Electricidad: Mantenimiento

Electrotecnia. Subestación. Transformador de potencia. Interruptores. Reconectadores. Equipo: complejidad. Organización. Control. Planificación

  • Enviado por: Drilmerth Buyón
  • Idioma: castellano
  • País: Venezuela Venezuela
  • 44 páginas

publicidad
cursos destacados
Lógica y Conjuntos
Lógica y Conjuntos
En este de curso de Lógica y Conjuntos estudiaremos fundamentos de la lógica matemática, lo cual...
Ver más información

Productos Notables & Ejercicios resueltos Nivel 2
Productos Notables & Ejercicios resueltos Nivel 2
Aprende como trabajar con Productos Notables de forma fácil y divertida. En este curso de nivel 2...
Ver más información


Electricidad: Mantenimiento

Electricidad: Mantenimiento

INSTITUTO UNIVERSITARIO

TECNOLOGICO DE SEGURIDAD INDUSTRIAL

I.U.T.S.I.

PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO A LA SUB-ESTACION LOS TANQUES DE LA C.A. ELECTRICIDAD DEL CENTRO ELECENTRO

INTRODUCCION

Se ha comprobado totalmente que el mantenimiento industrial llevado a cabo en empresa y fábricas ha logrado obtener un tiempo de vida mucho más largo de las maquinarias y equipos, que en empresas donde no tienen un sistema de mantenimiento organizado preventivo

El mantenimiento es y debe ser una de las actividades más importantes dentro de una industria. Cuando se habla de mantenimiento inmediatamente se piensa en reparaciones, ésto quiere decir que el equipo se dañó o está empezando a deteriorarse.

En el presente trabajo hacemos énfasis en el mantenimiento preventivo al área primordial de la empresa como son las Sub-estaciones de Distribución, ya que ello van a ser las encargadas de llevar la energía eléctrica a cada una de nuestras casas, industrias y comercios.

Hoy en día los equipos, dispositivos, accesorios y herramientas han aumentado considerablemente los precios y por supuesto sus repuestos, de ahí la importancia de la implementación de dicho programa

AGRADECIMIENTO

Especial agradecimiento al Ingeniero Guillén perteneciente a la unidad de Sub-estaciones por toda su atención y ayuda prestada en la elaboración de éste trabajo.

Al técnico José Barreto, por toda la documentacion prestada, base bibliográfica de éste trabajo.

Y por último, al Tèc. Lorenzo Casamayor, por sus asesorías prestadas en el área de SeguridadOBJETIVO GENERAL

Implementar un plan de mantenimiento preventivo a la sub-estación “Los Tanques” de la C.A. Electricidad del Centro, con el fin de reducir las fallas y cortes de suministro de energía garantizando así el servicio eléctrico a la comunidad de El Meneen, Fadeaca y Ceniza en Villa de Cura - Estado Aragua, así como el alargamiento de la vida útil de los equipos y accesorios que existen dentro de la sub-estación..

ANTECEDENTES

Para la realización de dicho trabajo, se solicitó la autorización y apoyo del Ing. José Guillen Jefe del Departamento de Sub-estaciones de la Zona Aragua en dicha empresa.

Se realizó una visita por la sub-estación y una empresa contratista denominada Ingeniería Bucros C.A. realizó el diagnóstico y levantamiento de planos de la sub-estación, el cual se tomó como referencia para la realización de éste trabajo.

La planificación de dicho informe fué realizado por nosotros con ayuda de los técnicos e ingenieros del departamento, la ejecución de dicho plan será ejecutado por el departamento.

Se tomó como sub-estación piloto la sub-estación “Los Tanques” por ser una de las sub-estaciones que se encuentra en mejor estado, ya que para la realización de este plan se necesitaba que la sub-estación a escoger estuviera al 100% de funcionabilidad y operabilidad.

Se espera que con los resultados obtenidos, sea implementado a las demás sub-estaciones conforme vayan aplicándose los mantenimientos correctivos correspondientes.

1.- CONSIDERACIONES GENERALES

La sub-estación “Los Tanques” es una sub-estación de distribución rural no servida ubicada en con una relación de transformación de 34,5 Kv. a 13,8 Kv., el cual se alimenta de la alimentación de la sub-estación de transmisión Villa de Cura y sirve a tres circuitos como son:

Circuito FADEACA

Circuito El MENNEN

Circuito CENIZA

Dicha sub-estación cuenta con un transformador de potencia de 10 MVA una barra de llegada de 34,5 Kv., un disyuntor y una barra de salida con tres circuitos de 13,8 Kv.

2.- DETERMINACION DE LOS REQUERIMIENTOS DEL PROGRAMA

En base a los parámetros que a continuación se señalan se escogieron de todos los equipos y accesorios que funcionan dentro de la sub-estación los siguientes:

Transformador de Potencia

Interruptores o Disyuntores

Transformador de Corriente

Transformadores de Tensión

Transformador de Servicios Auxiliares

Reconectadores

2.1.- USO Y TIPO DE EQUIPO

2.1.1.- Transformador de Potencia:

El transformador de potencia es un equipo fijo que convierte una tensión y una corriente a otra mediante el principio de inducción electromagnética. El tipo de transformador es de potencia, es decir, que aumenta la corriente y disminuye la tensión de una energía primaria a otra secundaria. Para el caso específico del transformador de potencia de la sub-estación, disminuye la potencia de 34,5 Kv. a 13,8 Kv. El transformador utiliza aceite como producto refrigerante.

2.1.2.- Interruptores:

Es un equipo fijo construido y diseñado para interrumpir grandes cantidades de corriente. En la actualidad existen diferentes tipos de interruptores o disyuntores como son:

Interruptor de Bajo Volumen de Aceite

Interruptor de Alto Volumen de Aceite

Interruptor Oleoneumáticos

Su función principal es disipar el arco que se forma internamente entre los contactos al interrumpir las cargas. Para el caso del Interruptor de la sub-estación es un interruptor de alto volumen de aceite.

2.1.2.- Transformador de corriente:

Es un equipo que protege y regula las corrientes que entran y salen del transformador de potencia. La sub-estación posee dos transformador de corriente en la salida del transformador de potencia con una relación 500/5 amp. Uno antes del interruptor con una relación de 150/5 amp. y uno después del interruptor con una relación igual al anterior.

2.1.3.- Transformador de Tensión o Potencial:

Es un equipo que protege y regula las tensiones que salen del transformador de potencia. La sub-estación posee un transformados de tensión o potencial con una relación de 13800/100-110 V.

2.1.4.- Transformador de Servicios Auxiliares:

Es un equipo que sirve a los servicios internos de funcionamiento de la sub-estación tales como: sala de baterías, alumbrado, etc. Existe un solo transformador antes de los seccionadores de llegada con una relación de 19920/240-120 V de 25 KVA de potencia.

2.1.5.- Reconectadores:

Son unos equipos que controlan y regulan el paso de corriente y tensión después del transformador de potencia y antes de la salida de tensión y corriente de la sub-estación. Estos equipos dependiendo de la tensión y corriente que salga del transformador de potencia, disminuye o aumenta la tensión y/o corriente necesaria.

2.2.- IMPORTANCIA

2.2.1.- Transformador de Potencia:

El transformador de potencia es el equipo más importante de la sub-estación, ya que es el equipo responsable del cambio de tensión, objetivo principal de cualquier sub-estación de distribución. Sin él no tendría razón una sub-estación.

2.2.2.- Interruptores:

El interruptor tiene una 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 la sub-estación de transmisión.

2.2.3.- Transformador de corriente:

Cuando existen sobrecorrientes en los circuitos, puede forzar al transformador de potencia y producir un aumento de calor lo que dañaría al transformador e incluso llevar la falla a la sub-estación de transmisión. De ahí la importancia del transformador de corriente que regula esa sobrecorriente y a la vez protege al transformador de potencia.

2.2.4.- Transformador de Tensión o Potencial:

La misma importancia que el transformador de corriente; la diferencia radica en que éste transformador regula las diferencia de potenciales.

2.2.5.- Transformador de Servicios Auxiliares:

Sin el funcionamiento de éste transformador no pudiera funcionar el gabinete o celda de protección, no existiría alumbrado de la sub-estación y otras funciones que para su ejecución necesita energía eléctrica.

2.2.6.- Reconectadores:

Son los equipos que van a regular y a proteger las corrientes de salida de los circuitos para conservar una uniformidad hasta los postes de transformación y los equipos eléctricos del suscriptor.

2.3.- TAMAÑO Y COMPLEJIDAD DEL EQUIPO

2.3.1.- Transformador de Potencia:

El transformador de potencia es el equipo más grande y más complejo, ya que internamente posee una cierta cantidad de dispositivos y accesorios necesarios para el correcto funcionamiento del mismo, se recuerda que éste equipo trabaja con 34.500 voltios de tensión. De ahí la complejidad

2.3.2.- Interruptores:

El interruptor no es de gran tamaño y no posee gran complejidad en su interior

2.3.3.- Transformador de corriente:

No posee gran tamaño, pero posee cierta complejidad interna debido a los espirales, su forma de colocación y arrollamiento, así como las conexiones de los terminales y puestas a tierra

2.3.4.- Transformador de Tensión o Potencial:

ídem al anterior.

2.3.5.- Transformador de Servicios Auxiliares:

ibídem al anterior.

2.3.6.- Reconectadores:

ídem al anterior.

2.6.- RECURSOS HUMANOS Y ECONOMICOS CON QUE CUENTA LA EMPRESA

La empresa cuenta actualmente con un departamento de sub-estaciones adscrito a la Unidad de Operación y Mantenimiento de la Zona, el cual posee como función principal el mantenimiento de todas las sub-estaciones rurales de distribución no servidas del Estado Aragua.

Actualmente cuenta con un Ingeniero Electricista, jefe del departamento, y seis técnicos que realizan las labores de operación , control y mantenimiento.

Todos los recursos son solicitados a la Unidad de Operación y Mantenimiento de la zona.

2.7.- ESTADO DE FUNCIONAMIENTO DE LA SUB-ESTACION

En el diagnóstico hecho por la empresa privada, también realizó una serie de pruebas y diagnóstico el estado de la sub-estación en general. De todas las recomendaciones dictadas quedan por hace las siguientes:

TRABAJO A REALIZARSE

EJECUTADO A LA FECHA (%)

OBSERVACIONES

El transformador presenta porosidades del metal en una de sus tuberías y puntos de oxidación en el tanque principal

50

Falta pintar el tanque principal

Instalar equipo de medición para determinar el consumo de energía por los alimentadores en 13.8 Kv.

0

Se gestionará instalación

Realizar chequeo del aceite del transformador al año del presente estudio

80

Se solicitara Cromatografía de gases y análisis Químico Físico

Equipar Reconectadores con dispositivos “Lock Out” para enviar señal al CODA cuando quede abierto un reconectador

-

Se gestionará la puesta en funcionamiento del sistema de teleseñalización

Implementar Protección de Respaldo en 13.8 Kv. para fallas a tierra

-

Se gestionará la protección más adecuada

Se recomendó la realización de éstas labores antes del 31 de diciembre para poder arrancar con un cronograma de mantenimiento preventivo a partir de Enero de 1.996

2.8.- BASAMENTO EN MANUALES Y CATALOGOS DE EQUIPO DE LOS BIENES A MANTENER.

Lamentablemente no se tiene catálogos ni manuales de éstos equipos, por eso, se recurrió a la programación de un plan modelo que se irá reformulando de acuerdo a lo que indique los historiales de fallas a implementar en cada uno de los equipos.

3.- FORMULACION DEL PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO

3.1.- INVENTARIO TECNICO

El inventario técnico fué realizado por una empresa privada denominada Ingeniería Bucros C.A. y trabajadores de la empresa. A continuación se describe el inventario dividido en tres partes:

Inventario de equipos de la sub-estación

Inventario de equipos de medición a utilizar en la sub-estación

Inventario de recursos humanos.

Inventario de repuestos

3.1.1.- Inventario de Equipos de la Sub-Estación:

Ver figura anexa.

3.1.2.- Inventario de Equipos de Medición de la Sub-Estación:

3.1.3.- Inventario de Recursos Humanos:

Un ingeniero, un caporal y tres cuadrillas de tres técnicos cada uno

3.1.3.- Inventario de Repuestos:

No se posee inventario de repuestos

3.2.- PROCESO DE ORGANIZACION

La organización del departamento está descrita en los organigrama anexos. Como funciones del Dpto de sub-estaciones se encuentran los siguientes:

1) Programa, contrata y controla el mantenimiento preventivo y correctivo de las sub-estaciones

2) Ejecuta, contrata y controla la instalación de equipos de protección

3) Administra y supervisa el desempeño de los contratistas

4) Prevé y programa los materiales necesarios para el mantenimiento

5) Estudia y ejecuta los ajustes al sitema de protecciones

6) Programa el diagnóstico termográfico de circuitos y S/E de la zona

7) Reporta las actividades y trabajos completados

8) Colabora con Planificación en la identificación de áreas problemas en los circuitos, y en el desarrollo de soluciones aceptables

9) Apoya a los distritos en el diagnóstico y solución de problemas complejos, así como la recepción de obras para su incorporación al sistema

10) Coordina con la Unidad de Recursos Humanos el adiestramiento de personal para el área de S/E

11) Elabora su presupuesto y controla su ejecución

3.3.- PLANIFICACION

Por no tener un fuerte basamento de las características de los equipos ni un control estadísticos de fallas, se procedió a la planificación del programa en base a:

Inspecciones visuales

Estado de funcionamiento

Pruebas y mediciones de equipos

Para ésta planificación se basó en las pruebas y mediciones de equipos exigidos por una norma CADAFE que actualemente está en proceso de discusión y aprobación; y de ahí una planificación para el año 1.996. Se dejó cuatro meses de holgura para:

Presentación, Discusión y Aprobación del programa

Reparación e instalaciones de dispositivos faltantes en base al diagnostico hecho

Compra de repuestos, equipos, herramientas e instrumentos de medición faltantes

Reclutamiento y selección de personal faltante

En base a los resultados arrojados (demostrados a través de los índices de interrupciones) se determinará la implementación de éste programa a las demás sub-estaciones.

En total son 24 pruebas en general a realizar en todo el año lo cual repartido a doce meces, quedaría a 2 pruebas por mes (una semana intercalada por mes). Cada vez que se realice una prueba, se verificará el estado de funcionamiento y la inspección visual en general. De notar alguna falla será anotado en una planilla de ordenes de trabajo, codificado por el Jefe del departamento y resuelto en base a las prioridades del área.

Además de ello, se implementará una hoja de vida útil de los equipos, los cuales nos señalarán los cambios a realizar en la reprogramación para el año subsiguiente.

3.4.- PROGRAMACION

En base a la planificación prescrita, se programó el proceso en base al siguiente cuadro anexo. Se entiende que dicha programación en algún momento dado no pueda dar resultados muy satisfactorios, pero será el punto de partida para el desarrollo total de éste programa.

Con ésta programación será también basamento para una futura automatización con la ayuda de un pasante universitario Ingeniero de Sistema, capaz de realizar un sistema computarizado que controle los programas de mantenimiento en general para todo el estado Aragua.

Dicho programa se hizo bastante flexible, para dar oportunidad a la ambientación de los trabajadores del departamento a dicho programa, ya que anteriormente no existía un plan claro de mantenimiento preventivo para las sub-estaciones.

3.4.1.- DESCRIPCION DE LAS TAREAS A REALIZAR

3.4.1.1.- TRANSFORMADORES DE POTENCIA:

a.- Inspección Visual

- Montaje adecuado y nivelación

- Estado de los aisladores

- Fijación, frenos y anclaje

- Limpieza y pintura

- Signos de corrosión del equipo

- Estanqueidad de las juntas

- Placa característica

- Identificación de todo sus componente

- Chequeo del sistema de aterramiento

- Chequeo de los indicadores de nivel de aceite de la cuba y del conservador

- Daños Físicos del transformador (golpes, abolladuras, etc.)

- Alineación y Separación entre cuernos rompe arcos (según normas)

- Sedimentación o pérdida de aceite

- Obstrucciones exteriores en los radiadores

- Obstrucciones en los ventiladores (si lo tiene)

- Estado del respiradero y elemento deshumificador

- Color de la sílica del deshidratador

- Estado de los indicadores de temperatura

- Estado del drenaje del aceite del transformador

b.- Estado de funcionamiento en el cubículo del transformador

Verificar:

- Si existe alimentación de tensión A.C. y D.C.

- Conexionado de los tomacorrientes

- Existencia y funcionamiento del sistema anticondesación (resistencia de calefacción y termostato)

- Breakers y fusibles

- Que todos los equipos regletas y conductores estén identificados de manera clara

- Que los conductores tengan terminales

- El funcionamiento de los ventiladores (si los hay) en cuanto al sentido de giro y ubicación

- Funcionamiento del cambio de tomas

c.- Estado de funcionamiento en el armario de repartición de transformadores

Verificar:

- Tomacorrientes de tensión A.C. y D.C.

- Funcionamiento de calefacción (resistencia y termostato)

- Breakers y fusibles

- Iluminación

- Disparos por protecciones

- Propias del transformador Relé Buchholz

Qualitrol o similar (50% de presión)

Temperatura de aceite

Temperatura de arrollado

- Externas Relé de sobrecorriente

Relé diferencial

Relé masa-cuba

d.- Pruebas a realizar:

d.1.- Relación de Transformación:

d.1.1.- Procedimiento

d.1.1.1.- Usando el TTR

1.- Identificar claramente los conectores del TTR:

- Bornes “X” conectores en forma de mariposa: X1 negro, X2 rojo

- Bornes “H” conectores en forma de caimán: H1 negro, H2 rojo

2.- Verificar el buen estado del equipo de la siguiente manera:

- Ajustar los diales en cero

- Conectar entre sí los bornes H1 y H2, los bornes X1 y X2 no deben tocarse entre sí

- Gire la manivela del generador hasta que el voltímetro indique 8 Volts. La aguja del amperímetro debe permanecer en cero, la aguja del “null” no debe deflectarse

3.- Las pruebas se deben hacer en todos los taps del cambiador de tomas.

4.- Se conecta el equipo tal como se muestra en el catálogo del fabricante

5.- Para comprobar si la polaridad es la correcta giramos un cuarto de vuelta la manivela, si la aguja del “null” deflecta hacia la izquierda la conexión es correcta, pero si deflecta a la derecha se deben intercambiar los terminales H1 y H2

6.- Comenzar a girar los diales de izquierda a derecha, hasta obtener el valor donde se estabiliza, el voltaje debe ser 8 volts, y la corriente de excitación mínima.

7.- Si al girar la manivela, se observa que la aguja del voltímetro no se mueve, el amperímetro indica “FULL ESCALA” y la manivela se pone dura, hay razones para sospechar que existe un cortocircuito entre espiras.

8.- Si al girar la manivela se obtiene: tensión normal, corriente baja y no hay deflexión en el galvanómetro “NULL”, es indicativo de un circuito abierto.

9.- Los valores obtenidos no deben tener un error mayor del 0,5% del valor teórico en el taps. correspondiente.

d.1.1.2.- Medición de Tensiones

1.- Aplicar tensión trifásica, 208 V en el lado de alta del transformador

2.- Medir las tensiones tanto en el lado de alta como en el de baja

3.- Calcular la relación de transformación y compararla con los datos de la placa característica

Cualquiera que sea el método utilizado debe ejecutarse para cada posición del cambiador de tomas.

En cuanto al error permitido deberá consultarse el protocolo de pruebas del fabricante

d.1.2.- Equipos necesarios:

1.- T.T.R.

2.- Fuente de alimentación trifásica

3.- Extensión trifásica

4.- Multímetro y accesorios

d.2.- Grupo Vectorial:

d.2.1.- Procedimiento

1.- Se une un terminal cualquiera del lado de alta con uno cualquiera del terminal de baja

2.- Aplicar tensión trifásica 208 V. en el lado de alta

3.- Medir la tensión para todas las combinaciones posibles o necesarios entre los terminales de alta y baja para el taps. nominal

4.- Con los valores obtenidos se dibujan los vectores respectivos.

5.- Si se dispone de un medidor de ángulo, se mide el ángulo entre las tensiones, sin necesidad de unir terminales

d.2.2.- Equipos necesarios

1.- Fuente de alimentación

2.- Extensión trifásica

3.- Medidor de ángulo

4.- Multímetro y accesorios

d.3.- Termómetros y Termocuplas

d.3.1.- Procedimiento

1.- Colocar la termocupla a probar y un termómetro patrón en un recipiente lleno de aceite

2.- Calentar el recipiente con una cocinilla

3.- Comparar las lecturas del termómetro patrón con el termómetro a verificar y calcular el porcentaje de error

4.- Comprobar los valores de ajustes para alarmas y disparos

d.3.2.- Equipos necesarios

1.- Cocinilla eléctrica

2.- Termómetro patrón

3.- Extensión de alimentación

d.4.- Circuitos de Corriente

d.4.1.- Procedimiento

1.- Hacer inyección secundaria de corriente

2.- Con inyección de corriente por fase se chequeará el cableado secundario en todos los puntos correspondientes según planos.

3.- Con corriente nominal se verificará la carga (V.A.) conectada a los secundarios de los T.C., midiendo la tensión directamente en los bornes secundarios del transformador de corriente

d.4.2.- Equipos necesarios

1.- Inyector secundario de corriente

2.- Multímetro, pinza amperimétrica y accesorios

3.- Puntas de pruebas

d.5.- Protecciones

d.5.1.- Pruebas Funcionales

1.- Simular que el transformador de potencia está en condiciones de servicio, es decir, con el interruptor cerrado

2.- Accionar manualmente cada relé de protección y observar que dispare el interruptor

3.- Verificar que aparezcan las señales correspondientes

4.- Reponer las señales y normalizar el tramo transformador

d.5.2.- Pruebas a realizar en los relé

d.5.2.1.- Relé diferencial

1.- Verificar que los circuitos de corriente tengan una sola puesta tierra y que ésta sea en la borne del armario de repartición y no en los bornes secundarios de los T.C.

2.- Verificar que la conexión de la protección diferencial sea la más adecuada para el transformador que se va a proteger (en magnitud y fase)

3.- Verificar que la relación de transformación de los T.C. principales e intermedios es la correcta

4.- Comprobar que todo el cableado del circuito de corriente esté de acuerdo con los planos

5.- Inyectar corriente secundaria, desde la bornera en el armario de repartición del transformador, simulando condición de falla fuera del transformador (no debe circular corriente por la bobina de operación del relé) el relé no debe operar

6.- Inyectar corriente secundaria, simulando condición de falla del transformador (corriente por la bobina de operación del relé) y verificar que el relé actúe. Se chequeará para diferentes valores de ajustes del relé diferencial

7.- La inyección de corriente se debe hacer para las tres (03) fases independientemente

8.- El calibre mínimo del cable para los circuitos de corriente deberá ser No. 10

Equipos necesarios

Multímetro y accesorios

Pinza amperimétrica

Inyector secundario de corriente

Peines de pruebas

d.5.3.- Protección de cuba

1.- Asegurarse que la cuba esté completamente aislada de tierra y de cualquier accesorio que esté conectado a tierra.

2.- Verificar que la puesta a tierra de la cuba, sea únicamente a través del transformador de corriente de masa-cuba, y que esté directamente conectado a la malla de tierra

3.- Chequear la relación de transformación del T.C. con inyección primaria de corriente y verificar el cableado según planos funcionales

4.- Provocar un disparo simulando una falla y observar que dispare el interruptor

5.- Verificar todas las señales

Equipos necesarios

Inyector primario de corriente y accesorios

Multímetro y accesorios

Pinza amperimétrica

d.5.4.- Protecciones propias del transformador

d.5.4.1.- Relé de Buchholz

Activar el relé a fin de verificar el disparo y las señales correspondientes. El relé puede ser activado por medio de las siguientes formas:

a) Con una bomba neumática, si el relé tiene una toma para prueba mediante inyección de aire

b) Con los pulsadores de pruebas, que el relé tiene para tal fin

c) Si no se puede hacer ninguna de las anteriores, se cortocircuitan los bornes del relé

d.5.4.2.- Qualitrol

Se acciona el dispositivo de actuación y se comprueba que halla disparo y señalización respectiva

d.5.4.3.- Temperatura de arrollado

En el momento en que se están probando las Termocuplas (calentándose en un recipiente con aceite) se verificará el disparo y señalización correspondiente

d.6.- Aislamiento

d.6.1.- Procedimiento

1.- Aislar el transformador de barra.

2.- Se desconectan todos los cables y conexiones de los bushings.

3.- Desconectar los neutros de sus conexiones.

4.- Cortocircuitar cada devanado usando los terminales de los bushings incluyendo el neutro correspondiente.

5.- Dejar la cuba aterrada.

6.- Conectar el termina “ | ” del megger al devanado de alta y el terminal “ — ” a la cuba. Se acciona el megger previamente ajustado al valor de tensión a inyectar, el cual dependerá del transformador a probar. Con esta medida se determina el valor de resistencia entre alta y masa.

7.- Para determinar el valor de resistencia entre baja y masa se hace similar al punto anterior.

8.- El valor de resistencia entre alta y baja se determina colocando los terminales entre dichos devanados.

9.- El valor de la lectura que se tomará, será el que indique la aguja del equipo luego que ésta se estabilice.

10.- Los valores obtenidos serán corregidos a 20°C y no se podrán energizar ningún transformador que tenga menos de 1000 MW a 20°C.

Equipos necesarios

Megger y accesorios.

Cables para cortocircuitar los bushings.

d.6.2.- Pruebas de aceite

d.6.2.1.- Chispómetro

1.- No debe existir ambiente de lluvia.

2.- Aterrar la carcaza del Chispómetro.

3.- Asegurarse que la distancia entre electrodos es de 2,5 mm.

4.- Cuando se tome la muestra de aceite, se dejará drenar éste hasta que se considere que se ha botado todo el aceite depositado en la válvula.

5.- Se tomarán muestras de la parte superior o inferior de la cuba y del conservador.

6.- Lavar el recipiente del Chispómetro con el aceite. Luego llenarlo y dejarlo reposar por un tiempo aproximado de diez (10) minutos para que las burbujas de aire puedan escapar.

7.- Verificar que la aguja está en la posición “cero”

8.- Poner el interruptor “POWER ON” pulsar el interruptor “RESET” y esperar que la aguja este en posición “cero”.

9.- Pulsar el botón “START” y automáticamente sube la tensión de prueba hasta que se produce la perforación del aceite, momento en el cual se prende la luz roja “FAILURE”.

10.- El movimiento adicional de la aguja es por inercia

11.- Anotar el valor obtenido

12.- Para repetir la prueba pulsar el botón “RESET” y esperar que la aguja regrese a cero

13.- Se tomarán cinco (05) lecturas esperando un tiempo de tres (03) minutos entre pruebas.

14.- Se determinará el promedio de las cinco lecturas y deberá ser mayor o igual a 30 Kv., en caso contrario será indicativo de que el aceite necesita tratamiento con bomba de secado al vacío.

Equipos Necesarios:

Chispómetro escala de 0 a 60 Kv.

d.6.2.1.- Prueba de aceite con el doble

1.- Los puntos 1, 4 y 5 de la prueba anterior son similares

2.- Al tomar las muestras, drénese suficiente cantidad de aceite, para permitir que se limpie cualquier impureza o agua depositada en la válvula.

3.- Llenar el recipiente con aceite

4.- Llenar la celda o recipiente hasta ¾ pulgadas por encima de la parte superior del cilindro interior.

5.- Colocar la celda en un lugar nivelado y colocarle su tapa

6.- Dejar reposar el aceite por un tiempo de 10 a 15 minutos

7.- Colocar el gancho de alto voltaje al asa de la tapa

8.- El anillo colocado en la parte superior de la tapa, se conecta el anillo de guarda previsto para tal fin en el cable de potencia.

9.- Conectar la celda a tierra usando el saliente metálico del cilindro exterior previsto para ello.

10.- Mantener una separación de por lo menos una (1) pulgada entre las toma de alto voltaje y la conexión de guarda, para evitar que salten arcos entre dichas partes.

11.- Elevar la tensión hasta 2.5 Kv.

12.- Tomar las mediciones de Mva y Mw y calcular el factor de potencia.

13.- Los valores de factor de potencia serán corregidos a 20°C.

14.- Aceites con factores de potencia menor de 0,5% a 20°C son considerados satisfactorios. Aceites con Fp mayores de 0,5% deben remplazarse.

3.4.1.2.- INTERRUPTORES:

a.- Inspección Visual

- Montaje adecuado y nivelación

- Estado físico de los bushings

- Fijación y anclaje

- Limpieza y pintura

- Signos de corrosión

- Placa característica

- Sistema de aterramiento

- Daños Físicos (golpes, abolladuras, etc.)

- Sedimentación o pérdida de aceite (si es de tipo de aceite)

b.- Estado de funcionamiento

Verificar:

- Si existe alimentación de tensión A.C. y D.C.

- Estado de los tomacorrientes

- Sistema de calefacción e iluminación

- Breakers y fusibles

- Que todos los equipos, regletas y conductores estén identificados de manera clara y de acuerdo con los planos

- Nivel de aceite (si es del tipo aceite)

- Los enclavamientos

- El ciclo de operaciones del interruptor

- El contador de operaciones y el indicador de posición

- Las señalizaciones y actuación de los presostátos, por variación de las presiones de SF6, nitrógeno, aire, etc., según sea el caso

c.- Pruebas a realizar:

c.1.- Resistencia de contacto:

c.1.1.- Procedimiento

1.- Aislar completamente el interruptor

2.- Limpiar con un cepillo las conexiones de los polos

3.- Cerrar el interruptor varias veces y dejarlo cerrado

4.- Conectar a los extremos de cada polo, los cables del medidor de resistencia (DUCTER).

5.- Conectar los cables al equipo

6.- Pulsar el botón y tomar la lectura correspondiente

7.- El valor obtenido debe ser menor de 100 micro-ohmios

Equipos a utilizar

Ducter

Cargador

Cables

Cepillo de madera

Extensión monofásica

c.2.- Resistencia de contacto:

c.2.1.- Procedimiento

1.- Conectar en los extremos de los polos del interruptor, un cable y conectarlo en las tomas de las pistas correspondientes a cada fase del impulsógrafo

2.- Ajustar máxima velocidad del impulsógrafo

3.- Accionar el impulsógrafo, dejar que éste adquiera la velocidad ajustada y dar una orden de apertura y cierre.

4.- En la cinta del impulsógrafo se debe haber graficado el momento de apertura y cierre.

5.- Con una regla milimetrada se medirá la discordancia entre las fases, tanto en la apertura como en el cierre.

6.- Las discordancia permitida será hasta cinco (05) microsegundos.

Equipos a utilizar:

Impulsógrafo y accesorios

Seis (06) puntas de pruebas con conectores adecuados

Extensión monofásica

c.3.- Tiempos de apertura y cierre

c.3.1.- Procedimiento

1.- Se dejarán conectados dos (02) polos al impulsógrafo.

2.- Se tomarán muestra de la tensión de alimentación de alimentación de las bobinas de disparo y de cierre.

3.- Las tomas de las pista donde se va a un gráfica la señal de alimentación de las bobinas, será de 100 Kilohmios.

Esta toma tiene un borne positivo (+) y uno negativo (-) en donde se conectará la tensión de las bobinas de acuerdo a la polaridad. En el caso de la bobina de cierre, que la alimentación es corriente alterna, la fase se conectará al borne positivo y el neutro al negativo.

4.- Accionar el impulsógrafo y luego operar el interruptor

5.- Con una regla milimetrada se medirá el tiempo en que aparece la orden en la bobina y el momento en que se ejecuta la acción. El tiempo máximo de apertura será de 83 mseg.

Equipos a Utilizar:

Impulsógrafo y accesorios

Seis (06) puntas de prueba con conectores adecuados

Extensión monofásica

c.4.- Relé antibombeo

c.4.1.- Procedimiento

1.- Colocar un dispositivo directamente en la bobina de disparo, estando el interruptor abierto.

2.- Cerrar el interruptor y dejar el conmutador en la posición “cierre”.

3.- El interruptor ejecutará la orden de cierre y de apertura y debe permanecer en posición “abierto”.

Equipos a Utilizar:

Puntas de pruebas

c.5.- Inyección primaria de corriente:

c.5.1.- Procedimiento

1.- Cerrar el interruptor

2.- Quitar el dispositivo de disparo de la protección.

3.- Conectar los cables del inyector a los extremos de cada polo.

4.- Accionar el inyector de corriente

5.- Se debe medir corriente en la fase que se está inyectando, y en el neutro, tanto en el núcleo de medición como el de protección, de acuerdo con los planos

6.- Se verificará la relación de transformación

7.- Para conectar la polaridad de los transformadores de corriente se hará inyección entre fases, en cuyo caso no habrá corriente por el neutro.

8.- A corriente nominal se medirá la tensión en los bornes secundarios del transformador, a cada núcleo, se calcularán los V.A. y se verificará que esté por debajo del valor de la placa.

Equipos Necesarios:

Inyector primario de corriente

Puntas de pruebas

Pinza amperimétrica

Multiamperímetro

c.6.- Resistencia de aislamiento:

c.6.1.- Procedimiento

1.- Con el interruptor abierto se medirá la resistencia de aislamiento de los extremos de cada polo con respecto a la cuba del interruptor.

2.- Se conectará el borne (+) del megger al extremo del polo y el borne (-) a la cuba del interruptor.

3.- Se tomarán los valores luego de que la aguja del equipo se estabilice.

4.- Con el interruptor cerrado se tomarán las medidas de resistencia de cada fase.

Equipos a Utilizar:

Megger y accesorios

3.4.1.3.- TRANSFORMADORES DE CORRIENTE:

a.- Inspección Visual

- Montaje adecuado y nivelación

- Estado de los aisladores

- Limpieza y pintura

- Signos de corrosión del equipo

- Placa característica

- Chequeo del sistema de aterramiento

- Daños Físicos del transformador (golpes, abolladuras, etc.)

- Estanqueidad de la caja de bornes secundarios

- Cortocircuito y aterramiento de los secundarios de reservas

b.- Pruebas a realizar:

b.1.- Relación de Transformación:

b.1.1.- Procedimiento

1.- Conectar los cables del inyector primario de corriente a los extremos del transformador de corriente

2.- Inyectar, si es posible corriente nominal primaria y medir la corriente secundaria

3.- Calcular la relación de transformación y compararla con los datos de la placa

Equipos a utilizar:

Inyector primario de corriente y accesorios

Multímetro

Pinza amperimétrica

Puntas de prueba

b.2.- Polaridad:

b.2.1.- Procedimiento

1.- Para verificar que la polaridad de los T.C. y la conexión de los secundarios a los equipos es la correcta, se hace inyección entre fases

2.- Se conectarán los cables del inyector en los bornes “P1” de los T.C. de la fase “R” y “S” y se puentean los bornes “P2”.

3.- Se inyecta el 50% de corriente nominal

4.- Se debe constatar que no haya corriente por el neutro

Equipos a utilizar:

Inyector primario de corriente y accesorios

Inyector secundario de corriente

Multímetro

Pinza amperimétrica y puntas de pruebas

b.3.- Carga conectada:

b.3.1.- Procedimiento

1.- Inyectar corriente primaria, si no es posible, inyectar directamente en los bornes secundarios corriente nominal secundaria, con un inyector de corriente secundario

2.- Medir la tensión en los bornes de cada núcleo y calcular los V.A.

3.- Comparar los valores obtenidos con los datos de la placa.

Equipos a utilizar:

Inyector primario de corriente

Inyector secundario de corriente

Multímetro

Pinza amperimétrica y puntas de prueba

b.4.- Correspondencia de cada secundario con su carga:

b.4.1.- Procedimiento

1.- Inyectar corriente primaria (50%)

2.- Cortocircuitar cada núcleo (medición y protección) independientemente

3.- Verificar que la corriente se anule, en los equipos correspondientes al núcleo que se está cortocircuitando.

Equipos a utilizar:

Inyector primario de corriente

Multímetro

Pinza amperimétrica y puntas de prueba

3.4.1.4.- TRANSFORMADORES DE TENSION:

a.- Inspección Visual

- Montaje adecuado y nivelación

- Estado de los aisladores

- Limpieza y pintura

- Signos de corrosión del equipo

- Placa característica

- Chequeo del sistema de aterramiento

- Daños Físicos del transformador (golpes, abolladuras, etc.)

- Estanqueidad de la caja de bornes secundarios

- Cortocircuito y aterramiento de los secundarios de reservas

- Compatibilidad de las conexiones primarias con los planos

b.- Pruebas a realizar:

b.1.- Relación de Transformación:

b.1.1.- Procedimiento

1.- Conectar los bornes primarios del transformador patrón a los bornes primarios del transformador a probar

2.- Conectar los bornes secundarios del transformador patrón a una fuente variable de A.C.

3.- Verificar que el cableado secundario de los transformadores a probar no tienen ningún cortocircuito.

4.- Comenzar a aplicar lentamente tensión en los bornes del transformador patrón. Se aplica hasta la tensión nominal secundaria

5.- Medir la tensión secundaria de los transformadores a verificar, calcular la relación de transformación y compararlo con los datos de la placa.

NOTA: MIENTRAS SE ESTE HACIENDO LA PRUEBA NO SE PUEDEN TOCAR LOS BORNES DE ALTA DEL TRANSFORMADOR PATRON YA QUE HAY ALTA TENSION.

Equipos a utilizar:

Transformador patrón

Multímetro

Variac. o fuente variable de tensión

Puntas de prueba

b.2.- Polaridad:

b.2.1.- Procedimiento

1.- Hacer las conexiones entre el transformador patrón y el que se está verificando.

2.- Medir las tensiones secundarias

3.- Medir la tensión entre los bornes de fase secundarios del transformador patrón y el que se está bajo ensayo

4.- Si la polaridad es correcta y la relación de transformación es la misma, el valor obtenido deberá ser aproximadamente cero (0). Si la relación de transformación es diferente, la medición obtenida será la diferencia entre las tensiones secundarias.

Equipos a utilizar:

Transformador de tensión patrón

Multímetro

Puntas de pruebas

3.4.1.5.- RECONECTADORES:

a.- Inspección Visual

- Montaje adecuado y nivelación

- Estado físico de los bushings

- Fijación y anclaje

- Limpieza y pintura

- Signos de corrosión

- Placa característica

- Sistema de aterramiento

- Daños Físicos (golpes, abolladuras, etc.)

- Pérdida de aceite (si es de tipo de aceite)

b.- Pruebas a realizar:

b.1.- Resistencia de aislamiento

b.1.1.- Procedimiento

1.- Cerrar el reconectador

2.- Conectar el borne (+) del megger al extremo de un polo, el borne (-) conectarlo a la cuba

3.- Accionar el megger y tomar el valor cuando la aguja del aparato se estabilice

4.- Se debe medir la resistencia de aislamiento en cada polo independientemente

Equipos a utilizar

Megger y accesorios

b.2.- Rigidez dieléctrica del aceite

Esta prueba se realiza siguiendo el mismo procedimiento descrito para el aceite de los transformadores de potencia

b.3.- Corriente mínima de disparo

b.3.1.- Procedimiento

1.- Cerrar manualmente el reconectador

2.- Bloquear el disparo de falla a tierra

3.- Conectar los cables del inyector primario de corriente en los extremos del polo a probar

4.- Incrementar la corriente desde cero (0) y tomar el valor de la corriente máxima antes de que ésta disminuya y/o dispare el reconectador

5.- Se hará ésto en todas las fases

Equipos a utilizar:

Inyector primario de corriente

Multímetro y pinza amperimétrica

Puntas de prueba

b.4.- Secuencia de disparo rápidos, lentos y apertura definitiva:

b.4.1.- Procedimiento

1.- Mueva la manilla de operación manual a la posición “cerrado” y cierre manualmente el reconectador

2.- Ajustar el inyector de corriente a tres (03) veces la corriente nominal de la bobina de disparo.

3.- Actuar el inyector y el reconectador debe disparar

4.- Inmediatamente después de escucharse los dos sonidos “CLICKS” cierre el reconectador manualmente, para la próxima operación de disparo.

5.- Medir el tiempo de cierre

6.- Observése el número de operaciones de disparo rápido y/o lentos hasta la apertura definitiva. Debe coincidir con las especificaciones de la placa y con el ajuste que se tenga

7.- Cuando se alcance la apertura definitiva, la manilla de operación manual caerá y el mecanismo de cierre se volverá inoperante

Equipos a Utilizar:

Inyector primario de corriente

Cronómetro

Multímetro y pinza amperimétrica

Puntas de pruebas

b.5.- Corriente mínima de disparo a tierra

c.5.1.- Procedimiento

1.- Desbloquear el disparo de falla a tierra

2.- Seguir el procedimiento descrito en el punto b.3

Equipos a Utilizar:

Inyector primario de corriente

Multímetro y pinza amperimétrica

Puntas de pruebas

c.6.- Secuencia de disparos rápidos y lentos por corriente de tierra

c.6.1.- Procedimiento

1.- Ajustar el valor de corriente del inyector por encima del valor de corriente mínima y de disparo a tierra por debajo del nivel mínimo de disparo de fase

2.- Seguir el procedimiento descrito en el punto c.5.

Equipos Necesarios:

Inyector primario de corriente

Puntas de pruebas

Pinza amperimétrica

Multiamperímetro

Cronómetro

3.4.1.6.- SECCIONADORES

A estos accesorios no se entran dentro del mantenimiento preventivo, pero será revisados cada vez que se realicen las inspecciones visuales y estado de funcionamiento, garantizando así un mejor funcionamiento de la sub-estación

a.- Inspección Visual

- Montaje adecuado y nivelación

- Limpieza y pintura

- Sistema de aterramiento y parrillas de maniobras

- Daños Físicos (golpes, abolladuras, etc.)

- Estado de los contactos

- Conexión con los conductores

b.- Estado de funcionamiento

Verificar:

- En los seccionadores tripolares verificar la simultaneidad de los contactos en las maniobras de apertura y cierre

- En los seccionadores monopolares verificar las operaciones de apertura y cierre

- Verificar el estado de los contactos

Equipos a utilizar

Pértiga de alta tensión.

3.5.- DOCUMENTOS DE SOPORTE

Como documento de soporte se diseñaron los siguientes formatos a ser usado en la ejecución del plan.

Solicitud Orden de Trabajo S.O.T.

Representa la formalización de la necesidad de autorización de los trabajos de mantenimiento a cualquier defecto presentado en las inspecciones y demostraciones de estado de funcionabilidad de todos y cada uno de los equipos y accesorios de la sub-estación.

Como se señaló anteriormente en la programación, cada vez que se realice una prueba, se realizará también una inspección visual y cerciorar del funcionamiento de cada uno de los equipos y componentes descritos anteriormente.

Si alguno de ellos presenta alguna falla, será reportado al Departamento mediante éste formato, y el Jefe del departamento lo anotará en la hoja de programación estableciendo la fecha y prioridad de ejecución.

En algunos casos especiales, se podrá resolver el problema ahí mismo, sin embargo, será llenada la orden como constancia de haber realizado dicha labor.

Estas planillas serán las pruebas y bases de la ejecución de los trabajos de mantenimiento de las sub-estaciones.

Llevara un número correlativo y fecha de solicitud para controlar y archivar dichos formatos

Lista de Chequeo

Las listas de verificación o chequeo es un formato para efectuar las inspecciones. Permitirán orientar y dirigir a la persona encargada de usarla, sobre los puntos que deben comprobarse sin dejar nada en la memoria.

Estas listas tienen un gran valor para la ejecución de las actividades del mantenimiento preventivo, ya que una inspección bien realizada permite detectar la existencia de anomalías y discrepancias que pueden convertirse en fallas potenciales o incipientes.

Registro de Antecedentes e Historial

Será donde se lleve el registro de las condiciones de operación de los trabajos ejecutados por reparaciones totales o parciales, programadas o no. Con este documento se basará para las reprogramaciones de los planes de mantenimiento preventivo en los próximos años.

4.- CONTROL Y SEGUMIENTO

Este control será llevado por el Departamento de Sub-estaciones bajo la supervisión de la Unidad de Operación y Mantenimiento de la zona, la cual podrá estadísticamente comprobar lo satisfactorio del programa en base a las reducciones de las interrupciones de la sub-estación comparándola con las del año pasado.

Electricidad: Mantenimiento

GERENCIA ZONA ARAGUA

UNIDAD OPERACION Y MANTENIMIENTO

DEPARTAMENTO SUB-ESTACIONES

S.O.T.

SOLICITUD ORDEN DE TRABAJO

NOMBRE DEL EQUIPO:

- MECANICA

-SERV. GENERALES

- ELECTRONICA

- ELECTRICA

REQUERIDO POR:

FECHA:

No.

PARA EL DIA:

PRIORIDAD:

TIEMPO ESTIMADO:

RAZON DEL REQUERIMIENTO:

-MODIFICACION

-SEGURIDAD

-PARTE ROTA

- DAÑO

- OTROS

- AJUSTE

- REEMPLAZO

TRABAJO REQUERIDO:

CONDICIONES ESPECIALES:

EQUIPOS, HERRAMIENTAS E INSTRUMENTOS A UTILIZAR

TRABAJO REALIZADO:

PARADA DEL EQUIPO

FECHA: HORA:

ARRANQUE DEL EQUIPO

FECHA: HORA:

TIEMPO REAL DE EJECUCION

APROBADO POR:

EJECUTADO POR:

H.H. UTILIZADAS

Electricidad: Mantenimiento

GERENCIA ZONA ARAGUA

UNIDAD OPERACION Y MANTENIMIENTO

DEPARTAMENTO SUB-ESTACIONES

LISTA DE CHEQUEO Y VERIFICACION

(CHECK-LIST)

INSPECCION VISUAL

BUE

MAL

NEX

NSA

MONTAJE

NIVELACION

AISLADORES

FIJACION

FRENOS

ANCLAJE

LIMPIEZA

PINTURA

CORROSION

ESTANQUEIDAD

PLACA CARACTERISTICA

IDENTIFICACION DE COMPONENTES

ATERRAMIENTO

INDICADORES DE NIVEL DE ACEITE

DAÑOS FISICOS (GOLPES), ABOLLADURAS

ALINEACION Y SEPARACION ENTRE CUERNOS ROMPE ARCOS

SEDIMENTACION

PERDIDAS DE ACEITE

OBSTRUCCIONES EXTERIORES EN EL SISTEMA DE VENTILACION

RESPIRADERO

ELEMENTOS DESHUMIFICADORES

COLOR DE LA SILICA DEL DESHIDRATADOR

INDICADORES DE TEMPERATURA

DRENAJE DEL ACEITE

ESTADO FISICO DE LOS BUSHINGS

COMPATIBILIDAD DE LAS CONEXIONES PRIMARIAS CON LOS PLANOS

CORTOCIRCUITO Y ATERRAMIENTO DE LOS SECUNDARIOS DE RESERVA

FUSIBLES EN LAS CONEXIONES SECUNDARIAS

PARRILLAS DE MANIOBRAS

ESTADO DE LOS CONTACTOS Y TERMINALES

CONEXION CON LOS CONDUCTORES

RECOMENDACIONES:

Electricidad: Mantenimiento

GERENCIA ZONA ARAGUA

UNIDAD OPERACION Y MANTENIMIENTO

DEPARTAMENTO SUB-ESTACIONES

ESTADO DE FUNCIONAMIENTO

BUE

MAL

NEX

NSA

ALIMENTACION DE TENSION A.C. D.C.

CONEXIONADO DE LOS TOMACORRIENTE

EXISTENCIA Y FUNCIONAMIENTO SISTEMA CONDENSACION

BREAKERS Y FUSIBLES

IDENTIFICACION DE EQUIPOS, REGLETAS Y CONDUCTORES

QUE LOS CONDUCTORES TENGAN TERMINALES

FUNCIONAMIENTO SISTEMA DE VENTILACION

FUNCIONAMIENTO CAMBIO DE TOMAS

FUNCIONAMIENTO DE CALEFACCION

ILUMINACION

DISPAROS POR PROTECCIONES

NIVEL DE ACEITE

CICLO DE OPERACIONES DEL INTERRUPTOR

CONTADOR DE OPERACOINES Y EL INDICADOR DE POSICION

SEÑALIZACIONES Y ACTUACION DE LOS PRESOSTATOS

SILMUTANEIDAD DE APERTURA Y CIERRE DE LOS SECCIONADORES TRIPOLARES

OPERACIONES DE APERTURA Y CIERRE DE LOS SECCIONADORES MONOPOLARES

ESTADO DE LOS CONTACTOS

OBSTRUCCIONES EXTERIORES EN EL SISTEMA DE VENTILACION

RECOMENDACIONES:

NOMBRE DE LA SUB-ESTACION:

FECHA VISITA:

LEYENDA

BUE: BUENO

MAL: MALO

NEX: NO EXISTE EL EQUIPO, DISPOSITIVO, ACCESORIO ETC.

NSA: NO SE APLICA

Electricidad: Mantenimiento

GERENCIA ZONA ARAGUA

UNIDAD OPERACION Y MANTENIMIENTO

DEPARTAMENTO ZONA ARAGUA

REGISTRO HISTORIAL DEL SISTEMA/EQUIPO

NOMBRE DEL SISTEMA

SERIAL No.:

NOMBRE DEL EQUIPO

FECHA INSTALACION:

FECHA

ACTIVIDAD REALIZADA

INICIALES Y FIRMA

CONCLUSIONES

Finalizado este trabajo, esperamos sea de útil ayuda para la C.A. ELECTRICIDAD DEL CENTRO ELECENTRO, la realización de éste trabajo, para su implementación en las demás sub-estaciones a cargo dentro de la Zona Aragua.

Como acotación importante, el inicio de éste programa será a partir de Enero de 1.996 mientras se concluye las reparaciones pendientes de los diagnósticos hechos, la compra de equipos de medición faltantes, la incorporación de un stock de repuestos y la contratación de personal faltante dentro de la organización.

Los resultados se irán dando a medida que trascienda la realización de este programa. El mismo podrá servir como basamento para el diseño de un sistema computarizado para el almacenaje y control de la información recabada.

La realización de éste programa se irá perfeccionando conforme el comportamiento de los equipos y accesorios a mantener. Lo importante es comenzar.

Por último, queda demostrado la facilidad en la cual puede realizarse un mantenimiento a tiempo antes de que ocurra la interrupción y ocasione grandes pérdidas para la empresa, objetivo importante de éste programa.

INDICE

CONTENIDO

PAG

INTRODUCCION ......................................................................................................

02

AGRADECIMIENTO .................................................................................................

03

OBJETIVO GENERAL Y ANTECEDENTES ..........................................................

04

1.- CONSIDERACION GENERALES .......................................................................

05

2.- DETERMINACION DE LOS REQUERIMIENTOS DEL PROGRAMA ..............

05

2.1.- USO Y TIPO DE EQUIPO ............................................................................

05

2.2.- IMPORTANCIA ............................................................................................

07

2.3.- TAMAÑO Y COMPLEJIDAD DEL EQUIPO ..............................................

08

2.6.- RECURSOS HUMANOS Y ECONOMICOS ...............................................

09

2.7.- ESTADO DE FUNCIONAMIENTO DE LA S/E ..........................................

09

2.8.- BASAMENTO EN MANUALES Y CATALOGOS .....................................

10

3.- FORMULACION DEL PLAN DE MANTENIMIENTO ......................................

10

3.1.- INVENTARIO TECNICO .............................................................................

10

3.2.- PROCESO DE ORGANIZACION ................................................................

11

3.3.- PLANIFICACION ..........................................................................................

12

3.4.- PROGRAMACION .......................................................................................

12

3.5.- DOCUMENTOS DE SOPORTE ...................................................................

35

4.- CONTROL Y SEGUIMIENTO .............................................................................

36

CONCLUSIONES ......................................................................................................

41

INDICE .......................................................................................................................

42

42