MUT+MDT)

Debe ser obvio que la disponibilidad es una función de la confiabilidad y de

la mantenibilidad. Si se considera que MTRH tiene a MDT (suposición usual entre

los fabricantes, que desconocen las facilidades logísticas de sus clientes) y MTBF

es mucho mayor que MTRH ( también una suposición natural), la formula anterior

puede aproximarse a:

Disponibilidad = MTBF/( MTBF + MTTR)

Observe que puede obtenerse la misma disponibilidad con diversas

combinaciones de confiabilidad y mantenibilidad:

15 15 15 15 15 15

2 2 2 2 2

DERECHOS RESERVADOS


78

Equipo de baja confiabilidad ( muchas fallas) y

buena mantenibilidad (reparación rápida).

Disp= 6+15/ (6x15)+(5x2)= 90%

Equipos de mayor confiabilidad pero peor mantenibilidad

Disp= 3+30/(3x30)+(2x5)=90%

ESTUDIO DE LA DISPONIBILIDAD

La disponibilidad es medida en la mayoría de los casos según la formula

clásica: tiempo esperado de funcionamiento. Los tiempos de indisponibilidad

pueden separarse según su caudal, obteniéndose así la disponibilidad intrínseca

por fallas independientes, la indisponibilidad por preventivo entre otros.

D: TIEMPO QUE FUNCIONA

TIEMPO QUE DEBE FUNCIONAR

30 30 30

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79

Figura 7. Medición de Disponibilidad

La medición de disponibilidad puede ser mucho más compleja. En la visión

japonesa del TPM, manteniendo esta implícito en otros indicadores de

desempeño, además de la disponibilidad de equipos. La siguiente figura, adaptada

de Nakajima, resume estas ideas:

D C B

A Otros

A B C D

A B C

D

MTBF

MTTR

POCO MANTENIBLE

POCO CONFIACLE

DERECHOS RESERVADOS


80

Figura 8. Análisis de la Disponibilidad.

FUENTE: Ángel Matalobos

El bloque de la izquierda representa la producción. Al máximo tiempo

operativo debemos deducirle las perdidas de producción debidas a fallas criticas.

A este tiempo resultante le deducimos perdidas por velocidad operativa menor al

estándar, para obtener tiempos de producción reales. Estas perdidas son debidas

a los cuatro factores incluidos en la columna del centro, fallas, set-ups y ajustes

menores, maquinas funcionando en vació y perdidas por bajas velocidades de

operación.

Producción adicional durante el tiempo resultante es perdidas por

problemas de calidad, relacionados con los dos últimos factores de la columna

central, retrábalo y rechazo y a perdidas de producción por mala calidad durante el

proceso de ajuste en el calentamiento de la maquina luego de una parada por falla

o set-up. Los factores de la columna central pueden resumirse en tres categorías,

disponibilidad, rendimiento y calidad. La combinación de estos factores produce la

Máximo tiempo operando

Tiempo operando Paradas

Tiempo Neto

Vel.

Tiempo Real

Q

1.- Tiempo Indispensable

+10 min. <1xmes2.-set-up/ajustes <10min

3.-Paradas menores

Menos 10min 3 veces al

4.-Velocidad + 95% vel diseño

5.-Scrap, retrábajo

Menos de 0 1%

6.-Perdida de arranque

Menos de 1%

Disponibilidad mas de



Efectividad global: Displ.*Des.*Cal. Mas de 85%

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81

efectividad global real. Los números en las casillas indican resultados hipotéticos

de operación.

La figura es interesante ya que representa un acercamiento organizacional

a la efectividad de sistemas, relacionando los resultados globales de operación

con factores que cruzan la frontera usual de responsabilidad de mantenimiento

pero que, de todas maneras, están relacionados con ella, como set-ups, la

velocidad del proceso y retrábalos. De manera similar, calidad no es solamente la

responsabilidad del departamento de control de calidad, sino una responsabilidad

del departamento de control de calidad, sino una responsabilidad compartida con

mantenimiento, diseño y otros departamentos.

2.3.5 MEJORAMIENTO DE LA CONFIABILIDAD OPERACIONAL (MCO)

Según lo expuesto en la I jornadas de Confiabilidad Operacional, el MCO es

un enfoque que engrana una serie de elementos técnicos, de negocios y

filosóficos en una estrategia global, cuyo objetivo es posicionar a las

corporaciones en la categoría Clase Mundial.

La categoría Clase Mundial es básicamente un nivel de referencia asociado

a empresas que han logrado la excelencia en su gestión corporativa y el

reconocimiento internacional de la calidad y rentabilidad de sus productos y

procesos, así como elevados niveles de motivación y satisfacción de su personal.

El MCO se sustenta en la aplicación de una serie de herramientas técnicas

que le permiten lograr sus objetivos. A continuación se describen brevemente:

DERECHOS RESERVADOS


82

• Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad: Es una metodología que

permite identificar las políticas de mantenimiento óptimas para garantizar el

cumplimiento de los estándares requeridos por los procesos de producción.

• Análisis Causa Raíz: Es una metodología que agrupa un conjunto de

técnicas que permiten identificar las causas primarias de los problemas,

para luego aplicar los correctivos que los eliminen definitivamente.

• Inspección Basada en Riesgos: Se fundamenta en un software que

permite modelar el riesgo; su producto principal es diseñar planes de

inspección óptimos.

• Modelaje Costo Riesgo: Nos permite comparar el costo del riesgo contra

costo del mantenimiento.

• Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad en Reversa: Es una

herramienta que permite la evacuación de las tareas de mantenimiento

existentes para medir su efectividad.

El estudio de Criticidad es el primer paso a ejecutar en la utilización de

cualquiera de las técnicas de MCO, debido a que la implementación de cada una

de ellas está sujeta a un nivel de criticidad establecido (Alta, Media y Baja).

2.3.6 MANTENIMIENTO CENTRADO EN LA CONFIABILIDAD (MCC)

Desarrollo del MCC

El Mantenimiento Centrado en Confiabilidad fue desarrollado en un principio

por la industria de la aviación comercial de los Estados Unidos, en cooperación

con entidades gubernamentales como la NASA y privadas como

Boeing(constructor de aviones). Desde 1974, el Departamento de Defensa de los

Estados Unidos, ha usado el M.C.C, como la filosofía de mantenimiento de sus

sistemas militares aéreos. El éxito de M.C.C en el sector de la aviación, a hecho

que otros sectores, tales como el de generación de energía (plantas nucleares y

DERECHOS RESERVADOS


83

centrales termoeléctricas), petroleras, químicas, gas, refinación y la industria de

manufactura, se interesen en implantar esta filosofía de gestión del

mantenimiento, adecuándola a sus necesidades de operaciones.

Un aspecto favorable de la filosofía del MCC, es que la misma promueve el

uso de las nuevas tecnologías desarrolladas para el campo del mantenimiento.

En la actualidad, las compañías, Royal Dutch Shell Group y British

Petroleum, líderes en el sector petrolero, han implantado el MCC. En el caso de

Venezuela, la Refinería de Cardón perteneciente a PDVSA, comenzó hace siete

años a aplicar la filosofía del MCC durante el proceso de renovación y ampliación

(proyecto PARAC), obteniéndose de forma satisfactoria a finales del año 1996, los

primeros resultados.(Par. Consulting Limited (1997).

Definición

Par. Consulting Limited define el Mantenimiento Centrado en la

Confiabilidad como “Una filosofía de gestión del Mantenimiento, en la cual un

equipo multidisciplinario de trabajo, se encarga de optimizar la confiabilidad

operacional de un sistema que funciona bajo condiciones de trabajo definidas,

estableciendo las actividades más efectivas de mantenimiento en función de la

criticidad de los activos pertenecientes a dicho sistema”.

El Mantenimiento Centrado en Confiabilidad es una metodología utilizada

para determinar sistemáticamente, que debe hacerse para asegurar que los

activos físicos continúen haciendo lo requerido por el usuario en el contexto

operacional presente. Un aspecto clave de la metodología MCC es reconocer que

el mantenimiento asegura que un activo continúe cumpliendo su misión de forma

eficiente en el contexto operacional. La definición de este concepto se refiere a

cuando el valor del estándar de funcionamiento deseado sea igual, o se encuentre

DERECHOS RESERVADOS


84

dentro de los límites del estándar de ejecución asociado a su capacidad inherente

( de diseño) o a su confiabilidad inherente (de diseño). La metodología MCC,

propone un procedimiento que permite identificar las necesidades reales de

mantenimiento de los activos en su contexto operacional, a partir del análisis de

las siguientes siete preguntas:

Figura 9. Preguntas básicas del MCC

FUENTE: PAR Consulting Limited (1997,P24)

En forma general, el esquema propuesto a utilizar para conducir el MCC, se

resume en el siguiente diagrama de bloques que detalla los siguientes pasos a

seguir:

¿ Cuál es la Función del Activo?

¿ De qué manera puede Fallar?

¿ Qué origina la Falla?

¿ Qué pasa cuando Falla?

¿ Importa si Falla?

¿ Se puede hacer algo para prevenir la Falla?

¿ Qué pasa si no podemos prevenir la Falla?

Las 7 Preguntas del MCC

AMEF

Lógica de decisiones de MCC

DERECHOS RESERVADOS


85

Figura 10. Esquema para conducir el MCC

FUENTE: PAR Consulting Limited (1997,p18)

Grupo o Equipo Natural de Trabajo de Revisión del Mantenimiento centrado en la confiabilidad

En la práctica el personal de mantenimiento no puede contestar todas las

preguntas referidas a los equipos que se les dará mantenimiento. Esto es porque

muchas (si no la Mayoría) de las respuestas solo pueden ser proporcionadas por

el personal operativo o de producción. Esto se aplica específicamente a las

preguntas que conciernen al funcionamiento deseado, los efectos de las fallas y

las consecuencias de las mismas.

Por esta razón, una revisión de los requisitos del mantenimiento de

cualquier equipo debería de hacerse por equipos de trabajo reducidos que incluya

por lo menos una persona de la función de mantenimiento y la otra de la función

de producción. La antigüedad de los miembros del grupo es menos importante que

el hecho de que deben tener un amplio conocimiento de los equipos estudiados.

FALLAS DEFINICIÓN

DEL CONTEXTO OPERACIONAL

DEFINICIÓN DE FUNCIONES

DETERMINAR IDENTIFICAR MODOS DE

FALLAS

EFECTOS DE FALLA

APLICACIÓN DE

DECISIÓN DERECHOS RESERVADOS


86

El uso de estos grupos no solo permite que los directivos obtengan acceso

de una forma sistemática al conocimiento y experiencia de cada miembro del

grupo, sino que además reparte en una forma extraordinaria los problemas del

mantenimiento y sus soluciones.

Estudio de Criticidad

El análisis de criticidad es una metodología que permite establecer la

jerarquía o prioridades de procesos, sistemas y equipos, creando una estructura

que facilita la toma de decisiones acertadas y efectivas, direccionando el esfuerzo

y los recursos en áreas donde sea más importante y/o necesario mejorar la

confiabilidad operacional, basado en la realidad actual. El mejoramiento de la

confiabilidad operacional de cualquier instalación o de sus sistemas y

componente, está asociado con cuatro aspectos fundamentales: confiabilidad

humana, confiabilidad del proceso, confiabilidad del diseño y la confiabilidad del

mantenimiento. Lamentablemente, difícilmente se disponen de recursos ilimitados,

tanto económicos como humanos, para poder mejorar al mismo tiempo, estos

cuatro aspectos en todas las áreas de una empresa.

El Análisis comienza con la preparación de una lista de todos los sistemas

objeto de análisis. La información será recabada mediante encuestas

estructuradas (Anexo 2) a las personas que conforman el grupo de MCC, para

luego evaluar la criticidad de cada sistema en función de sus consecuencias de

falla; para esto se toma en cuenta los posibles impactos en seguridad y ambiente,

tiempo promedio para reparar, impacto en la producción y costos de reparación.

Cada encuesta arrojará un valor y se tomará el promedio de los mismos

como valor estimado de la criticidad. Veamos una pequeña descripción de cada

ítem a evaluar:

DERECHOS RESERVADOS


87

1. Frecuencia de Falla: Aquí se evalúa la Confiabilidad del sistema.

2. Impacto Operacional: Aquí se evaluarán las consecuencias de la

ocurrencia de fallas en el sistema bajo estudio, en función de:

• Nivel de produccion: el Impacto que ha sido designado en función de las

pérdidas de cargas.

• Tiempo Promedio para Reparar (TPPR): este nos indicará cuán difícil es

la solución de la falla una vez ocurrida la misma.

• Existencia de Equipo Stand-By: la tenencia o no de un equipo de

respaldo define en gran parte las consecuencias de una falla, no habiendo

entonces impacto en la alimentación de las cargas si existe equipo de

respaldo.

• Costos de Reparación: se trata de un factor que puede contribuir de

manera notable en las consecuencias de una falla.

• Seguridad: La existencia o no de posibles problemas de seguridad

personal relacionados con fallas posibles en el sistema en estudio, será

evaluada con un simple sí o no.

• Medio Ambiente: Igual que en el caso anterior se evaluará con un si o no.

Cada uno de estos puntos descritos tiene una ponderación (de acuerdo a

niveles preestablecidos) que se utilizan para completar el formato de la encuesta y

realizar los cálculos de criticidad. Estas ponderaciones se especificas en la tabla

de valores de criticidad de los sistemas.

DERECHOS RESERVADOS


88

Según PAR Consulting Limited (1997;p24), la criticidad se calcula de

acuerdo a la siguiente fórmula:

A = B x ( (C x D x E) + (F + G + H)

Donde:

A: Criticidad

B: Frecuencia de falla

C: Nivel de produccion

D: Tiempo Promedio para Reparar (TPPR)

E: Equipo Stand By

F: Costo de Reparación

G: Impacto de Seguridad.

H: Impacto Ambiental.

Análisis de Modos y Efectos de Fallas (AMEF).

Según PAR Consulting Limited (1997; p :11), “ El Análisis de Modos y

Efectos de Fallas (AMEF) es un método de análisis de Confiabilidad que permite

identificar las razones de la posible falla de un elemento. Un elemento en este

contexto significa cualquier nivel dentro de un complejo operativo: desde un

sistema, pasando por una pieza de equipo hasta un componente”.

El AMEF genera un insumo para las predicciones de mantenibilidad

mediante la identificación de las causas de una falla y su frecuencia; suministra

DERECHOS RESERVADOS


89

una lista de razones que generan la falla y que podrían prevenirse mediante

acciones de mantenimiento. El AMEF también ayuda a identificar posibles

cambios de diseño. En algunos casos, asiste en la definición de métodos rigurosos

de diagnóstico de falla que pueden conducir al diseño de procedimientos

automáticos de prueba y diagnóstico que reducirán al mismo la necesidad de

emprender actividades de mantenimiento correctivo.

A continuación se mencionan los cuatro pasos básicos de un AMEF.

• Definir los requerimientos y normas de operación del elemento

• Especificar la manera en que el elemento puede dejar de satisfacer los

requerimientos y normas

• Identificar las causas y frecuencias de las fallas

• Identificar los efectos de cada causa de falla cuando esta se presenta.

El resultado de un AMEF es una lista de posibles fallas que podrían

presentarse, además de una descripción de los efectos que estas fallas podrían

generar. A su vez, el proceso MCC analizará estas fallas y, de ser necesario,

seleccionará una tarea de mantenimiento. Existen algunas fallas que no valdrá la

pena evitar, dado que el costo total de prevención es superior a los beneficios

resultantes.

Fallas Funcionales

Según Strategic Technologíes inc (1998), una falla Funcional se define

como la incapacidad de cualquier elemento físico de satisfacer un criterio de

funcionamiento deseado, abarcando también situaciones en que el

comportamiento funcional queda al margen de los límites admisibles.

Entre las diversas Fallas Funcionales que pueden corresponder a una sola

función, se incluyen las pérdidas totales y parciales de función. Se produce una

DERECHOS RESERVADOS


90

pérdida total de función cuando un elemento deja totalmente de funcionar y una

pérdida parcial de función ocurre cuando deja de lograr un estándar específico de

prestación.

Existen Fallas Potenciales que se describen como un “estándar físico

identificable que indica que esta a punto de producirse una Falla Funcional o esta

ocurriendo ya.

Citamos algunos ejemplos de Fallas Potenciales:

o Grietas que indican la fatiga del metal.

o Partículas en el aceite de los tanques que significan la falla inminente de

los mismos.

o Desgaste excesivo de los contactos.

o

El intervalo P-F es el tiempo transcurrido entre una Falla Potencial hasta

convertirse en una Falla Funcional

DERECHOS RESERVADOS


91

Figura 11. Intervalo P-F

FUENTE: PAR Consulting Limited (1997, P:52)

Modos de Falla

Se establecen los siguientes Modos de Ocurrencia de Falla:

o Repentina: No presentan señales tempranas de falla. Casi siempre

resultan en la pérdida inmediata de la función.

o Gradual: presentan señales tempranas de la falla y la deterioración en su

estado puede ser identificada previniendo la Falla Funcional.

Patrones de Falla

Evaluemos las siguientes curvas de Probabilidad de Fallas

FALLA POTENCIAL: PTO EN QUE PODEMOS COMPROBAR QUE ESTA FALLANDO

PTO. EN QUE LA FALLA EMPIEZA A PRODUCIRSE (NO NECESARIAMENTE REACIONADO CON LA EDAD)

FALLA FUNCIONAL: PTO QUE FALLA

ESTADO

TIEMPO INTERVALO P-F DERECHOS RESERVADOS


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Figura 12. Patrones de Fallas

FUENTE: PAR Consulting Limited (1997, P:75)

Estas curvas son el resultado de una investigación conducida en Estados

Unidos por la industria de transporte aéreo civil. La industria había establecido

programas de mantenimiento a partir del criterio de que los elementos se

desgastan (curvas A, B y C), pero llegó a la conclusión de que sus programas eran

insatisfactorios. Se decidió investigar como fallaban los elementos, cómo parte del

esfuerzo por mejorar el mantenimiento.

La investigación demostró que existían seis formas distintas de falla y que

la mayoría de ellas no estaba relacionada con la vida del elemento sino que eran

fallas aleatorias que iban mas allá de la condición inicial. Veamos una breve

descripción de las curvas:

o Curva A: la “curva de la bañera” muestra una condición inicial conocida con

el nombre de bautizo o mortalidad infantil, lo que quiere decir que es posible

que el elemento falle porque es nuevo o ha sido recientemente reparado.

Luego sigue un periodo de baja probabilidad de falla y posteriormente se

entra en la etapa de desgaste.

A

B

C

D

E

F

DERECHOS RESERVADOS


93

o Curva B: Es la llamada “curva de falla tradicional”, nos muestra que,

durante el periodo inicial de la vida del elemento la probabilidad de falla

existe a un nivel bajo pero constante. Este periodo es llamado “vida útil” del

elemento. Al final de la vida útil, se registra un rápido incremento de la

probabilidad de falla, por lo que ahora el elemento se encuentra en la

llamada “ Zona de desgaste”.

o Curva D: Corresponde a un elemento que es confiable cuando es nuevo,

pero que tras su uso inicial revela una probabilidad constante de falla sin

condición de desgaste.

o Curva E: Representa un elemento que tiene la misma probabilidad de falla

en todo momento.

o Curva F: Conocida como la curva de la “J invertida”, y combina la

mortalidad infantil con un nivel constante de falla luego de esta dificultad

inicial.

Luego de estudiadas estas curvas se generan tres nuevos modos de fallas:

o Por Edad: Donde un componente debe ser restaurado /

reemplazado porque ha fallado debido a la edad: por el desgaste, la

herrumbre, la fatiga, etc. Tipificadas en las curvas A, B y C.

o Infantil: Donde un componente necesita estar restaurado /

reemplazado porque no cumple con la función por la cual ha sido

diseñado debido a una falla inherente. Ejemplo: la instalación

incorrecta, la calidad defectuosa de un producto, un daño durante la

transportación. Tipificada en las curvas A y F.

o Aleatoria: Donde es necesario restaurar / reemplazar un

componente porque ha fallado debido a causa de falla que puede

ocurrir en cualquier edad. Ejemplo: Una corriente extraviada de la

DERECHOS RESERVADOS


94

soldadura que cause un daño a un cojinete, un metal fundido que

dañe una correa. Tipificada en las curvas D, E y F.

Causas de Fallas

El paso siguiente es tratar de identificar las causas de falla que tienen mas

probabilidad de originar la pérdida de una función. Esto nos permite comprender

exactamente qué es lo que puede que estemos tratando de prevenir.

La causa de falla que se registre ha de ser la causa fundamental de la falla

de función. Es fácil confundir los efectos de una falla con las causas que las

originaron. Por ejemplo: “la bomba deja de girar” es un efecto de falla que podría

ser generado por una gama de causas de falla, como falla de electricidad o

atascamiento de los cojinetes por falta de lubricación.

No es posible, ni conveniente enumerar todas y cada una de las causas de

falla que podría ser razón de una determinada falla de función. La lista de causas

de una falla debería excluir aquellas fallas que, aunque posibles, tiene una

probabilidad extremadamente baja de ocurrir. No obstante, la lista debería incluir:

o Fallas que se han presentado con este elemento en ocasiones anteriores o

en otra planta.

o Toda falla que no haya ocurrido con este elemento o uno similar, pero que

tiene una probabilidad razonable de presentarse.

En la práctica, la información sobre las causas de las fallas que han

ocurrido o que tienen una probabilidad razonable de producirse se puede obtener

de:

Los operarios, especialistas o encargados que hayan tenido una larga

asociación con los equipos.

DERECHOS RESERVADOS


95

o El fabricante o vendedor de la misma

o Antecedentes técnicos y banco de datos.

Otra categoría importante de las causas fundamentales que ha menudo

pasa inadvertida son las fallas de las maquinarias provocadas por el personal. Si

se sabe que ocurren, o se considera que tiene una probabilidad razonable de

producirse, deberían hacerse constar a fin de poder tomar la acción preventiva o

correctiva adecuada. Por ejemplo: puede que no funcione adecuadamente una

válvula de control debido a que un técnico la calibró mal al principio. Posiblemente

se podría evitar precisando mejores procedimientos o una mejor formación del

personal.

Tipos de Fallas

• Falla Oculta: “Es aquella que no es detectable por los operarios bajo

circunstancias normales, si se produce por si solo. Las fallas ocultas no

ejercen ningún efecto directo, pero si exponen a la planta a otras fallas

cuyas consecuencias serian mas graves”. Strategic Technoloies inc(1998; p

:32).

• Falla Evidente: “La pérdida de función originada por esta falla actuando por

sí sola bajo circunstancias normales es evidente al equipo de operaciones.

Por ejemplo, algunas fallas hacen que funcionen alarmas y dispositivos de

protecciónes, otros hacen que se paren los equipos y se califican de

evidentes porque alguien se dará cuenta cuando se producen por sí solas”.

Efectos de Falla

Los efectos de falla deben ser descritos de tal forma que contribuyan a la

selección de la tarea de mantenimiento correspondiente. Para lograr esto, debe

utilizarse la siguiente lista de verificación para registrar los efectos. En todos los

DERECHOS RESERVADOS


96

casos, los efectos de falla que han de registrarse son aquellos que se presentarían

si no se tomase acción alguna para evitar la falla.

En estos casos, las acciones corresponden a cualquier tipo de tarea de

prevención, incluidas las prácticas actuales de mantenimiento. La idea es poder

tener una imagen clara de los efectos de la causa de la falla.

• Cómo se desarrolla la causa de la falla: Si primero aparecen indicaciones

de falla que luego se convertirán en la falla final, descríbalas

detalladamente y anote el tiempo que les ha tomado desarrollarse. Si no se

presenta una advertencia de falla, también convendría anotarlo.

• Algún otro equipo o el proceso mismo aportan alguna evidencia de falla: si el equipo mismo es de falla segura e indica la falla, o bien se

presentan otros efectos de falla. Por ejemplo, luces de advertencia; deben

registrarse estos efectos.

Los casos mencionados deben ser registrados si existe la posibilidad de

que ocurran. También debe asentarse un estimado del tiempo durante el cual el

proceso es afectado por la causa de la falla. Debe conocerse el tiempo para

calcular el costo de producción diferida. Por lo tanto, el tiempo de parada debe

medirse desde el mismo instante en que se inicia la falla hasta que el proceso

retorna a condiciones normales de operación, incluido el tiempo de reparación o

sustitución.

Ha de recordarse que los elementos que no están directamente

involucrados en el proceso de producción pueden, de todas formas, tener modos

de fallas que afectarán la producción. Incluso de no haber efectos sobre la

seguridad, el medio ambiente o la producción, el tiempo muerto debe ser, de todas

formas, registrado.

DERECHOS RESERVADOS


97

Consecuencia de Falla

• Consecuencia para la Seguridad: Una falla tiene consecuencias para la

seguridad si puede lesionar o matar a alguien.

• Consecuencias para el Medio Ambiente: Tiene consecuencias para el

medio ambiente si puede infringir alguna normativa municipal, regional o

nacional relativa al medio ambiente.

• Consecuencias Operacionales: Una falla tiene consecuencias

operacionales si afecta a la producción (fabricación, calidad del servicio al

cliente o costo operacional, además del costo directo de la reparación).

• Consecuencias de un Daño Secundario: Son el riesgo de un daño o la

destrucción de otros elementos de un equipo adicional cuya tarea previsible

o preventiva está bajo consideración.

Tarea de Mantenimiento

El MCC reconoce cada una de las tres categorías más importantes de

tareas preventivas, como siguen:

Tareas Cíclicas a Condición: Se consideran primero las tareas a condición en

el proceso de selección, por las siguientes razones:

• Casi siempre puede realizarse sin desplazar el equipo de su sitio y

normalmente mientras que está funcionando, de modo que raramente

estorban el proceso de producción.

• Identifican condiciones específicas de falla potencial, de modo que se

puede definir claramente cualquier acción correctiva o preventiva antes de

comenzar los trabajos. Esto suele reducir el volumen de trabajo.

• Al identificar los equipos al borde de la falla potencial, permiten que

cumplan casi toda su vida útil. Puesto que el número de elementos

DERECHOS RESERVADOS


98

retirados debido a fallas potenciales es solo ligeramente superior al número

que resultaría de las fallas funcionales, tanto los costos globales de

reparación como las piezas de recambio precisos para apoyar el proceso

de reparación pueden mantenerse al mismo.

Tareas de Reacondicionamiento Cíclico: Si no se puede encontrar una tarea

acondicionada para una falla determinada, la opción siguiente es una tarea de

reacondicionamiento cíclico. Esta también debe ser técnicamente factible y las

fallas deben estar, por lo tanto, concentradas alrededor de una vida media. Como

sugiere el nombre, el reacondicionamiento cíclico consiste en revisar a intervalos

fijos independientemente de su estado original un elemento o componente.

Las desventajas del reacondicionamiento cíclico son las siguientes:

• Solamente puede realizarse mientras los elementos están parados y

normalmente hay que enviarlos al taller, de forma que las tareas siempre

repercuten en la producción.

• Él límite de edad se aplica a todos los elementos y muchos de ellos que

pudieran haber sobrevivido mas tiempo serán reemplazados.

• Las tareas de reacondicionamiento precisan trabajo de taller, por lo cual

generan una carga mucho mayor que las tareas a condición.

Tareas de sustitución Cíclica: Consisten en reemplazar un equipo o sus

componentes a frecuencias determinadas independientemente de su estado en

ese momento. Estas tareas se realizan sobre el entendimiento de que al descartar

la pieza usada y sustituirla por una nueva, se restaurara la resistencia original a la

falla. La sustitución cíclica es, desde el punto de vista económico, al menos

atractiva de las tareas, pero posee algunas características deseables. Un límite de

vida segura puede prevenir ciertas fallas críticas, al tiempo que un límite de edad

DERECHOS RESERVADOS


99

económica puede reducir la frecuencia de las fallas funcionales que traen

consecuencias económicas importantes.

Una gran ventaja del MCC es el modo en que provee criterios simples,

precisos y fáciles de comprender para decidir que tarea preventiva es

técnicamente posible en cualquier contexto y si fuera así para decidir la frecuencia

en qué se hace y quién debe hacerlo.

El MCC también ordena las tareas en un orden descendiente de prioridad.

Si las tareas no son técnicamente factibles, entonces se deberá tomar una acción

apropiada, como se describe a continuación:

Acciones “a falta de”: Además de preguntar si las tareas preventivas son

técnicamente factibles, el MCC se pregunta si merece la pena hacerlas. La

respuesta depende de cómo reaccione a las consecuencias de las fallas que

pretende prevenir. Al hacer esta pregunta el MCC combina la evaluación de la

consecuencia con la selección de la tarea en un proceso único de decisión,

basado en los principios siguientes:

• Una acción que signifique prevenir la falla de una función no evidente solo

merecerá la pena hacerla si reduce el riesgo de una falla múltiple asociada

con esa función a un nivel bajo aceptable. Si no se puede encontrar una

acción preventiva apropiada, se debe llevar a cabo la tarea de búsqueda de

fallas que consiste en comprobar las funciones no evidentes de forma

periódica para determinar si ya han fallado. Si no se puede encontrar una

tarea de búsqueda de falla que reduzca el riesgo de falla a un nivel bajo

aceptable, entonces la acción “a falta de “ secundaria sería un rediseño de

la pieza o componente.

• Una acción que signifique el prevenir una falla que tiene consecuencias en

la seguridad o el medio ambiente merecerá la pena hacerla si reduce el

DERECHOS RESERVADOS


100

riesgo de esa falla en sí mismo a un nivel realmente bajo, o si lo suprime

por completo. Si no se puede encontrar una tarea que reduzca el riesgo de

falla a un nivel bajo aceptable, la pieza debe rediseñarse.

• Si la falla tiene consecuencias operacionales, solo merece la pena realizar

una tarea preventiva si el costo total de hacerla durante cierto tiempo es

menor que el costo de las consecuencias operacionales y el costo de la

reparación durante el mismo periodo de tiempo. En otras palabras, la tarea

debe justificarse en el terreno económico. Si no es justificable, la decisión “a

falta de” será el no mantenimiento programado.

• De forma similar, si una falla no tiene consecuencias operacionales solo

merece la pena realizar la tarea preventiva si el costo de la misma durante

un periodo de tiempo es menor que el de la reparación durante el mismo

periodo. Por lo tanto estas tareas deben ser justificables en el terreno

económico. Si no son justificables, la decisión inicial “a falta de “sería de

nuevo el no mantenimiento preventivo y si el costo de reparación es

demasiado alto, la decisión “a falta de “ secundaria sería volver a diseñar de

nuevo.

Sistemas Automatizados

El avance de las técnicas de la informática, que se traduce en sistemas

cada vez menos costosos y más fáciles de utilizar, hace, que su utilización en

mantenimiento sea un proceso irreversible.

Las aplicaciones posibles de la informática al mantenimiento pueden

agruparse en cuatro áreas:

• Control de procesos: los microprocesadores son utilizados frecuentemente

para control de procesos y para monitoreo del estado de los equipos en

tiempo real. Para mantenimiento, esto significa la posibilidad de controlar y

DERECHOS RESERVADOS


101

registrar las variables físicas de un equipo, de conocer en tiempo real el

momento de ocurrencia de las fallas y de realizar diagnósticos automáticos,

incluso a distancia, luego de su ocurrencia.

• Gestión: esta es la aplicación más tradicional de la informática y

posiblemente la más importante para el mantenimiento. Significa el

procesamiento de toda la información y tratamientos que normalmente se

llevarían en forma manual (o no se llevarían en absoluto) y la posibilidad de

hacer llegar esta información directamente a los usuarios a través de los

modernos sistemas distribuidos.

• Simulación: es posible realizar simulaciones de los sistemas de control de

inventario, políticas de mantenimiento y programas preventivos de manera

de someterlos a prueba antes de su implantación.

• Inteligencia artificial, sistemas expertos y redes neurales: es el área más

controversial de la informática y también la que más promesas ofrece, a

través de ella es posible facilitar los diagnósticos y la toma de decisiones

en mantenimiento.

Sistema de Administración de Mantenimiento (MP).

El sistema de Administración de Mantenimiento (MP), es un programa

computarizado estructurado que se encarga de la planificación y Control del

Mantenimiento.

DERECHOS RESERVADOS


102

2.3.7 FILOSOFIA DEL TPM

Mediante el TPM se crea una misión corporativa que maximizar la

efectividad productiva total, utilizando un enfoque centrado en el área productiva.

Esta metodología crea una organización que previene todo tipo de pérdidas y

asegura, cero defecto y cero fallo, durante toda la vida útil de los sistemas

productivos, deben involucrarse todo los departamentos incluyendo desarrollo,

ventas y administración. TPM al igual que muchas filosofías, predominante

orientales, que tratan de incrementar la productividad, y por ende las ganancias

del negocio, se topa con múltiples problemas, debido a que la mayoría de los

administradores, por lo general ven todo como costos y si no ven los ahorros

directos involucrados con tal o cuál comportamiento, lo tachan de inútil y que

consume mucho tiempo y dinero, sin siquiera saber los beneficios que al corto,

mediano y largo plazo pueden tener; estos beneficios, por lo general mejoras en el

área de producción, se reflejarán en aumento en las utilidades del negocio, pero

esto no es visto por la mayoría de los gerentes-administradores.

El mayor desafío del TPM (al igual que muchas otras filosofías), pensamos

nosotros, es el de convencer a las personas involucradas directamente con la

operación de la empresa (dueños, gerentes, operadores, etc.) de los beneficios

que este tipo de filosofía tiene para la empresa, y el de convencer a las personas

que el mantenimiento no es un proceso separado del de producción, si no que es

parte del mismo, negar esta afirmación, sería como decir que la maquinaria no

forma parte del proceso productivo.

Es un hecho que la maquinaria forma parte del proceso productivo, de esta

manera el mantenimiento de la misma, debe ser considerado igual de importante

que las operaciones diarias de la máquina.

DERECHOS RESERVADOS


103

El mantenimiento productivo total, es un concepto nuevo cuando se

involucra al personal productivo en el mantenimiento de plantas y equipos. La

meta del TPM es incrementar notablemente la productividad y al mismo tiempo

levantar la moral de los trabajadores y su satisfacción por el trabajo realizado. El

sistema del TPM nos recuerda el concepto tan popular de TQM "Manufactura de Calidad Total" que surgió en los setenta y se ha mantenido tan popular en el

mundo industrial. Se emplean muchas herramientas en común, como la

delegación de funciones y responsabilidades cada vez mas altas en los

trabajadores, la comparación competitiva, así como la documentación de los

procesos para su mejoramiento y optimización.

Filosóficamente, el TPM recuerda como se dijo antes, algunos aspectos

valiosos del TQM "Manufactura de Calidad Total" o también Total Quality Management, (Gerencia de Calidad Total) entre ellos:

• El compromiso total por parte de los altos mandos de la empresa, es

indispensable.

• �El personal debe tener la suficiente delegación de autoridad para

implementar los cambios que se requieran.

• Se debe tener un panorama a largo plazo, ya que su implementación puede

tomar desde uno hasta varios años.

• También deberá tener un cambio en la mentalidad y actitud de toda la gente

involucrada en lo que respecta a sus nuevas responsabilidades.

TPM le dá un nuevo enfoque al mantenimiento como una parte necesaria y vital

del negocio. Se hace a un lado al antiguo concepto de que éste es una actividad

improductiva y se otorgan los tiempos requeridos para mantener el equipo que

ahora se considera como una parte del proceso de manufactura.

DERECHOS RESERVADOS


104

No se considera ya una rutina a ser efectuada sólo cuando el tiempo o el flujo de

material lo permitan. La meta es reducir los paros de emergencia y los servicios de

mantenimiento inesperados a un mínimo.

El TPM es una evolución de la manufactura de calidad total, derivada de los

conceptos de calidad con que el Dr. W. Edwards Deming influyó tan positivamente

en la industria japonesa. El Dr. Deming inició sus trabajos en Japón a poco de

terminar la segunda guerra mundial. Como experto en estadística, Deming

comenzó por mostrar a los japoneses cómo podían controlar la calidad de sus

productos durante la manufactura mediante análisis estadísticos. Al combinarse

los procesos estadísticos y sus resultados en la calidad con la ética de trabajo

propia del pueblo japonés, se creó toda una cultura de calidad, una nueva forma

de vivir. De ahí surgió TQM " Total Quality Management " un nuevo estilo de

manejar la industria.

En los años recientes se le ha denominado mas comunmente como "Total Quality Manufacturing " o sea Manufactura de Calidad Total.

Cuando la problemática del mantenimiento fue analizada como una parte del

programa de TQM, algunos de sus conceptos generales no parecían encajar en el

proceso. Para entonces, ya algunos procedimientos de mantenimiento preventivo

se estaban aplicando en un gran número de plantas.

Usando las técnicas de Mantenimiento Preventivo se desarrollaron horarios

especiales para mantener el equipo en operación. Sin embargo, esta forma de

mantenimiento resultó costosa y a menudo se daba a los equipos un

mantenimiento excesivo en el intento de mejorar la producción. Se aplicaba la idea

errónea de que " Si un poco de aceite es bueno, más aceite debe ser mejor”. Se

obedecía más al calendario de Mantenimiento Preventivo que a las necesidades

reales del equipo y no existía o era mínima la participación de los operadores de

DERECHOS RESERVADOS


105

producción. Con frecuencia el entrenamiento de quienes lo hacían se limitaban a

la información (a veces equivocada) contenida en los manuales.

La necesidad de ir más allá que solo programar el mantenimiento de conformidad

a las instrucciones o recomendaciones del fabricante como método de

mejoramiento de la productividad y la calidad del producto, se puso pronto de

manifiesto, especialmente entre aquellas empresas que estaban

comprometiéndose en los programas de calidad total. Para resolver esta

discrepancia y aún para mantener congruencia con los conceptos de TQM, se le

hicieron ciertas modificaciones a esta disciplina. Estas modificaciones elevaron el

mantenimiento al estatus actual en que es considerado como una parte integral

del programa de calidad total.

El origen del término " Mantenimiento Productivo Total " (TPM) se ha discutido

en diversos escenarios. Mientrás algunos afirman que fue iniciado por los

manufactureros americanos hace más de cuarenta años, otros lo asocian al plan

que se usaba en la planta Nippodenso, una manufacturera de partes eléctricas

automotrices de Japón a fines de los sesenta. Seiichi Nakajima un alto funcionario

del Instituto Japonés de Mantenimiento de la Planta (JIPM), recibe el crédito de

haber definido los conceptos de TPM y de ver por su implementación en cientos

de plantas en Japón.

Los libros y artículos de Nakajima así como otros autores japoneses y americanos

comenzaron a aparecer a fines de los años ochenta. En 1990 se llevó a cabo la

primera conferencia en la materia en los Estados Unidos. Hoy día, varias

instituciones oficiales de consultoría estan ofreciendo servicios para asesorar y

coordinar los esfuerzos de empresas que desean iniciar sus plantas en el

promisorio sistema de TPM.

DERECHOS RESERVADOS


106

Para lograr aplicación de los conceptos de TPM en actividades de mantenimiento

de planta, es necesario que los trabajadores se enteren de que la gerencia del

más alto nivel tiene un serio compromiso con el programa. El primer paso en este

esfuerzo es designar o contratar un coordinador de TPM de tiempo completo. Será

la labor de este coordinador el "Vender" los conceptos y bondades del TPM a la

fuerza laboral a base de un programa educacional. Se debe convencer al personal

de que no se trata simplemente del nuevo "programa del mes", simplemente esa

culturización puede tomar hasta más de un año.

Una vez que el coordinador esté seguro que toda le fuerza laboral ha "comprado"

el programa de TPM y que entienden su filosofía e implicaciones, se forman los

primeros equipos de acción.

Los equipos de acción tienen la responsabilidad de determinar las discrepancias u

oportunidades de mejoramiento, la forma más adecuada de corregirlas o

implementarlas o iniciar el proceso de corrección o de mejoramiento.

Posiblemente no resulte fácil para todos los miembros del equipo el reconocer las

oportunidades e iniciar las acciones, sin embargo otros tal vez tengan experiencia

de otras plantas o casos previos en la misma y gracias a lo que hayan observado

en el pasado y las comparaciones que puedan establecer, se logrará un

importante avance. El establecimiento de estas comparaciones que a veces

pueden implicar visitar otras plantas, se denomina "Benchmarking" o sea

"comparación sobre la mesa" como cuando tenemos dos aparatos de las mismas

características y los ponemos sobre la mesa para comparar cada parte en su

proceso de funcionamiento. Esta es una de las grandes ventajas del TPM.

A los equipos se les anima a iniciar atacando discrepancias y mejoras menores y a

llevar un registro de sus avances. A medida que alcanzan logros, se les dá

reconocimiento de parte de la gerencia. A fin de que crezca la confianza y el

DERECHOS RESERVADOS


107

prestigio del proceso, se le dá la mayor publicidad que sea posible a sus alcances.

A medida que la gente se va familiarizando con el TPM, los retos se van haciendo

mayores ya que se emprenden proyectos de más importancia.

El operador debe tomar parte activa en el proceso, ésa es la parte esencial de la

innovación que implica el TPM. Aquella actitud de "yo nada mas opero la máquina"

ya no es aceptable. Los diarios chequeos de lubricación, detalles y ajustes

menores así como reparaciones simples, cambios de partes, etc., se convierten en

parte de la responsabilidad del operador. Claro que reparaciones mayores o

problemas técnicos siguen siendo atendidos por el personal de mantenimiento, o

técnicos externos si es necesario, y ahora cuentan con un mayor apoyo, más clara

información y una real participación de parte del operador.

Hoy, con una competitividad mayor que nunca, es indudable que el TPM es la

diferencia entre el éxito o el fracaso de muchas empresas. Ha quedado

demostrada su eficacia no solo en plantas industriales. Sino también en la

construcción, el mantenimiento de edificios, transporte y otra variedad de

actividades. Los empleados de todos los niveles deben ser educados y

convencidos que TPM no es "el programa del mes", sino que es un plan en que

los más altos niveles gerenciales se hallan comprometidos para siempre, incluida

la gran inversión de tiempo mientras que dure su implementación. Si cada quien

se compromete como debe, los resultados serán excelentes comparados con la

inversión realizada.

IMPLEMENTACION DEL TPM En la implementación de un sistema de mantenimiento productivo total, se debe

seguir una secuencia de trabajo muy específica, de tal manera que el esfuerzo

invertido no se disperse para lograr resultados óptimos en el menor tiempo

posible. Existen muchas maneras de comenzar la implementación de un sistema

DERECHOS RESERVADOS


108

TPM, todo dependiendo de las características de cada planta en particular, pero

siempre enteniendo la filosofía del programa como guía.

Una de las formas más comunes de implementar el sistema se consigue siguiendo

los siguientes pasos:

1) Creación de la figura del facilitador en la confiabilidad operacional.

2) Limpieza inicial.

3) Estudio de medidas de contención de fuentes de contaminación.

4) Creación de estándares de limpieza y lubricación.

5) Inspección global.

6) Creación de estándares de mantenimiento autónomo.

7) Aplicación de procesos de aseguramiento de calidad.

8) Supervisión autónoma.

9) Aplicación de conceptos de las “Cinco S”.

10) Aplicación de conceptos conocidos anteriormente en mantenimiento

preventivo.

11) Plan de adiestramiento continuo.

12) Creación de un sistema de evaluación y seguimiento al sistema aplicado.

.

DERECHOS RESERVADOS


109

CUADRO DE VARIABLE

Objetivo general : Diseñar el plan de mantenimiento para equipos de potencia en subestaciones eléctricas de la empresa ENELVEN Objetivos Específicos

Variables

Definición de las variables

Indicadores

Técnicas de recolección de datos

Fases

1.- Determinar aspectos técnicos, teóricos, y operativos para el diseño de plan de mantenimiento de equipos de potencia

Aspectos técnicos, teóricos y operativos

Información que contiene de factores relacionados con mantenimiento

• Disponibilidad • Mantenibilidad • Confiabilidad • Seguridad • Costos

- Observación Documental - Entrevista no estructurada

I

1.- Diagnosticar el estado actual de los equipos de potencia en subestaciones eléctricas de la empresa ENELVEN

El estado actual del plan de mantenimiento los equipos de potencia

Condiciones y criterios del el plan de mantenimiento actual

• Resultado de pruebas

• Pruebas eléctricas • Pruebas Físico

químicas • Cromatografía

Entrevista no estructurada - Observación Documental - Observación Directa - Entrevista Estructurada

II

3.- Elaborar el diseño del plan de mantenimiento para equipos de potencia

El diseño del plan de mantenimiento para equipos de potencia

Elaboración practica y teórica de las condiciones optimas para el mantenimiento de los equipos de potencia

• - Observación Directa - Entrevista no estructurada - Observación Documental - Entrevista Estructurada

III

DERECHOS RESERVADOS

111

_____________________________________

CAPÍTULO III MARCO METODOLÓGICO

DERECHOS RESERVADOS

CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO

113

CAPITULO III: MARCO METODOLÓGICO

En éste capítulo se presenta la metodología empleada para el desarrollo de

ésta investigación, por medio de la descripción del tipo de investigación, de las

técnicas de recolección de datos, además de indicar cuales serán los

procedimientos a seguir para el análisis de los mismos.

3.1 TIPO DE INVESTIGACION

Los estudios descriptivos buscan especificar las propiedades importantes

de personas, grupos, comunidades o cualquier otro fenómeno que sea sometido a

análisis (Dankhe, 1986). Miden o evacuan diversos aspectos, dimensiones o

componentes del fenómeno o fenómenos a investigar. Desde el punto de vista

científico, describir es medir. Esto es, en un estudio descriptivo se selecciona una

serie de cuestiones y se mide cada una de ellas independientemente, para así

describir lo que se investiga. Hernández, Fernández y Baptista (1991, Pág.60).

Tamayo y Tamayo (1994), define la investigación descriptiva como aquella

en la que se registra, analiza e interpreta la naturaleza actual y la composición ó

procesos de los fenómenos. “La investigación descriptiva, trabaja sobre realidades

del hecho y sus características fundamentales, presentando una interpretación

correcta del mismo”. De igual manera, se sustenta con lo postulado por Méndez

(1988), quien explica que, una investigación descriptiva, “identifica características

del universo investigado, establece comportamientos concretos, descubre y

comprueba la asociación entre variables de investigación”.

DERECHOS RESERVADOS


114

Este trabajo de investigación se caracteriza por ser descriptivo, dado que

está dirigido a la recolección de información referida a los planes de

mantenimiento de equipos de potencia en subestaciones de la empresa

ENELVEN, así como la observación de normas internacionales manuales de

fabricantes y diversas técnicas relacionadas con el diseño planes de

mantenimientos para establecer definiciones y requisitos básicos para el

desarrollo de esta investigación

3.2 DISEÑO DE INVESTIGACION

“La Investigación de Campo consiste en la recolección de datos

directamente de la realidad donde ocurren los hechos, sin manipular o controlar

variable alguna. “ (Arias, 1999, p. 50).

Balestrini (1998), expone; “toda investigación que involucre procedimientos

exploratorios, descriptivos, correlaciónales, y explicativos, son siempre

catalogadas como investigación de campo”.

Esta investigación es de campo debido a que parte de la recolección de

información referente a manuales técnicos de los equipos de potencia en estudio

han sido tomados desde el la realidad en el departamento GOMT (Gerencia de

Operaciones y mantenimiento de transmisión) de la empresa ENELVEN.

3.3 POBLACIÓN Y MUESTRA

Según Hernández, Fernadez y Batista (1998) se define población como

“conjunto de elementos o eventos a fines en una o más características tomadas

como una totalidad o sobre el cual se garantiza las conclusiones de la

investigación.

DERECHOS RESERVADOS


115

Una muestra es el fragmento significativo de la población que va a ser

estudiado. Rísquez, Pereira y Fuenmayor (1999), lo definen “como un sector de la

población que se escoge para realizar la investigación; desde luego la

investigación a realizar debe ser válida para toda la población”.

Por las características de la investigación se tomó la técnica del censo la

cual según el autor Sabino (1997) “Método a través del cual se recolecta

información de la totalidad de la población o universo en estudio.

Esta investigación tiene como población las 53 subestaciones de la

empresa ENELVEN

La Muestra será una subestación piloto la cual será tomada a través de una

encuesta de criticidad, la subestación que resulte de mayor criticidad se le

diagnosticara el estado actual de sus equipos, así como se aplicara el plan de

mantenimiento a sus equipos de potencia

3.4 TECNICA DE RECOLECCION DE DATOS

3.4.1 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

(conocimiento empírico). (Fuenmayor, Pereira, 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 para conocer los

planes de mantenimientos de equipos de potencia que lleva acabo actualmente la

empresa.

DERECHOS RESERVADOS


116

Esta técnica de recolección de datos fue empleada, a través del estudio del

plan de mantenimiento actual que lleva acabo la empresa ENELVEN

3.4.2 ENCUESTAS ESTRUCTURADAS

Según (Casley y Kumar 1990b:57; Marsden, Oakley y Pratt 1994:135-136)Método

de entrevistar a la gente para recoger información en el cual se utiliza un

cuestionario formal para estructurar las entrevistas. Hay dos diferencias

principales entre este tipo de encuesta y la entrevista semi-estructurada

(cualitativa) o encuesta informal: a) las encuestas estructuradas pretenden generar

datos cuantitativos; las respuestas posibles a cada pregunta tienen un conjunto

limitado de opciones cifradas para el análisis y la presentación de los datos

estadísticos; y b) la cobertura de las encuestas estructuradas se decide y

estandariza con anterioridad al desarrollo de las entrevistas. Las entrevistas para

una encuesta estandarizada se llevan a cabo, generalmente, con una muestra de

encuestados seleccionados de acuerdo con procedimientos aleatorios. También

se llama «encuesta formal y encuesta estandarizada.

La entrevista estructurada se realizo con la finalidad de conocer cual sub estación

de la empresa ENELVEN es la mas critica esta encuesta se realizo en el entorno

de la empresa específicamente en el centro de control caujuarito al persona

encargado del área de potencia (transformadores e interruptores).

Específicamente al personal que se encarga de realizar las labores de

mantenimiento debido a que estos son las personas que más se relacionan con

las subestaciones y los equipos que la componen.

Acontinuación se presentan las encuestas elaboradas al personal de la empresa

ENELVEN

DERECHOS RESERVADOS


117

3.4.3 ENTREVISTA NO ESTRUCTURADA

Un método empleado que para la recopilación de datos fueron las

entrevistas no estructuradas al los técnicos e ingenieros especialista en la

materia.

La entrevista no estructurada es aquella donde, a través del diálogo, el

encuestador obtiene la información deseada, sin planificación alguna (Méndez,

2001).

Otra técnica utilizada fue las entrevistas no estructuradas ya que se obtuvo

información del personal encargado del desarrollo de plan de mantenimiento

actual así como a los ejecutores de dicho plan.

3.4.4 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)

La observación documental y metódica, fundamentalmente, se basa en el

establecimiento previo de las variables empíricas y las categorías sobre las que

necesitamos recoger información. Una vez establecidas las variables y categorías

se examinan sistemáticamente los documentos, con el fin de encontrar los datos

contenidos en ellos referentes a cada categoría. La finalidad pretendida es ver si

los documentos prueban o no las hipótesis formuladas. Sierra (1996, Pág. 368).

DERECHOS RESERVADOS


118

Otra técnica utilizada es la Observación Documental. La cual comprende la

revisión bibliográfica de textos especializados, revistas, normas, Internet,

catálogos, manuales, informes y trabajos especializados en las técnicas para en

desarrollo de los planes de mantenimiento a fin de comparar y establecer los

conceptos previos para la inducción primaria sobre la materia y el área de estudio.

3.5 FASES DE LA INVESTIGACIÓN.

Para el desarrollo de un proceso de investigación, se deben establecer las

pautas con las cuales se cumplirán los objetivos, a través de la ejecución de pasos

sistemáticamente organizados. A continuación, se establece un orden

metodológico y secuencial de la investigación de este Trabajo Especial de Grado

Fase I. Determinar los aspectos técnicos, teóricos y operativos para el diseño del plan de mantenimiento

Seguidamente se toman los aspectos técnicos, teóricos y operativos para el

diseño del plan de mantenimiento, para esta fase se tomaron en cuenta diversas

técnicas para el diseño de dicho plan, en el cual se realizará una comparación de

las características principales de estas, con la finalidad de determinar cual es la

mas apropiada y se adapte a los requerimientos de la empresa ENELVEN.

Fase II. Estado actual del plan de mantenimiento los equipos de potencia en las subestaciones de la empresa ENELVEN.

En esta fase se va a diagnosticar el estado actual del plan de

mantenimiento, es decir, se van revisar los criterios en los que la empresa se basa

para elaborar el plan de mantenimiento de los equipos de potencia, así como las

pruebas que se realizan actualmente.

DERECHOS RESERVADOS


119

Fase III. Diseño del plan de mantenimiento.

Luego de que se determine la técnica de mantenimiento a utilizar se

tomaran en cuenta todos los parámetros que estas contengan para la realización

del plan de mantenimiento.

DERECHOS RESERVADOS

121

_____________________________________

CAPÍTULO IV

ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS

DERECHOS RESERVADOS

CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS

123

CAPITULO IV: ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS

En éste capítulo se presenta el análisis de los resultados que se obtuvieron

en ésta investigación, en el cual se resolverán las interrogantes propuestas.

4.1 Fase I

En esta fase fue necesario investigar las diversas técnicas para el diseño de un

plan de mantenimiento, así como los métodos a seguir para su óptimo resultado e

implementación.

Para la documentación de la fundamentación teórica se recurrió a varias

fuentes documentales como los son: textos, revistas especializadas y servicio

Internet; en los que se investigó acerca de las diversas técnicas de mantenimiento

y sus beneficios para mejorar y reducir costos en el mantenimiento de los equipos

de potencia.

Las técnicas estudiadas fueron:

• El Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad.

• Mantenimiento Total Productivo

El Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad. En esta industria demuestra ser muy valioso, no solo bajando los costos y

actividades de mantenimiento, sino que además mejora los niveles de

confiabilidad, disponibilidad y seguridad. Estos éxitos lo hicieron apetecible a otras

industrias, como la militar, petrolera y generación de electricidad. Esta técnica se

basa en seleccionar mantenimiento solo donde las consecuencias de las fallas así

lo requieren, para esto se requiere hacer un estudio exhaustivo

DERECHOS RESERVADOS


124

De todas las funciones, fallas, modos y consecuencias de las fallas, para luego

decidir donde y que tipo de mantenimiento hacer. Establece un orden de

prioridades: la seguridad y ambiente, producción, costos de reparación. Esto ha

hecho que sea una herramienta valiosa en las industrias que requieren elevados

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

ser “muy centrado en el confiabilidad” le da poco peso a otras razones para hacer

mantenimiento nombradas al principio.

El trabajo se realiza con equipos de trabajo multidisciplinarios (mantenimiento y

operaciones) liderados por un faciltador que responden de manera sistemática las

siguientes 7 preguntas:

1. ¿Cuáles son las funciones y los estándares deseados de desempeño del activo

en su contexto operativo actual (funciones)?

2. ¿De qué maneras el activo puede dejar de cumplir sus funciones (fallas

funcionales)?

3. ¿Qué causa cada falla funcional (Modos de Falla)?

4. ¿Qué pasa cuando ocurre cada falla funcional (Efectos de Falla)?

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

6. ¿Qué debe hacerse para predecir o prevenir cada falla funcional (tareas

predictivas y frecuencias)?

7. ¿Qué debería hacerse si no se pueden hallar tareas preventivas aplicables

(Tareas por omisión)?

Bajo su enfoque tradicional, resulta muy difícil de aplicar en grandes industrias,

debido a que no resuelve algunas interrogantes mayores, como:

√ ¿Como generar una jerarquía de implantación?

√ ¿Frecuencias óptimas del mantenimiento?

DERECHOS RESERVADOS


125

Mantenimiento Total Productivo Hoy, con una competitividad mayor que nunca, es indudable que el TPM es la

diferencia entre el éxito o el fracaso de muchas empresas. Ha quedado

demostrada su eficacia no solo en plantas industriales. Sino también en la

construcción, el mantenimiento de edificios, transporte y otra variedad de

actividades. Los empleados de todos los niveles deben ser educados y

convencidos que TPM no es "el programa del mes", sino que es un plan en que

los más altos niveles gerenciales se hallan comprometidos para siempre, incluida

la gran inversión de tiempo mientras que dure su implementación. Si cada quien

se compromete como debe, los resultados serán excelentes comparados con la

inversión realizada.

En la implementación de un sistema de mantenimiento productivo total, se debe

seguir una secuencia de trabajo muy específica, de tal manera que el esfuerzo

invertido no se disperse para lograr resultados óptimos en el menor tiempo

posible. Existen muchas maneras de comenzar la implementación de un sistema

TPM, todo dependiendo de las características de cada planta en particular, pero

siempre enteniendo la filosofía del programa como guía.

Una de las formas más comunes de implementar el sistema se consigue siguiendo

los siguientes pasos:

1) Creación de la figura del facilitador en la confiabilidad operacional.

2) Creación de estándares de limpieza y lubricación.

3) Inspección global.

4) Creación de estándares de mantenimiento autónomo.

5) Aplicación de procesos de aseguramiento de calidad.

6) Aplicación de conceptos conocidos anteriormente en mantenimiento preventivo.

7) Plan de adiestramiento continúo.

DERECHOS RESERVADOS


126

8) Creación de un sistema de evaluación y seguimiento al sistema aplicado.

Mantenimiento centrado en la Confiabilidad

Mantenimiento productivo total

• Estudia los equipos como parte de un sistema

• Clasifica los sistemas según su índice de criticidad

• Involucra al personal que vive el día a día Con los sistemas

• Estudia las posibles causa, efectos y Consecuencia de las fallas

• Presenta de manera clara las acciones y Tareas de mantenimiento, optimas para Cada posible causa de falla

• Evalúa un equipo como individuo • Involucra una figura de experto, para un estudio de confiabilidad operacional

• Propone un procedimiento que permite identificar las necesidades reales de mantenimiento de los activo en su contexto operacional

• Contempla Inspección global

• Aplicación de conceptos conocidos anteriormente en mantenimiento preventivo.

Cualidades de las técnicas de mantenimiento

DERECHOS RESERVADOS


127

4.2 Fase II

En esta fase se va a diagnosticar el estado actual del plan de mantenimiento, es

decir, se van revisar los criterios en los que la empresa se basa para elaborar el

plan de mantenimiento de los equipos de potencia, así como las pruebas que se

realizan actualmente.

Plan de Mantenimiento actual de equipos de potencia

Transformadores de potencia

• Pruebas Eléctricas (1 vez al año) - Prueba de factor de potencia - Prueba de resistencia de aislamiento - Pruebas de relación de transformación

• Pruebas al aceite - Cromatografía (2 veces al año) - Pruebas físico químicas (2 veces al año)

Interruptores De Potencia

• Pruebas interruptores en aceite - Prueba de rigidez dieléctrica (4 veces al año) - Prueba de resistencia de los contactos (bajo inspección o 1 vez al año)

• Pruebas interruptores en botella al vació - Prueba de resistencia de los contactos (bajo inspección o 1 vez al año) - Prueba de aislamiento (bajo inspección o 1 vez al año)

• Pruebas interruptores en gas SF6 - Prueba de resistencia de los contactos (bajo inspección o 1 vez al año) - Prueba de pureza del gas y roció (bajo inspección o 1 vez al año)

DERECHOS RESERVADOS


128

4.3 Fase III

Luego de realizadas las tabla de características de las técnicas de mantenimiento,

estudiado el estado actual del plan de mantenimiento, y consultada al personal de

la gerencia de operación y mantenimiento de transmisión, se tomo en consenso

que la técnica a utilizar para la elaboración del plan de mantenimiento de equipos

de potencia, va hacer el mantenimiento centrado en la confiabilidad debido a que

este contempla las diversas tareas de mantenimiento a realizar así como el

estudio de criticidad, y otras aplicaciones que son requeridas por la empresa

ENELVEN para mejorar la confiabilidad de su sistema.

Para la elaboración del diseño del plan de mantenimiento se tomaron en cuenta

los diversos parámetros que ofrece la técnica de mantenimiento centrado en la

confiabilidad en el cual se establece la constitución de un grupo natural de trabajo

con el cual se podrá realizar el tipo de mantenimiento que el equipo requiera.

El grupo natural de trabajo esta compuesto por:

CARGO Ing. Israel Izarra Jefe de sección

Johvan Fuenmayor Supervisor de Mantenimiento de interruptores

Alenio Nava Inspector de Mantenimiento de interruptores

TSU. Jairo Álvarez Supervisor de Mantenimiento de transformadores

Ing. Guillermo Segueri Inspector de Mantenimiento

Marcos Roa Electricista 1ª Johan Chirinos Facilitador Carlos Reyes Facilitador

DERECHOS RESERVADOS


129

ENELVEN Estudio de Criticidad

SUB ESTACIONES

FRE

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NIV

EL

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AM

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IDA

D

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AR

QU

IA

Tarabas 9 9 2 0,05 0 35 0 323,1 1

Central 9 6 2 0,05 0 35 0 320,4 2

Zulia 9 9 6 2 0,05 0 35 0 320,4 2

El Rincon 12 9 2 0,05 0 0 0 10,8 3

Tablazo 230kv 12 9 2 0,05 0 0 0 10,8 3

Tablazo 400kv 12 9 2 0,05 0 0 0 10,8 3

Arreaga 138kv 9 9 2 0,05 0 0 0 8,1 4

Cuatricentenario 9 9 2 0,05 0 0 0 8,1 4

Gallo Verde 9 9 2 0,05 0 0 0 8,1 4

Peonia 9 9 2 0,05 0 0 0 8,1 4

San Carlos 9 9 2 0,05 0 0 0 8,1 4

Trinidad 9 9 2 0,05 0 0 0 8,1 4

Tule 9 9 2 0,05 0 0 0 8,1 4

Urdaneta 9 9 2 0,05 0 0 0 8,1 4

Casigua 9 6 2 0,05 0 0 0 5,4 5

Punta de Palma 6 9 2 0,05 0 0 0 5,4 5

Punta de Piedra 6 9 2 0,05 0 0 0 5,4 5

Santa Barbara 9 6 2 0,05 0 0 0 5,4 5

Z. Industrial 9 6 2 0,05 0 0 0 5,4 5

Amparo 9 4 2 0,05 0 0 0 3,6 6

Arreaga 24kv 9 4 2 0,05 0 0 0 3,6 6

Bajo Grande 9 4 2 0,05 0 0 0 3,6 6

DERECHOS RESERVADOS


130

Canchancha 9 4 2 0,05 0 0 0 3,6 6

Concepcion 9 4 2 0,05 0 0 0 3,6 6

Don Bosco 9 4 2 0,05 0 0 0 3,6 6

KM25 9 4 2 0,05 0 0 0 3,6 6

KM33 9 4 2 0,05 0 0 0 3,6 6

KM48 9 4 2 0,05 0 0 0 3,6 6

La PAZ 9 4 2 0,05 0 0 0 3,6 6

La villa 9 4 2 0,05 0 0 0 3,6 6

Los Claros 9 4 2 0,05 0 0 0 3,6 6

Luz 9 4 2 0,05 0 0 0 3,6 6

Machique 9 4 2 0,05 0 0 0 3,6 6

Mara 9 4 2 0,05 0 0 0 3,6 6

Paso del Diablo 9 4 2 0,05 0 0 0 3,6 6

Raul Leoni 9 4 2 0,05 0 0 0 3,6 6

San Felipe 9 4 2 0,05 0 0 0 3,6 6

Sibucara 9 4 2 0,05 0 0 0 3,6 6

Universidad 9 4 2 0,05 0 0 0 3,6 6

El Libertador 12 2 2 0,05 0 0 0 2,4 7

Miranda 12 2 2 0,05 0 0 0 2,4 7

Polar 12 2 2 0,05 0 0 0 2,4 7

Bella Vista 9 2 2 0,05 0 0 0 1,8 8

Caujuarito 9 2 2 0,05 0 0 0 1,8 8

Nva. Lucha 9 2 2 0,05 0 0 0 1,8 8

Paraiso 9 2 2 0,05 0 0 0 1,8 8

Pomona 9 2 2 0,05 0 0 0 1,8 8

Puerto Rosa 9 2 2 0,05 0 0 0 1,8 8

Punta iguana 2 9 2 0,05 0 0 0 1,8 8

Soler 9 2 2 0,05 0 0 0 1,8 8

DERECHOS RESERVADOS


131

Veritas 9 2 2 0,05 0 0 0 1,8 8

Cataneja 9 1 2 0,05 0 0 0 0,9 9

Persona Encuestada Nombre Guillermo Seguir

Cargo Inspector de

subestaciones


SUB ESTACIONES

FRE

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CIA

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IDA

D

JER

AR

QU

IA

Veritas 4 2 2 1 0 35 0 156 1

Tarabas 4 9 2 0,05 0 35 0 143,6 2

Machique 4 2 2 0,05 0 35 0 140,8 3

Tule 2 9 2 0,05 0 35 0 71,8 4

Central 2 6 2 0,05 0 35 0 71,2 4

Concepcion 2 6 2 0,05 0 35 0 71,2 4

Zulia 9 2 2 2 0,05 0 35 0 70,4 5

Cataneja 9 2 2 1 0 0 0 36 6

Puerto Rosa 9 2 2 1 0 0 0 36 6

Raul Leoni 4 2 2 1 0 0 0 16 7

Soler 2 4 2 1 0 0 0 16 7

El Libertador 2 2 2 1 0 0 0 8 8

KM25 2 2 2 1 0 0 0 8 8

DERECHOS RESERVADOS


132

Bella Vista 1 2 2 1 0 0 0 4 9

Casigua 6 6 2 0,05 0 0 0 3,6 10

La villa 9 4 2 0,05 0 0 0 3,6 10

Z. Industrial 4 6 2 0,05 0 0 0 2,4 10

Arreaga 138kv 2 9 2 0,05 0 0 0 1,8 11

Arreaga 24kv 2 9 2 0,05 0 0 0 1,8 11

El Rincon 2 9 2 0,05 0 0 0 1,8 11

KM33 2 9 2 0,05 0 0 0 1,8 11

KM48 2 9 2 0,05 0 0 0 1,8 11

La PAZ 9 2 2 0,05 0 0 0 1,8 11

Nva. Lucha 9 2 2 0,05 0 0 0 1,8 11

Peonia 2 9 2 0,05 0 0 0 1,8 11

Punta de Palma 2 9 2 0,05 0 0 0 1,8 11

Punta de Piedra 2 9 2 0,05 0 0 0 1,8 11

San Carlos 9 2 2 0,05 0 0 0 1,8 11

Tablazo 230kv 2 9 2 0,05 0 0 0 1,8 11

Tablazo 400kv 2 9 2 0,05 0 0 0 1,8 11


Don Bosco 2 6 2 0,05 0 0 0 1,2 12

Gallo Verde 2 6 2 0,05 0 0 0 1,2 12

Paraiso 2 6 2 0,05 0 0 0 1,2 12

Santa Barbara 6 2 2 0,05 0 0 0 1,2 12

Trinidad 2 6 2 0,05 0 0 0 1,2 12

Universidad 2 6 2 0,05 0 0 0 1,2 12

Urdaneta 2 6 2 0,05 0 0 0 1,2 12

Mara 9 1 2 0,05 0 0 0 0,9 13

Caujuarito 2 4 2 0,05 0 0 0 0,8 14

Polar 2 4 2 0,05 0 0 0 0,8 14

DERECHOS RESERVADOS


133

San Felipe 2 4 2 0,05 0 0 0 0,8 14

Bajo Grande 2 2 2 0,05 0 0 0 0,4 15

Canchancha 2 2 2 0,05 0 0 0 0,4 15

Los Claros 2 2 2 0,05 0 0 0 0,4 15

Luz 2 2 2 0,05 0 0 0 0,4 15

Miranda 2 2 2 0,05 0 0 0 0,4 15

Paso del Diablo 2 2 2 0,05 0 0 0 0,4 15

Pomona 2 2 2 0,05 0 0 0 0,4 15

Punta iguana 2 2 2 0,05 0 0 0 0,4 15

Sibucara 2 2 2 0,05 0 0 0 0,4 15

Amparo 1 2 2 0,05 0 0 0 0,2 16

Persona Encuestada Nombre Alenio Nava

Cargo Inspector de

subestaciones

DERECHOS RESERVADOS


134

ENELVEN


SUB ESTACIONES

FRE

CU

EN

CIA

NIV

EL

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UC

CIO

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TPP

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GU

RID

AD

AM

BIE

NTE

CR

ITIC

IDA

D

JER

AR

QU

IA

Tarabas 4 9 2 0,05 0 35 0 143,6 1

Machique 4 2 2 0,05 0 35 0 140,8 2

Veritas 2 2 2 1 0 35 0 78 3

Tule 2 9 2 0,05 0 35 0 71,8 4

Central 2 6 2 0,05 0 35 0 71,2 5

Concepcion 2 6 2 0,05 0 35 0 71,2 5

Zulia 9 2 2 2 0,05 0 35 0 70,4 6

Cataneja 9 2 2 1 0 0 0 36 7

Puerto Rosa 9 2 2 1 0 0 0 36 7

Raul Leoni 4 2 2 1 0 0 0 16 8

Soler 2 4 2 1 0 0 0 16 8

El Libertador 2 2 2 1 0 0 0 8 9

KM25 2 2 2 1 0 0 0 8 9

Bella Vista 1 2 2 1 0 0 0 4 10

Casigua 6 6 2 0,05 0 0 0 3,6 11

La villa 9 4 2 0,05 0 0 0 3,6 11

Z. Industrial 4 6 2 0,05 0 0 0 2,4 12

Arreaga 138kv 2 9 2 0,05 0 0 0 1,8 13

Arreaga 24kv 2 9 2 0,05 0 0 0 1,8 13

El Rincon 2 9 2 0,05 0 0 0 1,8 13

KM33 2 9 2 0,05 0 0 0 1,8 13

KM48 2 9 2 0,05 0 0 0 1,8 13

DERECHOS RESERVADOS


135

La PAZ 9 2 2 0,05 0 0 0 1,8 13

Nva. Lucha 9 2 2 0,05 0 0 0 1,8 13

Peonia 2 9 2 0,05 0 0 0 1,8 13

Punta de Palma 2 9 2 0,05 0 0 0 1,8 13

Punta de Piedra 2 9 2 0,05 0 0 0 1,8 13

San Carlos 9 2 2 0,05 0 0 0 1,8 13

Tablazo 230kv 2 9 2 0,05 0 0 0 1,8 13

Tablazo 400kv 2 9 2 0,05 0 0 0 1,8 13


Don Bosco 2 6 2 0,05 0 0 0 1,2 14

Gallo Verde 2 6 2 0,05 0 0 0 1,2 14

Paraiso 2 6 2 0,05 0 0 0 1,2 14

Santa Barbara 6 2 2 0,05 0 0 0 1,2 14

Trinidad 2 6 2 0,05 0 0 0 1,2 14

Universidad 2 6 2 0,05 0 0 0 1,2 14

Urdaneta 2 6 2 0,05 0 0 0 1,2 14

Mara 9 1 2 0,05 0 0 0 0,9 15

Caujuarito 2 4 2 0,05 0 0 0 0,8 16

Polar 2 4 2 0,05 0 0 0 0,8 16

San Felipe 2 4 2 0,05 0 0 0 0,8 16

Bajo Grande 2 2 2 0,05 0 0 0 0,4 17

Canchancha 2 2 2 0,05 0 0 0 0,4 17

Los Claros 2 2 2 0,05 0 0 0 0,4 17

Luz 2 2 2 0,05 0 0 0 0,4 17

Miranda 2 2 2 0,05 0 0 0 0,4 17

Paso del Diablo 2 2 2 0,05 0 0 0 0,4 17

Pomona 2 2 2 0,05 0 0 0 0,4 17

Punta iguana 2 2 2 0,05 0 0 0 0,4 17

DERECHOS RESERVADOS


136

Sibucara 2 2 2 0,05 0 0 0 0,4 17

Amparo 1 2 2 0,05 0 0 0 0,2 18

Persona Encuestada Nombre Marcos Roa

Cargo Electricista

1º


SUB ESTACIONES

FRE

CU

EN

CIA

NIV

EL

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OD

UC

CIO

N

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GU

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BIE

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CR

ITIC

IDA

D

JER

AR

QU

IA

Tule 9 9 6 0,05 0 35 0 339,3 1

Tablazo 230kv 9 9 4 1 0 0 0 324 2

Tablazo 400kv 9 9 4 1 0 0 0 324 2

Universidad 2 6 4 1 0 35 30 178 3

Tarabas 4 9 4 0,05 0 35 0 147,2 4

Concepcion 4 6 4 1 0 0 0 96 5

San Felipe 4 4 4 1 0 0 0 64 6

Peonia 6 9 1 1 0 0 0 54 7

Punta de Palma 6 9 1 1 0 0 0 54 7

KM33 1 9 4 1 0 0 0 36 8

Punta de Piedra 2 9 2 1 0 0 0 36 8

Nva. Lucha 4 2 4 1 0 0 0 32 9

Polar 4 4 2 1 0 0 0 32 9

DERECHOS RESERVADOS


137

Santa Barbara 4 2 4 1 0 0 0 32 9

El Rincon 15 9 4 0,05 0 0 0 27 10

Casigua 1 6 4 1 0 0 0 24 11

Cuatricentenario 2 6 2 1 0 0 0 24 11

Gallo Verde 2 6 2 1 0 0 0 24 11

Paraiso 1 6 4 1 0 0 0 24 11

Z. Industrial 2 6 2 1 0 0 0 24 11

KM48 1 9 2 1 0 0 0 18 12

Bella Vista 4 2 2 1 0 0 0 16 13

El Libertador 4 2 2 1 0 0 0 16 13

Los Claros 2 2 4 1 0 0 0 16 13

Machique 2 2 4 1 0 0 0 16 13

Miranda 4 2 2 1 0 0 0 16 13

Puerto Rosa 2 2 4 1 0 0 0 16 13

Sibucara 2 2 4 1 0 0 0 16 13

Don Bosco 1 6 2 1 0 0 0 12 14

Cataneja 2 2 2 1 0 0 0 8 15

Caujuarito 1 4 2 1 0 0 0 8 15

Soler 1 4 2 1 0 0 0 8 15

Central 4 6 4 0,05 0 0 0 4,8 16

KM25 1 2 2 1 0 0 0 4 17

Pomona 1 2 2 1 0 0 0 4 17

La PAZ 6 2 6 0,05 0 0 0 3,6 18

Zulia 9 15 2 2 0,05 0 0 0 3 19

Trinidad 2 6 4 0,05 0 0 0 2,4 20

Arreaga 138kv 2 4 2 0,05 0 0 0 0,8 21

Canchancha 4 2 2 0,05 0 0 0 0,8 21

La villa 1 4 4 0,05 0 0 0 0,8 21

DERECHOS RESERVADOS


138

Urdaneta 1 6 2 0,05 0 0 0 0,6 22

Bajo Grande 2 2 2 0,05 0 0 0 0,4 23

Mara 4 1 2 0,05 0 0 0 0,4 23

Paso del Diablo 1 2 4 0,05 0 0 0 0,4 23

San Carlos 1 2 4 0,05 0 0 0 0,4 23

Veritas 1 2 4 0,05 0 0 0 0,4 23

Amparo 1 4 1 0,05 0 0 0 0,2 24

Luz 1 2 2 0,05 0 0 0 0,2 24

Arreaga 24kv 0

Punta iguana 0

Raul Leoni 0

Persona Encuestada Nombre Johvan fuenmayor

Cargo Supervisor de sub

estaciones

DERECHOS RESERVADOS


139

Acontinuación se presentan las siete (7) subestaciones mas criticas del sistema

eléctrico de la empresa ENELVEN obtenido por la encuesta de criticidad

ENELVEN


SUB ESTACIONES CRITICIDAD JERARQUIA

Tarabas 757,5 1

Tule 491 2

Central 467,6 3

Zulia 9 465 4

Concepción 242 5

Veritas 236,2 6

Machiques 175,2 7

La subestación Tarabas según la encuesta de criticidad resulto la mas critica por

lo que se le realizara el diagnostico de sus equipos de potencia específicamente a

los transformadores e interruptores de potencia que se encuentran localizados en

las instalaciones de la subestación.

SUBESTACIÓN TARABAS Se encuentra localizada en la zona norte de la ciudad de Maracaibo

específicamente en la Av. 13 con Calle 64 detrás de la clínica Paraíso esta

DERECHOS RESERVADOS


140

subestación posee una capacidad máxima de potencia de 166MVA y una

capacidad operacional de 66,3 MVA.

La subestación Tarabas esta conformada por 3 interruptores de 138KV, 2

transformadores de potencia de 88MVA de 138/23,9 KV, 2 Transformadores de

13,3 MVA de 24/8KV y 15 interruptores de 24KV

Diagrama Unifilar de la subestación TARABAS

DERECHOS RESERVADOS


141

Diagrama Entrada-Proceso-Salida

En esta fase de la investigación se analizó la configuración del sistema utilizando

un Diagrama de Entrada- Proceso-Salida, con el fin de identificar plenamente

cuáles son los insumos que son procesados con el fin de obtener uno o varios

productos.

Para determinar el EPS se aplicó una tormenta de ideas entre los

integrantes del grupo natural de trabajo, con el objeto de establecer los rangos en

los cuales deben estar comprendidos los insumos que entran al proceso.

Para una mayor visualización de las funciones que posee el sistema se

desarrolló un diagrama de procesos de toda la subestación Tarabas

Dependiendo de la existencia de insumos de entrada y que en el proceso

se ejecuten las funciones principales, se obtiene un producto de salida que debe

cumplir con ciertas especificaciones para garantizar su calidad. En la Figura

siguiente. Se describen los aspectos que integren el Diagrama Entrada-Proceso-

Salida.

DERECHOS RESERVADOS


142

Figura 13. Diagrama de EPS (Entrada-Proceso-Salida) de la subestación Tarabas

Entrada Proceso Salida

60,7 MVA

Tensiones 138KV

Interruptores CTs. PTs.

Transformar niveles de tensión 138KV/24KV/8KV

Niveles de tensión 24KV 8KV

Potencia de Salida 60,7MVA

Producción

Electricidad

Equipos DERECHOS RESERVADOS


143

Para la elaboración del diseño del plan de mantenimiento de la subestación

TARABAS fue necesario analizar los resultados de las distintas pruebas realizadas

a los equipos de potencia que conforman la dicha subestación ubicada en la

cuidad de Maracaibo. Acontinuación se presenta el análisis de los resultados de

las pruebas realizadas a los equipos de potencia de la subestación Tarabas la cual

cuenta con 5 transformadores de potencia 2 de 138Kv a 24Kv y 2de 24Kv a 8Kv

así como 3 interruptores en 138Kv y 13 en 24Kv.

Análisis de transformadores de la subestación Tarabas

2 Pruebas Cromatografía de gases y pruebas físicas

Transformador 1 (TX1) tensión nominal 138/24Kv potencia nominal 83Mva estas

pruebas fueron elaboradas por la empresa mantenimiento eléctrico costel en la

fecha 24/08/05. Esta empresa se baso para el análisis de las pruebas en la norma

IEEEC57104.

Ver pagina siguiente pruebas

DERECHOS RESERVADOS


144

DERECHOS RESERVADOS


145

DERECHOS RESERVADOS


146

Análisis:

Analizando las pruebas cromatograficas realizadas se puede decir que los valores

dados 6,11 % de gases inmersos en el aceite, por esta pruebas arrojan que el

transformador esta entre los limites permitidos para un equipo en funcionamiento,

esto quiere decir, que la cantidad de gases inflamables no se encuentran en

valores críticos por esto el equipo se encuentra en buenas condiciones para seguir

trabajando con la carga

requerida por la empresa que se encuentre dentro de los limites del transformador.

El tx1 se encuentra en buenas condiciones físicas. Se recomienda realizar esta

prueba anualmente para poder evaluar su comportamiento y prevenir una posible

falla.

Transformador 2 (TX2) tensión nominal 138/24Kv potencia nominal 83Mva estas

pruebas fueron elaboradas por la empresa mantenimiento eléctrico costel en la

fecha 24/08/05. La empresa se baso para el análisis de las pruebas en la norma

IEEEC57104


DERECHOS RESERVADOS


147

DERECHOS RESERVADOS


148

DERECHOS RESERVADOS


149

Análisis

Las pruebas realizadas arrojaron como resultado un 7, 30% de gases inmersos

en el aceite en el transformador 2, por lo que se encuentran entre los valores

permitidos para un equipo en funcionamiento, es decir que el contenido de gases

disueltos en el aceite aislante se encuentra entre los rangos normales. Así como

su estado físico solo se necesita sustituir la silica gel para evitar posible

contaminación por entrada de humedad hacia la parte interna del mismo

Transformador 4 (TX4) tensión nominal 23,9/8,32Kv potencia nominal 13,3Mva

estas pruebas fueron elaboradas por la empresa mantenimiento eléctrico costel en

la fecha 24/08/05. La empresa se baso para el análisis de las pruebas en la

norma IEEEC57104


DERECHOS RESERVADOS


150

DERECHOS RESERVADOS


151

DERECHOS RESERVADOS


152

Análisis

El contenido de gases disueltos en el aceite aislante se encuentra entre los

valores normales para una unidad en operación. Con un contenido total de gases

de 8,33% los que indicativo del buen funcionamiento de mismo. En revisión

externa no se presento ninguna anomalía o deterioro físico del equipo.

Transformador 5 (TX5) tensión nominal 23,9/8,32Kv potencia nominal 13,3Mva

estas pruebas fueron elaboradas por la empresa mantenimiento eléctrico costel en

la fecha 24/08/05. La empresa se baso para el análisis de las pruebas en la

norma IEEEC57104


DERECHOS RESERVADOS


153

DERECHOS RESERVADOS


154

DERECHOS RESERVADOS


155

Análisis

Las pruebas de gases realizadas al tx5 dieron como resultado un 6,76% de gases

inmersos en el aceite, por lo que el tx5 se encuentran entre los valores normales

para un equipo en operaron, lo cual es indicativo de las buenas condiciones del

aceite aislante del equipo. En la revisión física se encontró daño en el termómetro

de aceite.

3 Pruebas eléctricas

3.3 prueba de resistencia de aislamiento.

Estas pruebas fueron realizadas por personal de la empresa ENELVEN del

departamento de potencia

Transformador 1 (TX1) 04/10/00


DERECHOS RESERVADOS


156

DERECHOS RESERVADOS


157

Análisis

Las pruebas de resistencia de aislamiento realizadas al tx1 se encuentran ente los

parámetros aceptados para la empresa en un equipo en funcionamiento.

Transformador 4 (TX4)

DERECHOS RESERVADOS


158

Análisis

Las pruebas de realizadas al tx4 se encuentra entre los valores normales para un

equipo en funcionamiento.

Transformador 5 (TX5)

Análisis

DERECHOS RESERVADOS


159

Los resultados de las pruebas de aislamiento se encuentran entre los parámetros

normales para un equipo en funcionamiento

3.4 Pruebas de relación de transformación (TTR)





DERECHOS RESERVADOS


160

DERECHOS RESERVADOS


161

Análisis

En los resultados de las pruebas realizadas al tx5 no se encuentra ningún

indicativo de problemas en los devanados por lo que el equipo se encuentra en

buenas condiciones para seguir en pleno funcionamiento

3.5 Pruebas de devanados (Megado)



DERECHOS RESERVADOS


162


Análisis Las pruebas de resistencia de aislamiento en los devanados no indican que existe

una pequeña anomalía en la prueba (alta +Baja) Vs. Tierra ya que esta no

mantiene el comportamiento ascendente que este debe realizar por lo cual se

recomienda revisar las mediciones.

DERECHOS RESERVADOS


163

SUB-ESTACION: TARABAS

FECHA DE PUEBA: 05/02/2004

EQUIPO CIRCUITO MARCA CAPACIDAD DE

ACEITE RIGIDEZ

DIELECTRICA COLOR DEL

ACEITE

INDICADOR NIVEL ACEITE

INT C-805 BELLA VISTA IV GENERAL

ELECTRIC FKP 212 GAL 22 KV

ROJO ( RECUPERADO)

BUEN ESTADO FISICO

INT C-605 BELLA VISTA II GENERAL

ELECTRIC FKP 212 GAL 14 KV OSCURO

BUEN ESTADO FISICO

INT C-510 LADO ALTA TX-5 SMS 212 GAL 25 KV CRISTALINO (NUEVO)

BUEN ESTADO FISICO

INT C-410 LADO ALTA TX-4 SWS 212 GAL 22 KV

AMARILLO (RECUPERADO)

BUEN ESTADO FISICO

INT C-310 LADO ALTA TX-3 MITSUBISHI 365 LITROS 21 KV CRITALINO (NUEVO)

BUEN ESTADO FISICO

INT C-130 ACLOPADOR BARRA WESTINGHOUSE 170 GAL 22 KV

AMARILLO(RECUPERADO)

BUEN ESTADO FISICO

INT C-1205 BELLA VISTA I GENERAL



BUEN ESTADO FISICO

INT C-1005 BELLA VISTA III GENERAL



BUEN ESTADO FISICO

DERECHOS RESERVADOS


164

Análisis de Modos y Efectos de Fallas (AMEF) Antes de iniciar el análisis de Modos y Efectos de fallas, el sistema de la

subestación Tarabas fue dividido en subsistemas que son los principales equipo

que pueden generar fallas que afecten el funcionamiento del sistema

(subestación Tarabas). Estos subsistemas se mencionan a continuación

1. Transformadores de potencia

2. Interruptores de potencia

Una vez establecidos los subsistemas, se elaboraron diagramas causa efecto para

cada una de las funciones principales (Figura), de tal manera que se pudiera

visualizar en forma estructurada cada una de las causas que afectan estas

funciones.

Estos diagramas permitieron llevar una secuencia en la elaboración de los análisis

de modos y efectos de fallas de cada función principal:

DERECHOS RESERVADOS


165

Figura 14. Diagramas Causa- efecto subestación Tarabas

DERECHOS RESERVADOS


167

DERECHOS RESERVADOS


168

Para completar la información requerida en el formato de AMEF se realizaron

tormentas de ideas con los integrantes del grupo natural de trabajo analizando los

efectos y consecuencias de cada uno de los modos de fallas.

Posteriormente, tomando en consideración las consecuencias de las fallas, se

aplicó el árbol lógico de fallas (con las interrogantes que lo integran) al grupo

natural de trabajo para determinar las tareas de mantenimiento óptimas para cada

modo.

El desarrollo del formato AMEF se puede observar en las siguientes Tablas.

DERECHOS RESERVADOS


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170

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178

PLANES DE MANTENIMIENTO PROPUESTOS POR LA TÉCNICA DEL MANTENIMIENTO CENTRADO EN LA

CONFIABILIDAD

DERECHOS RESERVADOS


179

Tarea de mantenimiento Equipo Frecuencia Actividades a realizar Realizado por

Pruebas eléctricas Personal de la empresa

TX1 Cada 2 años Cromatografías Contratista

Termografías Contratista 3 veces al año Contratista

Cheque de temperaturas Inspector

Pruebas eléctricas Personal de la empresa Tarea a condición TX2 Cada 2 años Cromatografías Contratista

Termografías Contratista 3 veces al año Limpieza Contratista










DERECHOS RESERVADOS


180

Tarea de mantenimiento Equipo Frecuencia Actividades a realizar Realizado por Toma de muestra del aceite Chequeo del mecanismo K-205 1 vez al año de accionamiento Inspector de subestación Limpieza interna del equipo Contratista Toma de muestra del aceite Chequeo del mecanismo K-105 1 vez al año de accionamiento Inspector de subestación Limpieza interna del equipo Contratista Tarea a condición Toma de muestra del aceite Chequeo del mecanismo K-130 1 vez al año de accionamiento Inspector de subestación Limpieza interna del equipo Contratista Toma de muestra del aceite Inspector de subestación C-1205 1 vez al año Cheque de los contactos Contratista internos Toma de muestra del aceite Inspector de subestación C-510 1 vez al año Cheque de los contactos Contratista internos

DERECHOS RESERVADOS


181

DERECHOS RESERVADOS


182

DERECHOS RESERVADOS


183

Tarea de mantenimiento Equipo Frecuencia Actividades a realizar Realizado por Cheque de condiciones C-280 1 vez al año compresor Inspector de subestación Limpieza del gabinete Contratista

Tarea a condición Cheque de condiciones C-1405 1 vez al año compresor Inspector de subestación Limpieza del gabinete Contratista

DERECHOS RESERVADOS


184

CONCLUSIONES

De la presente Investigación se derivaron las siguientes conclusiones:

a) El plan de mantenimiento que contempla actualmente la empresa

ENELVEN esta basado en los criterios de la frecuencia, y bajo inspección

anualmente, por lo cual dicho plan de mantenimiento tiene un buen

resultado y alta confiabilidad, debido a que los mantenimientos a los

equipos de potencia se realizan anualmente la confiabilidad del sistema

aumente, por lo que también los costos de mantenimiento aumenta.

b) La técnica utilizada para la elaboración del plan de mantenimiento fue el

mantenimiento centrado en la confiabilidad ya que este se adapta a las

necesidades y requerimientos de la empresa para preservar sus equipos en

óptimas condiciones, así como la reducción de costos en el mantenimiento

de sus equipos.

c) Los resultados del Análisis de Criticidad presentaron al subestación tarabas

como el sistema mas critico según las encuestas estructuradas elaboradas

por el personal del departamento de potencia de la empresa ENELVEN

d) El estudio de las pruebas realizadas a los equipos de potencia

(transformadores e interruptores) en la subestación tarabas nos dicen que

los equipos se encuentran en condiciones normales en equipos en

funcionamiento.

e) El plan de mantenimiento Utilizando la técnica de mantenimiento centrado

en la confiabilidad, dio como resultado que los equipos que componen la

subestación taraba requieren un mantenimiento a condición, es decir, que

el tipo de manteniendo a realizar dependerá en los transformadores de los

resultados de las pruebas realizadas cada dos años, y en los interruptores

dependiendo de el medio de extinción.

DERECHOS RESERVADOS

CONCLUSIONES

185

f) Se determino que existe una carencia de mantenimiento a los compresores

de los interruptores de gas SF6 específicamente de los interruptores

C-1405 y C-180 en la subestación Tarabas.

DERECHOS RESERVADOS

CONCLUSIONES

186

RECOMENDACIONES

• Aplicar la técnica de mantenimiento centrado en la confiabilidad para el

diseño de los planes de mantenimiento.

• Realizar el estudio de las subestaciones de mayor importancia para la

empresa.

• Adiestrar al personal encargado de elaboración del plan de mantenimiento y

a los ejecutores con respecto a la técnica de mantenimiento centrado en la

confiabilidad.

• Capacitar el personal en la operación y ejecución del nuevo proceso de

mantenimiento.

• Llevar control de las pruebas realizada a los equipos de potencia para

conocer el estado en que estos se encuentra así como el comportamiento

de estos a través de los años.

• Tomar en cuenta los estándares de mantenimiento en el momento de la

planificación y ejecución del mismo.

• Establecer criterios para que las labores realizadas por contratistas lleven

un informe detallado de las labores realizadas por estos.

DERECHOS RESERVADOS

BIBLIOGRAFÍA

187

Bibliografía GOODACRE, Jane & WOODHOUSE, John Auditoria interactive para Mejorar la Confiabilidad Operacional. 1996 http://www.preval.org/documentos Mantenimiento centrado en confiabilidad RCMII John Moubray Modelos Mixtos de Confiabilidad Luís Améndola, Ph. D PAR CONSULTING LIMITED. Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad 1997

Pedro Mora. Maquinas Eléctricas y Transformadores.1997 Sánchez, Ernesto. Pruebas de Aislamiento con Equipo Doble. Doble Engineering Company.

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