APLICACIÓN DE METODOLOGÍA DE ANÁLISIS DE MODOS DE FALLO Y

EFECTOS (FMEA) A SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE TRANSPORTE Y

DISTRIBUCIÓN. Antonio Sánchez Rodríguez Miguel Ángel Arena Lanzas

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ÍNDICE

1. Introducción 2. Subestaciones: Definición y funciones. 3. ¿Qué es FMEA? 4. ¿Cómo aplicar FMEA a subestaciones? 4.1. División de la instalación en bloques funcionales y elementos individuales. 4.2. Determinación de modos de fallo propios de cada equipo. 4.3. Jerarquización de modos de fallo según gravedad. 4.4. Obtención de causas raíces de modos de fallo graves. 4.5. Determinación de frecuencias de aparición de causas raíces. 4.6. Proposición y valoración de soluciones a causas raíces frecuentes y

probables. 4.7. Definición de propuestas de mejora.

4.8. Selección de subestaciones. 4.9. Identificación de equipos afectados. 4.10. Presupuestación de los trabajos. 4.11. Planificación de los trabajos. 5. Bibliografía sobre FMEA.

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1. Introducción

Actualmente en España existe un marco legal que regula la calidad del servicio eléctrico, hablamos del RD 1995/2000. Este Decreto entiende la calidad del servicio eléctrico como el conjunto de características técnicas y comerciales, inherentes al suministro eléctrico exigibles por los sujetos, consumidores y por los órganos competentes de la administración.

El contenido de la normativa hace referencia a tres aspectos fundamentales: • Continuidad del suministro. • Calidad del producto. • Calidad en la atención y relación con el cliente. En lo que sigue nos centraremos en el primero de los puntos enumerados: la

continuidad del suministro, la cual se determina en base al número y duración de las interrupciones.

Existen dos parámetros que se utilizan para caracterizar estos aspectos: El TIEPI

(Tiempo de Interrupción Equivalente de Potencia Instalada) y el NIEPI (Número de Interrupciones Equivalentes a la Potencia Instalada).

k = Número de interrupciones durante el periodo considerado. Hi = Tiempo de interrupción del suministro que afecta a la potencia Pii.

PIi = Potencia instalada en los centros de transformación MT/BT del distribuidor

más la potencia contratada en MT afectada por la interrupción “i” de duración Hi

superior a tres minutos. SPI= Suma de la potencia instalada de los centros de transformación MT/BT del distribuidor más la potencia contratada en MT. Las interrupciones que se considerarán en el cálculo del TIEPI serán las de duración

PI

HPI

TIEPI

i

k

i

i

∑

∑ ⋅

= =1

PI

PI

NIEPI

k

i

i

∑

∑== 1

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k = Número de interrupciones durante el periodo considerado. PIi = Potencia instalada en los centros de transformación MT/BT del distribuidor más la potencia contratada en MT afectada por la interrupción “i” de duración Hi. SPi= Suma de la potencia instalada de los centros de transformación MT/BT del distribuidor más la potencia contratada en MT. Las interrupciones que se considerarán en el cálculo del NIEPI serán las de duración superior a tres minutos.

Existen unos valores establecidos para estos parámetros por encima de los cuales

las empresas eléctricas pueden ser sancionadas realizando descuentos en la facturación a sus clientes en base a una serie de baremos.

Para evitar estos extremos la tendencia actual es aplicar, a las instalaciones

eléctricas, técnicas capaces de aumentar la fiabilidad de las mismas. Por todo lo dicho a lo largo de las páginas siguientes se hablará de la experiencia de los autores en la aplicación de la técnica FMEA (Análisis de Modos de Fallo y Efectos) a subestaciones eléctricas de transporte y distribución del grupo Endesa.

2. Subestaciones: Definición y funciones. Según el Reglamento Electrotécnico de Alta Tensión, se entiende por

subestación al conjunto situado en un mismo lugar, de la aparamenta eléctrica y de los edificios necesarios para realizar alguna de las funciones siguientes: Transformación de la tensión, de la frecuencia, del número de fases, rectificación, compensación del factor de potencia y conexión de dos o más circuitos. Quedan excluidos de esta definición los centros de transformación.

Según su funcionalidad podemos distinguir entre: • Subestaciones de maniobra: Son las destinadas a la conexión entre dos o más

circuitos y su maniobra.

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• Subestaciones de transformación: Son las destinadas a la transformación de energía eléctrica mediante uno o más transformadores cuyos secundarios se emplean en la alimentación de otras subestaciones o centros de transformación.

A continuación presentamos una de las posibles divisiones de una subestación en

sus diferentes bloques y elementos constitutivos, junto con una breve descripción de las funciones que desempeñan.

Bloque 1. Transformación de Potencia

1.1. Núcleo. Su función es crear y transmitir los campos magnéticos que

permitan transmitir la potencia. 1.2. Aislante. Destinado a mantener las condiciones adecuadas de aislamiento. 1.3. Bornas. Su misión es aislar y conectar los elementos internos del

transformador con los externos. 1.4. Refrigeración. Como su nombre indica trata de mantener las condiciones de

temperatura adecuadas para el correcto funcionamiento del equipo. 1.5. Bancada / soporte. Soporta e inmoviliza el transformador. 1.6. Chasis. Mantiene la estanqueidad del trafo. Contiene el aceite en el que se

baña el núcleo (caso de trafos refrigerados en aceite).

Bloque 2. Regulación de tensiones

2.1. Regulador del transformador. Su objetivo es ajustar el número de espiras adecuado para regular la tensión.

2.2. Batería de condensadores. Generación del nivel de reactiva adecuado. 2.3. Reactancias. Consumo del nivel de reactiva adecuado. Bloque 3. Interconexión

3.1. Conductor. Su función es dar continuidad al circuito eléctrico (aparamenta, líneas..).

3.2. Embarrado. Proporcionar continuidad entre aparamenta y aparamenta. 3.3. Aislamiento. Su misión es aislar los elementos en tensión. 3.4. Bornería. Diseñada para conectar eléctricamente los distintos elementos. 3.5. Estructuras metálicas. Soporta la aparamenta y el resto de elementos

físicos.

Bloque 4. Maniobra

4.1. Seccionador. Abrir y cerrar el circuito sin carga así como mantener la continuidad del circuito en posición de cerrado.

4.2. Interruptor. Abrir y cerrar el circuito en carga así como mantener la continuidad del circuito en posición de cerrado.

4.3. Circuitos de maniobra. Transmitir las órdenes de maniobra a la aparamenta. 4.4. Celda blindada. Celdas de maniobra de interruptor, seccionador,

transformador de intensidad y de tensión.

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4.5. Señalización. Su función es señalizar y enclavar la posición de los elementos de maniobra.

Bloque 5. Medida y Control

5.1. Transformador de Intensidad. Transforman las intensidades a valores adecuados para los equipos de protección y control.

5.2. Transfomador de Tensión. Transforman las tensiones a valores adecuados para los equipos de protección y control.

5.3. Equipo de medición de facturación. Mide la energía puesta en la red de transporte / distribución.

5.4. Equipo de medición en tiempo real. Supervisa los parámetros relevantes para la explotación de la red.

5.5. Circuitos de medida y control. Transmiten las señales de medida y control entre los distintos equipos.

Bloque 6. Protección

6.1. Protecciones propias del transformador (temperatura, presión, cuba..). Detectan y ordenan el despeje de defectos del transformador.

6.2. Protecciones propias del regulador. Detectan y ordenan el despeje de defectos del regulador del transformador.

6.3. Protecciones propias del interruptor (presión, antibombeo,

discordancia..). Detectan y ordenan el despeje de defectos del interruptor. 6.4. Protecciones propias de los mandos. Detectan y ordenan el despeje de

defectos de los mandos. 6.5. Protecciones del embarrado. Detectan y ordenan el despeje de defectos del

embarrado. 6.6. Protecciones de línea. Detectan y ordenan el despeje de defectos de líneas

antes de que penetren en la subestación. 6.7. Protecciones del transformador. Detectan y ordenan el despeje de defectos

de líneas antes de que afecten al resto de la subestación. 6.8. Pararrayos. Protegen la instalación contra descargas de origen

atmosférico. 6.9. Hilos de guarda. Protegen la instalación contra descargas de origen

atmosférico. 6.10. Conexión neutro transformador. Permite la detección de faltas a tierra. 6.11. Conexión a tierra de pararrayos y transformadores de medida. Permiten la

descarga a tierra sobretensiones. 6.12. Avifauna. Protegen contra contactos indirectos de avifauna. 6.13. Circuitos de protección. Su misión es transmitir las señales de protección.

Bloque 7. Servicios auxiliares para maniobras y trabajos

7.1. Elementos de c.a.. Alimentan los elementos de corriente alterna de la subestación.

7.2. Elementos de c.c.. Alimentan los elementos de corriente contínua de la subestación.

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7.3. Circuitos de agua. Suministrar agua a aquellos elementos que la requieren para su funcionamiento.

7.4. Circuitos de aire. Suministrar aire comprimido a aquellos elementos que lo requieren para su funcionamiento.

7.5. Aire acondicionado. Mantener los equipos electrónicos a temperatura adecuada para su funcionamiento.

Bloque 8. Comunicaciones

8.1. Elementos de comunicaciones internas. Transmiten órdenes y datos entre la sala de control y la aparamenta.

8.2. Elementos de comunicaciones externas. Transmiten órdenes y datos entre la subestación y el centro de control.

8.3. Remotas de telecontrol. Gestionan la información en el centro de control. 8.4. Condensadores de filtro. Filtro para la comunicación en alta frecuencia. 8.5. Bobinas de filtro. Filtro para la comunicación en alta frecuencia. Bloque 9. Seguridad de personas e instalaciones

9.1. Conexión a tierra de vallas, estructuras metálicas y elementos de maniobra.

Transmiten las corrientes de cortocircuito y evitan tensiones de contacto. 9.2. Red de tierras. Trata de disipar uniformemente las corrientes de

cortocircuito y evitar tensiones de paso. 9.3. Contraincendios. Detectan, comunican y extinguen incendios en las

instalaciones. 9.4. Vigilancia. Detectan la presencia de intrusos en la instalación. 9.5. Alumbrado. Permiten la realización de maniobras y operaciones nocturnas

en la subestación. 9.6. Alcantarillado. Evacua el agua de lluvia de la subestación. 9.7. Obra civil. Aísla los elementos de la intemperie. 9.8. Cierre. Protege contra contactos directos de personas y animales.

3. ¿Qué es FMEA?

El Análisis de Modos de Fallo y Efectos, FMEA, es un proceso sistemático para

la identificación de los fallos potenciales del diseño de un producto o de un proceso antes de que éstos ocurran, con el propósito de eliminarlos o de minimizar el riesgo asociado a los mismos.

Por lo tanto, el FMEA puede ser considerado como un método analítico

estandarizado para detectar y eliminar problemas de forma sistemática y total, cuyos objetivos principales son:

• Reconocer y evaluar los modos de fallo potenciales y las causas asociadas

con el diseño y manufactura de un producto. • Determinar los efectos de los fallos potenciales en el desempeño del sistema. • Identificar las acciones que podrán eliminar o reducir la oportunidad de que

ocurran los fallos potenciales. • Analizar la confiabilidad del sistema. • Documentar el proceso.

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Aunque el método FMEA generalmente ha sido utilizado por las industrias automotrices, éste es aplicable para la detección y bloqueo de las causas de fallos potenciales en productos y procesos de cualquier clase de empresa, ya sea que estos se encuentren en operación o en fase de proyecto, así como también es aplicable para sistemas administrativos y de servicios.

La eliminación de los modos de fallo potenciales tiene beneficios tanto a corto como a largo plazo. A corto plazo, representa ahorros de los costos de reparaciones, las pruebas repetitivas y el tiempo de paro. El beneficio a largo plazo es mucho más difícil medir puesto que se relaciona con la satisfacción del cliente con el producto y con su percepción de la calidad; esta percepción afecta las futuras compras de los productos y es decisiva para crear una buena imagen de los mismos.

4. ¿Cómo aplicar FMEA a subestaciones?

La aplicación de la metodología FMEA a cualquier proceso debe estar precedida de un estudio previo y en detalle de la instalación, deben estudiarse los historiales de fallos y datos existentes de mantenimiento de los distintos equipos. Asimismo debe contarse con un amplio equipo de personas con dedicación total durante el proceso de análisis e implantación de soluciones propuestas.

El análisis no podrá llevarse a cabo sin la participación activa del personal dedicado al mantenimiento de la instalación bajo estudio. A través de reuniones de grupos de trabajo multidisciplinares, se determinarán cuales son las causas más frecuentes de los modos de fallo identificados para cada elemento de la instalación, así como las soluciones más viables.

Es importante destacar el hecho de que las conclusiones obtenidas tras un análisis FMEA son válidas solamente para las instalaciones estudiadas en las condiciones actuales de operación. A medida de que las condiciones cambien, se usen equipos tecnológicamente distintos, etc. deberán actualizarse las causas raíces determinadas para cada modo de fallo, su frecuencia, soluciones, etc. Esto implica que no podemos “cortar y pegar” las conclusiones obtenidas en otros estudios en el nuestro, debemos particularizar el estudio a las condiciones propias de nuestros equipos.

El proceso de análisis puede dividirse en 9 etapas: 1) División de la instalación en bloques funcionales y elementos individuales. 2) Determinación de modos de fallo propios de cada equipo. 3) Jerarquización de modos de fallo según gravedad. 4) Obtención de causas raíces de modos de fallo graves. 5) Determinación de frecuencias de aparición de causas raíces. 6) Proposición y valoración de soluciones a causas raíces frecuentes. 7) Definición de propuestas de mejora. 8) Selección de subestaciones. 9) Identificación de equipos afectados. 10) Presupuestación de los trabajos. 11) Planificación de los trabajos.

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4.1. División de la instalación en bloques funcionales y elementos individuales.

Una vez determinada la instalación a la que vamos a aplicar la metodología de

estudio, hemos de dividirla en sus bloques funcionales. Estos bloques son los diferentes subsistemas que funcionando de manera conjunta, desempeñan la funcionalidad global del sistema.

Los diferentes bloques deben ser divididos a su vez en sus elementos

constitutivos. No olvidemos que el FMEA es válido para la identificación de causas de fallo de elementos individuales en procesos en los que la función de cada uno de ellos está claramente definida.

A continuación vemos un ejemplo del proceso descrito en el caso de una

instalación simple como puede ser el despacho de una oficina.

4.2. Determinación de modos de fallo propios de cada equipo.

En primer lugar, debemos definir el concepto de modo de fallo. En nuestro caso vamos a definirlo como las distintas maneras que un determinado equipo tiene de dejar de cumplir la función para la que ha sido diseñado. Para obtener los diferentes modos de fallo que aplican a un determinado elemento debemos preguntarnos: ¿Qué problemas pueden aparecer en el elemento como consecuencia de un mal funcionamiento?. De este modo, siguiendo con el ejemplo de la oficina y centrándonos en el elemento “Pomo” los modos de fallo podrían definirse como: “Bloqueado en posición de cierre”, “Bloqueado en posición de apertura” y “Roto”.

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Si alguna de estas circunstancias ocurre, el pomo dejará de cumplir la función para la que está diseñado: Actuar sobre la cerradura para, mediante un giro, abrir y cerrar la puerta. Veamos un ejemplo para alguno de los elementos definidos para la subestación. En el caso del elemento definido como 1.2. Aislante del bloque 1. Transformación de Tensiones podríamos definir los modos de fallo como: “Pérdida de características propias del aislante (polaridad, rigidez, etc.)” y “Pérdida de nivel”. En ambos casos el elemento estaría dejando de cumplir la función que ya hemos definido: Mantener las condiciones de aislamiento del transformador.

4.3. Jerarquización de modos de fallo según gravedad.

No todos los modos de fallo son igualmente importantes. Así para el caso de una subestación no será igualmente importante el fallo de un equipo de aire acondicionado que la no apertura de un interruptor tras el disparo de una protección de línea. Para discriminar que modos de fallo son prioritarios es necesario aplicar un criterio, apareciendo de este modo el llamado Número de Prioridad de Riesgo (NPR). Este índice por si mismo no tiene ningún significado si no es por comparación con el obtenido por los demás modos de fallo. El NPR debe contemplar una serie de parámetros fundamentales: La Frecuencia con la que se produce el fallo, el Impacto que dicho fallo tiene sobre el funcionamiento de la instalación y por último la Detectabilidad, es decir la capacidad que tenemos para detectar el fallo en una fase incipiente antes de que sus efectos empiecen a manifestarse. NPR (Importancia o Gravedad) = IMPACTO x FRECUENCIA x DETECTABILIDAD

La escala utilizada para valorar cada uno de los parámetros mencionados depende de si se pretende dar mayor importancia a alguno que a los demás. En el caso de la aplicación particular a subestaciones, recomendamos una escala del 1 al 3 para los tres conceptos. Es importante tener en cuenta el carácter (directo o inverso) de los 3 criterios. Para el caso del Impacto y la Frecuencia será directo: Cuanto más grave sean las consecuencias de la ocurrencia del fallo o mayor sea su repetición, mayor será la puntuación y por tanto su importancia. En el caso de la Detectabilidad ocurre lo contrario, cuanto más fácil sea detectarlo, menor será la puntuación dada. En el gráfico siguiente se incluye la jerarquización de modos de fallo para las bornas del transformador de potencia.

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4.4. Obtención de causas raíces de modos de fallo graves. Una vez jerarquizados, según el método explicado, todos los modos de fallo de la instalación debemos determinar cuales deben ser considerados graves, siendo objeto de un estudio detallado de las causas que los provocan. No existe una regla fija para establecer la distinción entre modos de fallo graves y no graves, no obstante recomendamos la utilización de la Regla de Pareto (también conocida como Ley 20/80), la cual establece que tomando medidas sobre el 20 % de los modos de fallos podremos solucionar el 80 % de los incidentes en subestación. De esta forma si hemos definido 100 modos de fallo en nuestra instalación elegiremos como graves los 20 con una mayor puntuación. Una vez ejecutada la criba, estudiaremos las causas raíces de los modos de fallo graves. Para ello obtendremos los llamados Árboles de Causas Raíces. Como se puede observar en la siguiente figura, estos árboles tratan de describir, a lo largo de varios niveles, la secuencia lógica de causas que pueden desembocar en la ocurrencia de un determinado fallo. Cuanto más elevado es el nivel, mayor es el detalle y por lo tanto estaremos más cerca de la causa origen que ha iniciado el fallo. Así pues, si aplicásemos actuaciones capaces de eliminar dichas causas evitaríamos que se produjesen esos fallos. Este es el auténtico fundamento del FMEA. Para pasar del nivel “n” al nivel “n+1” debemos preguntar ¿por qué? puede ser provocada la causa del nivel inferior. Refiriéndonos al árbol incluido bajo estas líneas y para el caso del primer nivel “Degradación del aislamiento” vemos que formulando dicha pregunta aparecen los niveles “Envejecimiento”, “Envejecimiento acelerado” y “Sobrecarga excesiva puntual”.

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Una vez obtenidas todas las causas y ramas, para comprobar que el árbol es consistente, seguiremos el camino inverso y lo recorreremos desde el nivel “n” hasta el nivel “1” verificando que el nivel superior “PUEDE PROVOCAR” el inferior. Así vemos que en nuestro árbol un “Fallo del material” puede provocar una “Falta de estanqueidad” y esta a su vez puede provocar una “Contaminación del aislante”.

Si alguna de estas relaciones no tiene sentido es probable que no hayamos

construido el árbol correctamente, por lo que deberemos repasar dichas ramas. 4.5. Determinación de frecuencias de aparición de causas raíces. Obtenidos los árboles para todos los modos de fallo elegidos, hemos de priorizar

que causas raíces de las obtenidas se presentan con una frecuencia relevante. Estas causas son las que están provocando una mayor cantidad de problemas en nuestras instalaciones.

Para evaluar dichas causas hemos de contar con la experiencia de las personas

que actualmente están mantenimiento los equipos y con los históricos y bases de datos de mantenimiento.

1.2. Aislante 10

Modo de fallo Elemento Bloque funcional Gravedad

Primer nivel Segundo nivel Tercer nivel Cuarto nivel Modo de fallo

1.2.1. Pérdida rigidez dieléctrica 1. Transformación de potencia

Pérdida de rigidez dieléctrica del aislante

Degradación del aislamiento Envejecimiento

Envejecimiento

acelerado

Acumulación de faltas

Sobrecarga excesiva

puntual

Falta de capacidad

Fallo en la medida (monitorización)

Fallo en la protección

Contaminación del aislante Falta de estanqueidad

Deshumidificador en mal estado

Fallo del material Fallo del aislante

Acumulación de sobrecargas a lo largo de

la vida útil

Falta de registro histórico de las faltas soportadas

Falta de capacidad

Falta de mantenimiento / inspección

Fallo del material

Falta de mantenimiento / inspección

Fallo del material

Aislante de baja calidad

Omisión del tratamiento del estado

del aceite

Condiciones de explotación

Fallo en rutinas de mantenimiento

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En base a esto estableceremos una escala con tres valores asignando a cada causa uno de ellos: “Infrecuente o Improbable” (es muy difícil que esta causa se presente en nuestras instalaciones), “Probable” (se ha presentado alguna vez o podría presentarse) y “Frecuente” (es una causa recurrente).

Atendiendo a esta clasificación solo las causas probables y frecuentes pasarán a

la siguiente fase de estudio. 4.6. Proposición y valoración de soluciones a causas raíces frecuentes y

probables. Como ya hemos dicho, el verdadero objetivo del FMEA es encontrar soluciones

a aquellas causas raíces que tienen una incidencia importante sobre nuestras instalaciones.

En esta fase del proceso y, con la ayuda de técnicos especialistas, trataremos de

hallar las actuaciones más convenientes para evitar en el futuro que las causas señaladas como frecuentes o probables se manifiesten dando lugar a sus modos de fallo asociados.

Las soluciones aportadas deberán evaluarse tanto desde el plano técnico como

económico. Para la primera de ellas utilizaremos dos variables: Impacto y Viabilidad. El Impacto mide la capacidad de la solución para eliminar la probabilidad de

ocurrencia del fallo. Recomendamos una escala de 1 a 3 en la que a mayor puntuación, mayor será la capacidad de la actuación para reducir la incidencia de la cauda raíz.

La Viabilidad tendrá en cuenta diversos aspectos relacionados con la

implantación de la solución: Plazo de implantación en todas las instalaciones, Facilidad técnica (estimación del grado de complejidad), Necesidades auxiliares (otras necesidades a considerar en función del tipo de instalación).

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En la figura anterior se ilustra la evaluación de Impacto y Viabilidad para una solución real.

Una vez realizada la evaluación de las soluciones las representaremos en un

gráfico como el que sigue, usando el eje vertical para el Impacto y el horizontal para la Viabilidad.

Evidentemente las soluciones que nos interesan son aquellas con un alto Impacto

y Viabilidad. De esta forma, las soluciones enmarcadas en el cuadrante superior derecho serán propuestas para su aplicación a todas las instalaciones. Las enmarcadas en el cuadrante superior izquierdo (alto Impacto / baja Viabilidad) serán propuestas solamente para las instalaciones más críticas. El resto de soluciones deben ser desechadas.

No obstante será el posterior análisis económico el que determinará realmente

que soluciones son efectivamente llevadas a la práctica.

Bajo Medio

Bajo

Medio

Alto

Viabilidad

Impacto

Solución 1

Solución 3

Solución 2

Solución 1

Solución 3

Solución 2

Solución 2 Solución 3

Solución 1

Soluciones causa raíz 3.

Soluciones causa raíz 2.

Alto

La solución 2 es la más atractiva para evitar la

causa raíz 1.

Soluciones causa raíz 1.

La solución 1 es la más atractiva para evitar la

causa raíz 2.

La solución 2 es atractiva

para evitar la causa raíz 3.

La solución 3 es atractiva

para evitar la causa raíz 3.

Cuadrante de soluciones a aplicar en todas SS.EE.

Cuadrante de soluciones a aplicar en SS.EE. críticas

Cuadrante de soluciones sin aplicación.

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4.7. Definición de propuestas de mejora.

Por la propia naturaleza del análisis de modos de fallo, es necesario disponer de un histórico de incidentes producidos en cada subestación además de información suficiente acerca de los elementos afectados. En el caso del análisis de subestaciones realizado por los autores, al no disponerse de la información precisa y con el nivel de detalle requerido, se recurrió a reuniones con expertos de la propia empresa. El conocimiento y la experiencia adquiridos por estas personas en el ejercicio de su profesión les convierte fuentes de conocimiento ideales para realizar este análisis.

Una vez finalizado el análisis se materializa el resultado agrupando las soluciones enmarcadas en los cuadrantes superiores en cinco tipos de propuestas, relacionadas con:

1. Diseño de equipos e instalaciones: Incluyen modificaciones en automatismos en celdas MT, refuerzo en mandos de interruptores e instalación de pararrayos.

2. Mantenimiento: Referida a modificaciones en procedimientos de mantenimiento

de equipos o aumento de la frecuencia de aplicación de los ya existentes.

3. Operación: Con el objetivo de permitir la regeneración de medio de extinción en interruptores.

4. Análisis y sistemática: Para el desarrollo de sistemas que permita el seguimiento

de parámetros críticos en interruptores, transformadores de potencia y transformadores de medida.

5. Renovación de equipos: Para la sustitución de equipos obsoletos.

Tras realizar esta agrupación de las actuaciones a llevar a la práctica, los

siguientes pasos se encaminan a la determinación de las instalaciones en las que se realizará la implantación.

4.8. Selección de subestaciones. Establecidas las actuaciones que deben ser llevadas a cabo para mejorar la fiabilidad en subestaciones, el siguiente paso consiste en priorizar las instalaciones en función de su criticidad. En una primera selección se estima que, de todo el conjunto de subestaciones que se estudiaron en su día (841), aquellas que tienen niveles de tensión de AT y MT (668), merecen una especial atención por su proximidad al mercado. Esto es debido a que la experiencia demuestra que los incidentes producidos en estas subestaciones son los que tienen una mayor repercusión en cuanto a calidad de suministro. A pesar de esta primera selección, resulta un número de subestaciones aún excesivamente elevado por lo que se establecen unos criterios para delimitar un primer

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subconjunto de entre las instalaciones AT/MT. Se incluyen en este subconjunto aquellas que cumplen al menos dos de los siguientes criterios:

• Número de transformadores mayor que 3. • Potencia instalada mayor que 60 MVA. • Más de 15 salidas MT. • Más de 200 centros de transformación.

De este conjunto se extrae aquellas subestaciones que cumplen además:

1. Subestaciones con más de 15.000 clientes por barra operativa. 2. Subestaciones urbanas con más de 10.000 clientes por barra operativa. 3. Subestaciones con más de 25.000 clientes. 4. Subestaciones con más de 20MW de punta por barra operativa. 5. Subestaciones con más de 90 GWh por barra operativa.

Entendiéndose como barra operativa aquella que con los elementos propios de la subestación puede explotarse de forma independiente a las demás. De esta segunda selección resultaron un total de 179 subestaciones. AT/MT lo que supone un 27% del total de subestaciones de este tipo. De la aplicación de los criterios anteriores resulta el siguiente cuadro.

Criterio 1 Criterio 2 Criterio 3 Criterio 4 Criterio 5 Criterios 1, 2, 3, 4 ó 5

98 54 123 119 120 179

Aragón 7 5 5 5 5 9 Baleares 6 1 8 3 4 10 Canarias 9 8 14 11 17 19 Cataluña 44 24 55 73 67 89 Sur 32 16 41 27 27 52

Seleccionadas

Además de las seleccionadas por los criterios mencionados, Se propuso la inclusión de algunas subestaciones que, sin cumplir ninguno de los criterios, afectaban a un mercado considerado sensible. Resultaron finalmente un conjunto de 185 subestaciones. Considerando el número de 100 subestaciones, como el objetivo mínimo a alcanzar, el reparto de subestaciones por territorios a nivel nacional quedaría como se indica:

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Subestaciones Mínimo

Criterios

(1, 2, 3, 4 ó 5)

Sensibilidad

Territorio

Total (sin discriminar

niveles de tensión)

por Territorio

179 19 198 185 100

Aragón 9 3 12 11 6

Baleares 10 9 19 19 10

Canarias 19 0 19 19 10

Cataluña 89 3 92 83 45

Sur 52 4 56 53 29

Subestaciones AT/MT (discriminando niveles de tensión)

4.9. Identificación de equipos afectados.

Una vez determinado el conjunto de subestaciones que estará afectado por las actuaciones encaminadas a mejorar la fiabilidad de funcionamiento, es necesario realizar un inventario detallado de las mismas. La correcta identificación de los elementos y partes de la subestaciones afectadas por las iniciativas derivadas de análisis de modos de fallos es clave a la hora de llevar a la práctica las actuaciones por cuanto permitirá planificar los trabajos además de presupuestar de forma fiable el coste total de implantación. El proceso de identificación consta de las siguientes fases:

1. Determinación del tipo de información que se pretende capturar en la subestación. En este sentido, los principales elementos de los que se necesitan datos son:

a. Interruptores:

• Marca. • Modelo. • Nº de serie. • Tipo de mando. • Año de fabricación. • Tipo de extinción. • Poder de corte. • Posición.

b. Celdas de media tensión:

• Tipo de celda (convencional o compacta). • Marca. • Modelo. • Nº série (si es convencional). • Año de fabricación. • Posición.

c. Transformadores de medida:

• Fabricante. • Modelo. • Número de serie.

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• Año de fabricación. • Tipo (TI, TT). • Posición. • Fase de instalación.

d. Transformadores de potencia:

• Fabricante. • Relación de transformación. • Número de serie. • Año de fabricación. • Posición en la subestación.

e. Pararrayos:

• Fabricante. • Modelo. • Número de serie. • Año de fabricación. • Posición. • Fase de instalación.

Es este punto y una vez determinados con exactitud qué datos se pretende capturar, es necesario diseñar una base de datos que de forma coherente y estructurada permita recoger toda la información. La estructura de datos se basa en la jerarquía subestación, parque, posición y elemento, ya que de esta forma es posible ubicar de forma inequívoca un equipo en una instalación concreta. Esta base de datos, queda dotada de una interfaz de usuario como se muestra en la imagen:

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El usuario será capaz mediante esta herramienta de almacenar de forma jerarquizada toda la información que será necesaria en las fases posteriores.

La siguiente etapa en el proceso de identificación consiste en acceder a la información más fiable de que se dispone, los esquemas unifilares de subestaciones. En estos esquemas no aparece la información de identificación que necesitamos, pero al aparecer dibujados los elementos que componen cada subestación, sí tendremos la certeza de la existencia de un elemento, del que posteriormente buscaremos sus datos. Es posible crear un registro en la base de datos de identificación por cada elemento que aparece en los esquemas. De esta forma se tiene la seguridad de número exacto de equipos que tenemos que identificar. Ver imagen.

El resto del trabajo a realizar se centrará en obtener la información necesaria de cada equipo dado de alta en la aplicación de identificación. Se trata de automatizar el proceso en lo posible. En un primer paso se accede a los sistemas de información de la empresa para comprobar el nivel de fiabilidad del inventario existente. Tras comprobar que, en determinadas instalaciones, el inventario no existe o es incompleto es necesario recurrir a visitas a campo y a contactos con responsables de instalaciones que puedan disponer de un inventario actualizado. El esquema de trabajo que se implantó es el siguiente:

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El proceso consta de varias iteraciones. • Se solicita a los responsables de instalaciones los inventarios de instalaciones a su cargo de que pudieran disponer. • Se realiza un análisis para determinar la validez de la información proporcionada, volcándose si procede los datos a la base de datos de identificación. • Petición de datos de equipos de los que aún no se dispone. • Validación por parte de los responsables de instalaciones del resultado final. 4.10. Presupuestación de los trabajos. Una vez se ha determinado mediante análisis FMEA las actuaciones necesarias para mejorar la fiabilidad en subestaciones y se dispone de datos (inventario) que permiten determinar dónde hay que llevar a cabo estas actuaciones. Es necesario elaborar un presupuesto detallado que permita obtener la inversión requerida para la implantación de las propuestas. A la hora de valorar económicamente los costes de implantación, es importante analizar en los siguientes aspectos: 1. Costes unitarios de cada actuación prevista. Determinando con la mayor exactitud posible qué inversión económica requiere por ejemplo cambiar un interruptor, cambiar la borna de un transformador etc. No debemos olvidar incluir además de los costes del material utilizado, la mano de obra del personal cualificado y los gastos derivados del desplazamiento. 2. Inclusión de las nuevas actuaciones en planes ya existentes. Si por ejemplo se ha determinado que es necesario revisar o sustituir las bobinas de disparo de un interruptor de alta tensión, este trabajo no puede realizarse de forma aislada. Por motivos obvios de seguridad tanto el interruptor como todos los equipos asociados (la posición completa en la subestación) deberán estar sin tensión y con los conductores puestos a tierra (posición en descargo). Como quiera que esto puede suponer una afectación del servicio

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si no existe redundancia en la subestación, todas las actuaciones que deban realizarse sobre la posición, deben agruparse en el tiempo de manera que el tiempo de indisponibilidad sea el mínimo posible. Los costes derivados de desplazamiento no deberían ser incluidos en estos casos ya que de todas formas se iban a llevar a cabo otras tareas en las que estaban incluidos estos costes. 3. Trabajos adicionales derivados de las actuaciones inicialmente previstas. Cuando en una subestación que quiere realizar la sustitución de un equipo, en muchas ocasiones no basta con adquirir el nuevo aparato e instalarlo sin más. Si por ejemplo el cambio es debido a renovación tecnológica, el equipo que se pretende sustituir tendrá características distintas del que ocupará su lugar (diferente tamaño, piezas de anclaje, etc.) esto hace que sean necesarios trabajos adicionales de adecuación. A partir de la correcta ponderación de los puntos anteriores se obtienen los precios unitarios que, multiplicados por el número de actuaciones previstas, nos dará un presupuesto que aunque aproximado será bastante fiable. Nos centramos en primer lugar en determinar los costes unitarios de cada una de las actuaciones de forma independiente. Una vez realizada esta tarea, podremos obtener el presupuesto de forma inmediata sin más que multiplicar por el número de actuaciones previstas. 4.11. Planificación de los trabajos. Tras la confección del presupuesto disponemos del coste de implantación de las propuestas derivadas del análisis FMEA en las 100 subestaciones seleccionadas. Como los costes pueden llegar a ser de varias decenas de millones de Euros, la implantación debe distribuirse a lo largo de varios años, típicamente tres. La implantación debe comenzarse por aquellas subestaciones que requieren un mayor número de actuaciones, dejando abierta la posibilidad de incluir otras que puedan ser especialmente sensibles para la calidad del suministro eléctrico. 5. Bibliografía sobre FMEA. • Manual AMEF Ford Motor Company (1991). • www.fmeca.com. • Failure Mode and Effect Analysis. “FMEA from Theory to Execution” D.H. Stamatis ASQC Quality Press. Milwaukee, Wisconsin. 1995.

• Potential Failure Mode and Effects Analysis (FMEA) QS 9000 Standard. Reference manual. Chrysler Corporation, Ford Motor Company, General Motors Corporation. Second Edition, february 1995.

• Norma CEI 812 “Analysis techniques for system reliability. Procedure for failure mode and effects analysis (FMEA). International Electrotechnical Commission. 1985.