Procesos técnicos para el mantenimiento preventivo y...
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UNIVERSIDAD CATÓLICA DE CUENCA COMUNIDAD EDUCATIVA AL SERVICIO DEL PUEBLO UNIDAD ACADÉMICA DE INGENIERÍA DE SISTEMAS, ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA Procesos técnicos para el mantenimiento preventivo y correctivo de los sistemas OMS de las empresas eléctricas del Ecuador Tesis Previa a la Obtención del Título de Ingeniero Eléctrico. Adrian Luis León González [email protected] Director: Ing. Javier Cabrera Mejía Cuenca - Mayo del 2015
Transcript of Procesos técnicos para el mantenimiento preventivo y...
UNIVERSIDAD CATÓLICA DE CUENCA
COMUNIDAD EDUCATIVA AL SERVICIO DEL PUEBLO
UNIDAD ACADÉMICA DE INGENIERÍA DE SISTEMAS,
ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
Procesos técnicos para el
mantenimiento preventivo y correctivo
de los sistemas OMS de las empresas
eléctricas del Ecuador
Tesis Previa a la Obtención del Título de Ingeniero Eléctrico.
Adrian Luis León González
Director:
Ing. Javier Cabrera Mejía
Cuenca - Mayo del 2015
I
DECLARACIÓN
Yo, Adrian Luis León González declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito
es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o
calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se
incluyen en este documento.
La Universidad Católica de Cuenca puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad
Intelectual, por su Reglamento y la normatividad institucional vigente.
Adrian Luis León González
II
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Adrian Luis León González
mi supervisión.
Javier Cabrera Mejía
DIRECTOR
III
AGRADECIMIENTOS
Agradezco primero a Dios por haber dado fortaleza y las ganas de seguir adelante y
ayudarme a levantarme de las caídas.
A mis familiares, en especial mis padres y mis hermanas pilares fundamentales en
mi carrera, siempre apoyándome y dándome ganas por lo cual me siento
profundamente agradecido.
Un agradecimiento especial al Ing. Javier Cabrera Mejía e Ing. Michael Cabrera
Mejía, por transmitirnos sus conocimientos, su amable atención y paciencia.
IV
DEDICATORIA
Este trabajo de Tesis está dedicado primeramente a Dios, por haberme dado salud,
fuerzas e inteligencia y así poder cumplir con este objetivo.
A mis padres, Mercedes González y Enrique León, hermanas, Diana y Fernanda
León, las demás personas que en el transcurso de mi vida me apoyaron para
cumplir de una u otra manera esta meta la cual me siento satisfecho haberla
alcanzado.
A mi Esposa, Mónica Fajardo, e hija María Paz la razón de mi vida ahora y
demostrarle que las metas y sueños se pueden alcanzar.
V
ÍNDICE
DECLARACIÓN ................................................................................................................................................... I
CERTIFICACIÓN ................................................................................................................................................ II
AGRADECIMIENTOS ........................................................................................................................................III
DEDICATORIA ................................................................................................................................................ IV
ÍNDICE ............................................................................................................................................................ V
LISTA DE FIGURAS ......................................................................................................................................... VII
LISTA DE TABLAS ............................................................................................................................................ IX
LISTA DE ANEXOS ............................................................................................................................................ X
RESUMEN ...................................................................................................................................................... XI
ABSTRACT ..................................................................................................................................................... XII
CAPÍTULO I. FUNDAMENTOS TEÓRICOS ....................................................................................................... - 1 -
1 NATURALEZA DE LA ELECTRICIDAD ........................................................................................................... - 1 -
1.1 MAGNETISMO Y ELECTROMAGNETISMO .................................................................................................. - 1 -
1.2 CIRCUITOS ELÉCTRICOS ............................................................................................................................. - 2 -
1.2.1 Clasificación ........................................................................................................................................ - 2 -
1.3 ESQUEMAS ELÉCTRICOS ........................................................................................................................... - 3 -
1.4 MEDIDAS DE MAGNITUDES ELÉCTRICAS ................................................................................................... - 3 -
1.5 METODOLOGÍA Y MANTENIMIENTO DE SISTEMAS OMS ........................................................................... - 4 -
1.5.1 Metodología. ...................................................................................................................................... - 4 -
1.5.2 Mantenimiento de software ............................................................................................................... - 4 -
1.6 METODOLOGÍA DEL MONTAJE Y MANTENIMIENTO ELÉCTRICO DE SISTEMA OMS. .................................. - 5 -
1.6.1 Mantenimiento de hardware.............................................................................................................. - 5 -
1.7 EQUIPOS Y HERRAMIENTAS MÁS USUALES PARA REALIZAR MONTAJE Y MANTENIMIENTO ELÉCTRICO. . - 6 -
1.7.1 EQUIPOS Y HERRAMIENTAS ................................................................................................................ - 6 -
1.7.2 HERRAMIENTAS DE MANTENIMIENTO. .............................................................................................. - 6 -
1.8 SISTEMAS DE SEGURIDAD PARA EL MANTENIMIENTO. ............................................................................. - 7 -
1.9 CONOCIMIENTO DE MATERIALES. ............................................................................................................. - 7 -
1.10 DISEÑO DE LA ESTRUCTURA. ................................................................................................................... - 7 -
1.10.1 Problemas que puede tener un OMS .............................................................................................. - 11 -
1.11 TÉCNICAS Y OPERACIONES EN EL MONTAJE Y MANTENIMIENTO.......................................................... - 22 -
1.12 PROCEDIMIENTOS DE AISLAMIENTO MECÁNICO Y ELÉCTRICO DE LOS DIFERENTES COMPONENTES DE LA
INSTALACIÓN PARA REALIZAR EL MANTENIMIENTO CORRECTIVO ............................................................... - 24 -
1.13 PROCESOS DE DOCUMENTACIÓN TÉCNICA DEL TRABAJO ..................................................................... - 24 -
1.14 PROGRAMA DE MANTENIMIENTO ........................................................................................................ - 25 -
1.14.1 Pasos previos a la elaboración de un programa de mantenimiento preventivo. .......................... - 26 -
2 CAPÍTULO II. SITUACIÓN ACTUAL DEL PAÍS EN SISTEMA OMS ................................................................ - 27 -
2.1 REDES OMS EXISTENTES .......................................................................................................................... - 27 -
2.1.1 EEQSA: Empresa Eléctrica Quito S.A. ................................................................................................ - 27 -
2.1.2 CENTROSUR: Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C. A. ............................................................... - 28 -
2.1.3 EEASA: Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro norte S. A. ....................................................... - 28 -
2.1.4 EERSSA: Empresa Eléctrica Regional del Sur S. A. ............................................................................. - 28 -
2.1.5 EEACA: Empresa Eléctrica Azogues C. A. .......................................................................................... - 29 -
VI
2.1.6 CNEL Guayas los Ríos: Corporación Nacional Electricidad – Guayas los Ríos ................................... - 29 -
2.2 TOPOLOGÍA OMS ..................................................................................................................................... - 29 -
2.3 DIAGRAMA OMS ...................................................................................................................................... - 30 -
2.4 PROGRAMAS Y PROYECTOS OMS ............................................................................................................ - 32 -
2.4.1 Proyecto SIDGE ................................................................................................................................. - 32 -
2.4.2 Adquisición e implementación de los de sistemas OMS/DMS .......................................................... - 33 -
2.4.3 Adquisición e implementación de los productos CIS, CRM y MDM................................................... - 34 -
3 CAPÍTULO III. PROPUESTA ....................................................................................................................... - 35 -
3.1 METODOLOGÍA DE TRABAJO EN UN SISTEMAS OMS: MONTAJE, PUESTA EN MARCHA, MANTENIMIENTOS
PREVENTIVOS Y CORRECTIVOS, EQUIPOS DE TRABAJO ................................................................................. - 35 -
3.1.1 Montaje ............................................................................................................................................ - 35 -
3.1.2 Puesta en marcha ............................................................................................................................. - 37 -
3.1.3 Mantenimiento preventivo y correctivo ........................................................................................... - 38 -
3.1.4 Equipos de trabajo ............................................................................................................................ - 39 -
3.2 PROCEDIMIENTOS Y OPERACIONES DE PREPARACIÓN Y REPLANTEO DE LAS INSTALACIONES ............... - 40 -
3.3 FASES DE MONTAJE ORGANIZACIÓN Y PLAN DE SEGURIDAD. ................................................................. - 41 -
3.4 CALIDAD EN EL MONTAJE. PLIEGOS DE PRESCRIPCIONES TÉCNICAS ....................................................... - 44 -
3.5 PROGRAMA DE MANTENIMIENTO EN MARCHA ...................................................................................... - 45 -
3.5.1 PASOS PARA REALIZAR UN MANTENIMIENTO ................................................................................. - 46 -
3.5.2 Revisión de datos .............................................................................................................................. - 51 -
3.5.3 MANTENIMIENTO PREVENTIVO ....................................................................................................... - 51 -
3.5.4 MANTENIMIENTO CORRECTIVO ....................................................................................................... - 53 -
3.5.5 Mantenimiento preventivo y correctivo ........................................................................................... - 55 -
3.6 DIAGNÓSTICO DE AVERÍAS EN INSTALACIONES ....................................................................................... - 56 -
4 CAPÍTULO IV VALIDACIÓN DE LOS SISTEMAS OMS .................................................................................. - 58 -
4.1 SIMULACIÓN DE UN SISTEMA OMS ......................................................................................................... - 58 -
4.1.1 Software ETAP .................................................................................................................................. - 58 -
4.1.2 Software ALSTOM grids .................................................................................................................... - 59 -
4.1.3 Spectra OMS ..................................................................................................................................... - 60 -
4.1.4 Sistema automático de restauración SG IntelliTeam® ...................................................................... - 62 -
4.2 VENTAJAS DE UN SISTEMA OMS .............................................................................................................. - 65 -
4.3 DESVENTAJAS DE UN SISTEMA OMS ........................................................................................................ - 67 -
VII
LISTA DE FIGURAS
Fig. 1 Ejemplo de localización de un OMS ............................................................................................................................. - 9 -
Fig. 2 Gestión de eventos de un OMS .................................................................................................................................... - 9 -
Fig. 3 Flujo de información de un OMS ................................................................................................................................ - 10 -
Fig. 4 Integración de un sistema OMS .................................................................................................................................. - 11 -
Fig. 5 Composición de un SIG. .............................................................................................................................................. - 12 -
Fig. 6Composición de un IVR. ................................................................................................................................................ - 13 -
Fig. 7 Diagrama de flujo de un COF ...................................................................................................................................... - 14 -
Fig. 8. Diagrama de un SCADA .............................................................................................................................................. - 15 -
Fig. 9 Sistema SCADA con distribución automática ............................................................................................................ - 16 -
Fig. 10 Sistema de lectura automática ................................................................................................................................... - 17 -
Fig. 11 Medidor inteligente CFE ............................................................................................................................................. - 18 -
Fig. 12 Composición de un SIG .............................................................................................................................................. - 19 -
Fig. 13 Diagrama de un AVL ................................................................................................................................................... - 20 -
Fig. 14 Modelo de integración de un OMS ............................................................................................................................ - 20 -
Fig. 15 Estructura de OMS ..................................................................................................................................................... - 21 -
Fig. 16 Pasos para un programa de mantenimiento. .......................................................................................................... - 26 -
Fig. 17 Diagrama de conexión de un OMS ........................................................................................................................... - 30 -
Fig. 18 Centro de datos nacional del Ecuador ..................................................................................................................... - 31 -
Fig. 19 Diagrama de montaje ................................................................................................................................................. - 35 -
Fig. 20 Centro de monitoreo y atención de llamadas del sistema outage management system. ................................. - 36 -
VIII
Fig. 21 Diagrama de puesta en marcha ................................................................................................................................ - 37 -
Fig. 22 Diagrama de mantenimiento del OMS ..................................................................................................................... - 38 -
Fig. 23 Trabajo en grupo de un sistema de gestión de interrupciones. ............................................................................ - 39 -
Fig. 24 Diagrama de replanteo de equipos .......................................................................................................................... - 40 -
Fig. 25 Fundamentos del plan de seguridad ......................................................................................................................... - 41 -
Fig. 26 Pasos para un plan de seguridad .............................................................................................................................. - 42 -
Fig. 27 Plan propuesto antes de un trabajo ......................................................................................................................... - 43 -
Fig. 28 Principales componentes para un mantenimiento ................................................................................................. - 45 -
Fig. 29 Ejemplo diagrama jerárquico de mantenimiento .................................................................................................... - 49 -
Fig. 30 Desgaste equipos según el fabricante vs el tomado por los equipos de mantenimiento ................................. - 51 -
Fig. 31 Pasos para un plan de seguridad .............................................................................................................................. - 55 -
Fig. 32 Pagina inicial del demo ETAP ................................................................................................................................... - 58 -
Fig. 33 Logotipo del simulador ................................................................................................................................................ - 59 -
Fig. 34 Captura del software SPECTRA OMS Ver. 1.5 ...................................................................................................... - 60 -
Fig. 35 Captura 2 del software SPECTRA OMS Ver. 1.5 .................................................................................................. - 61 -
Fig. 36 Simulación 1 del demo de S&C ................................................................................................................................ - 62 -
Fig. 37 Simulación 2 del demo de S&C ................................................................................................................................ - 63 -
Fig. 38 Simulación 3 del demo de S&C ................................................................................................................................ - 63 -
Fig. 39 Partes de un Interruptor Scada- mate ...................................................................................................................... - 64 -
Fig. 40 Situación actual de las algunas empresas eléctricas del Ecuador ...................................................................... - 68 -
IX
LISTA DE TABLAS
Tabla 1. Ejemplo Tabla de equipos para el mantenimiento preventivo ........................................................................... - 46 -
Tabla 2. Ejemplo Tabla de equipos para el mantenimiento preventivo ........................................................................... - 47 -
Tabla 3. Ejemplo Tabla de equipos para el mantenimiento preventivo ........................................................................... - 48 -
Tabla 4. Ejemplo Tabla de personal de mantenimiento ..................................................................................................... - 50 -
Tabla 5. Ejemplo Tabla de ficha técnica de mantenimiento preventivo ........................................................................... - 52 -
Tabla 6. Ejemplo Tabla de ficha técnica de mantenimiento correctivo ............................................................................ - 53 -
X
LISTA DE ANEXOS
ANEXO 1 ................................................................................................................................................................................... - 68 -
ANEXO 2 ................................................................................................................................................................................... - 69 -
XI
RESUMEN
El siguiente trabajo de tesis tiene como intención dar a conocer esta gran herramienta que es el
OMS (outage management system) o sistema de gestión de apagones la cual tiene por objetivo
informar, registrar, controlar, monitorear y medir el sistema eléctrico de distribución y
subtransmisión, obteniendo un mapa georeferenciados de alta, media y baja tensión
separándoles por colores cada una de las tensiones y poder tener una respuesta ante cualquier
inconveniente de fallas eléctricas y archivándolas periódicamente en una base de datos
históricas para análisis y el usuario acceder a ellas.
Con la ayuda de este sistema podemos desplegar más rápidamente cuadrillas gracias al GIS
de la empresa distribuidora, mejorando el tiempo de respuesta de restauración del servicio y
proporcionar información precisa sobre el alcance de cortes y el número de clientes afectados.
Palabras clave.
Sistema de gestión de interrupciones (OMS), Sistema de Información al Cliente (CIS), Lectura
automática de medidores (AMR).
XII
ABSTRACT
The following thesis is intended to make this great tool is the OMS (outage management
system) or outage management system which aims to inform, log, track, monitor and measure
the electrical distribution system and subtransmisión, obtaining a georeferenced map of high,
medium, low voltage separating them by color each of the tensions and to have an answer for
any inconvenience electrical faults and filing them periodically on the basis of historical data for
analysis and user access them.
With the help of this system we can deploy more quickly thanks to GIS crews of the distribution
company, improving response time to restore service and provide accurate information on the
scope of cuts and the number of customers affected information.
Keywords.
Outage Management System (OMS), Customer Information System (CIS), automatic meter
reading (AMR).
- 1 -
CAPÍTULO I. FUNDAMENTOS TEÓRICOS
1 NATURALEZA DE LA ELECTRICIDAD
La naturaleza eléctrica es conocida desde hace mucho tiempo, los antiguos griegos, hacia el
año 600 a. C., ya sabía que al frotar ámbar (electrón) con una piel, este adquiría la propiedad
de atraer a cuerpos ligeros, las cargas eléctricas se adquieren o se transmiten, cuando un
cuerpo pierde electrones se adquiere carga positiva y cuando gana electrones se tiene carga
negativa, la energía se obtiene básicamente con hacer pasar electrones de las orbitas
interiores a las orbitas exteriores. (educarex, 2006)
1.1 MAGNETISMO Y ELECTROMAGNETISMO
MAGNETISMO. El fenómeno del magnetismo era conocido ya por los antiguos griegos
desde hace más de 2000 años. Se observaba que ciertos minerales que presentan
propiedades magnéticas detectables fácilmente, como el níquel, el hierro o el cobalto, que
pueden llegar a convertirse en un imán, estos podían atraer o repeler pequeños objetos de
hierro. El nombre de magnetismo proviene de la provincia griega Magnesia, donde se
encuentran los yacimientos más importantes de la magnetita. (Madrid)
ELECTROMAGNETISMO. El electromagnetismo tiene sus inicios en los chinos
a principios del año 2000 a.C. y es la parte de la electricidad que estudia la relación entre los
fenómenos eléctricos y los fenómenos magnéticos. Las ondas electromagnéticas consisten en
la propiedad que tienen el campo eléctrico y magnético de generarse mutuamente cuando
cambian en el tiempo, las ondas electromagnéticas viajan en el vacío a la velocidad de la luz y
transportan energía a través del espacio. (Huizar, 2013)
- 2 -
1.2 CIRCUITOS ELÉCTRICOS
Es la interconexión de dos o más componentes que contiene una trayectoria cerrada, como
resistencias, fuentes, interruptores, condensadores, semiconductores o cables conectados a
ciertos elementos de circuito como aparatos (que aprovechan el flujo) y resistencias (que lo
regulan). (HEPIRIOSTIC)
1.2.1 Clasificación
Los circuitos eléctricos se clasifican de la siguiente forma:
Por el tipo de señal:
De corriente continua
De corriente alterna
Mixtos
Por el tipo de régimen:
Periódico
Transitorio
Permanente
Por el tipo de componentes:
Eléctricos: Resistivos, inductivos, capacitivos y mixtos
Electrónicos: digitales, analógicos y mixtos
Por su configuración:
Serie
Paralelo
Mixto
- 3 -
1.3 ESQUEMAS ELÉCTRICOS
Un esquema eléctrico es una representación gráfica de una instalación eléctrica o de parte
de ella, en la que queda perfectamente definido cada uno de los componentes de la instalación
y la interconexión entre ellos.
Teniendo en cuenta que las instalaciones o circuitos son realmente complicados de
representar esquemáticamente, tanto el ingeniero como el técnico pueden encontrar
esquemas:
a) Unifilar: son los que representan en un solo trazo las distintas fases o conductores.
b) Multifilar: son los esquemas que representan todos los trazos correspondientes a las
distintas fases o conductores. (books.google.com)
1.4 MEDIDAS DE MAGNITUDES ELÉCTRICAS
Carga eléctrica. La carga eléctrica mide el exceso o defecto de electrones sobre el
número de protones en un cuerpo. Todos los cuerpos en condiciones normales son
eléctricamente neutros, pero estos pueden ganar o perder electrones por diferentes
circunstancias, teniendo en este momento carga eléctrica.
La unidad con que se mide la carga eléctrica es el coulomb (C), en honor a Charles
Coulomb, y que corresponde, 1 Coulomb = 6,25x1018 electrones. Por lo que la carga del
electrón es de 1,6x1019 C
Intensidad. Un cuerpo cargado eléctricamente genera a su alrededor un campo
eléctrico. La cantidad de flujo electrónico a través de un cuerpo con material conductor
es una medida de la corriente presente en el conductor.
La medición de la corriente que fluye por un circuito cerrado se realiza por medio de un
amperímetro o un miliamperímetro. Para medir ampere se emplea el "amperímetro" y para
medir milésimas de ampere se emplea el miliamperímetro.
Tensión. La tensión, o voltaje, es una variable que necesita 2 puntos para ser definida.
Si se quiere que una corriente circule por un circuito, debe existir una diferencia de
potencial que propicie el desplazamiento. Esa diferencia de potencial es lo que se
puede identificar con la tensión.
- 4 -
La tensión se mide con un voltímetro y se conecta en paralelo a los dos puntos donde se
desea medir la tensión, el terminal positivo del voltímetro se conecta al terminal positivo de la
tensión.
Resistencia. La resistencia es la oposición, por parte de un material conductor, o
semiconductor, a la circulación de la corriente eléctrica. La resistencia del sistema
controla el nivel de la corriente resultante, mientras mayor es la resistencia, menor es la
corriente y viceversa.
La resistencia se mide con un óhmetro, y se conecta entre los dos extremos de la
resistencia a medir, estando ésta desconectada del circuito eléctrico. (SlideShare, 2011)
1.5 METODOLOGÍA Y MANTENIMIENTO DE SISTEMAS OMS
1.5.1 Metodología.
IEEE 1366 es la Guía de IEEE para Electric Power Distribution Fiabilidad, duración total de
la interrupción para el cliente promedio.
1.5.2 Mantenimiento de software
1. Categoría 1. A esta categoría pertenece la totalidad del software, incluyendo
sistemas operativos y bases de datos relacionales del SCADA/OMS-MWM/DMS,
suministrado.
2. Categoría 2. Se refiere al software para propósitos generales que debe ser
ejecutado en, Unix, Linux, Windows o computadores personales. Este software
incluye específicamente:
a) Software de productividad suministrado por Microsoft Corporation, tales como
las versiones de la suite de productividad de Office.
b) Navegadores World Wide Web de Microsoft Corporation (Internet Explorer)
version 8 o superior y Netscape Communications Corporation y el Mozilla
Foundation (Firefox®). Versión 10 o superior.
c) Software de emulación X Windows tal como Exceed® de Hummingbird
Communications.
- 5 -
El mantenimiento será para todo el software de la Categoría 1 y 2.
Mantenimiento con una respuesta de 48 horas, durante ocho horas al día, cinco días a
la semana.
Los mantenimientos cubrirán mantenimiento preventivo y correctivo, repuestos e
instalación de toda la ingeniería, equipos y actualizaciones de cambio en campo.
Se debe seguir un esquema de mantenimiento tanto para la categoría 1 como en la
categoría 2. (Empresa eléctrica Quito, 2014)
1.6 METODOLOGÍA DEL MONTAJE Y MANTENIMIENTO
ELÉCTRICO DE SISTEMA OMS.
Metodología. IEC 61970/61968 normas y SOA para implementar la integración de
información entre los diferentes sistemas de redes de distribución.
1.6.1 Mantenimiento de hardware
Atender la solicitud en sitio como máximo en 48 horas en las instalaciones de la
empresa.
Tener experiencia previa en mantenimiento de hardware.
Conservar un stock razonable de repuestos.
Los equipos en condiciones de falla serán reemplazados o reparados y se abastecerán
nuevamente los inventarios de repuestos.
Todos los repuestos reemplazados por mantenimiento deberán ser partes nuevas.
Materiales e instrucciones para cambios adecuados de ingeniería para equipos
dañados.
Guías técnicas para solución de todos los problemas de hardware.
Ante fallas de equipos que afecten funciones críticas, responder a solicitudes de soporte
técnico dentro de los sesenta (60) minutos posteriores a la notificación. La disponibilidad
de recursos técnicos será de 24 horas al día, 7 días a la semana. El máximo tiempo de
solución total o parcial aceptable, será inferior a cuarenta y ocho (48) horas.
Para fallas no críticas se deberá dar una solución dentro de los siguientes 4 días
hábiles.
Si en cualquier momento el soporte técnico no está resolviendo un problema de manera
efectiva, podrá solicitar que el personal del fabricante de los equipos sean enviados a
las instalaciones de la empresa.
- 6 -
1.7 EQUIPOS Y HERRAMIENTAS MÁS USUALES PARA REALIZAR
MONTAJE Y MANTENIMIENTO ELÉCTRICO.
1.7.1 EQUIPOS Y HERRAMIENTAS
Cuando se planifican las compras, se debe tomar en cuenta que la inversión en
herramientas y equipos de medición permitirá disminuir los costos de mantenimiento. Además,
con el equipo correcto aumentará considerablemente la fiabilidad de las lecturas, la precisión
de la calibración y el margen de seguridad para los clientes y el personal, así como la eficiencia
del personal a cargo del mantenimiento.
La compra de herramientas y equipos más avanzados para realizar pruebas permitirá al
personal técnico de ingeniería calibrar, mantener y reparar una gama más amplia de equipos.
Si no es posible comprar y mantener determinados equipos de medición, tal vez no convenga
aceptar la responsabilidad del mantenimiento del dispositivo relacionado.
Con el mantenimiento adecuado, la vida útil de las herramientas y los equipos de medición
puede superar los 10 años. Habitualmente, los equipos de medición se pueden usar durante
alrededor de siete años. Los productos altamente especializados como los programas de
resolución de problemas y las computadoras portátiles que se conectan a la computadora
pueden tener un ciclo de vida más corto porque las tecnologías cambian a toda velocidad. Las
herramientas y en particular los equipos de medición también requieren mantenimiento. Se los
debe conservar en buenas condiciones, calibrar a intervalos apropiados y reparar según
necesidad. (YUMPU)
1.7.2 HERRAMIENTAS DE MANTENIMIENTO.
El protocolo TASE.2 (Telecontrol Application Service Element) suministrará herramientas
que le permitan al usuario observar y mantener el sistema:
1. Crear conjuntos de datos.
2. Eliminar conjuntos de datos.
3. Obtener valores de elementos de conjuntos de datos.
4. Parametrizar valores de elementos de conjunto de datos,
5. Obtener nombres de conjuntos de datos y obtener nombres de elementos de conjuntos de
datos.
6. Obtención de valor de datos.
7. Establecimiento de valor de datos.
8. Obtención de nombres de valores de datos.
9. Obtención del tipo de valores de datos.
10. Asegurar que las actualizaciones y parches de seguridad se aplican y los cambios del
sistema no crean nuevas vulnerabilidades.
11. Identificación de vulnerabilidades con niveles de riesgo.
- 7 -
12. Los cambios de configuración / gestión de reglas.
13. Las copias de seguridad y pruebas de recuperación de desastres respuesta a incidentes.
(Salesiana, 2007)
1.8 SISTEMAS DE SEGURIDAD PARA EL MANTENIMIENTO.
La seguridad del personal de mantenimiento es fundamental. Por lo tanto, es importante
instaurar una política de bloqueo/advertencia para proteger al personal de la activación
repentina de los dispositivos y de la liberación de la energía almacenada. Esto implica que
cuando se trabaja en un equipo eléctrico es esencial desconectarlo de la fuente de suministro.
Se pueden utilizar uno o más cerrojos para mantener desconectados a los equipos “bloqueo”
de modo de que no vuelvan a conectarse inadvertidamente antes de finalizada la reparación.
Cuando no es posible bloquear físicamente la fuente de alimentación, se deben colocar
etiquetas de advertencia visibles “advertencia”.
Antes de realizar las tareas de mantenimiento el personal debe conocer las tecnologías que
son especialmente peligrosas. Para que el personal técnico pueda trabajar sin riesgo en
condiciones peligrosas, es imprescindible capacitarlo en técnicas seguras y en el uso de
equipos de protección personal. Conviene que los equipos de protección personal para las
tareas de mantenimiento peligrosas estén siempre disponibles en el departamento de
ingeniería clínica. (Universidad Autonoma Metropolitana, 2012)
1.9 CONOCIMIENTO DE MATERIALES.
Un programa de mantenimiento exige algunos recursos materiales, entre ellos un lugar de
trabajo, insumos, piezas de recambio y los manuales de uso y de servicio necesarios para
realizar el mantenimiento.
En el lugar de trabajo la planificación debe tomar en cuenta el lugar en el que se realizará el
mantenimiento. Una opción es realizar el trabajo en el lugar en el que habitualmente se
encuentran los equipos. La única alternativa es trasladarse al sitio donde están ubicados los
equipos. En esta situación, es necesario planificar las herramientas, materiales y los equipos
esenciales que se deben llevar al lugar en el que se realizará el trabajo o acondicionar un sitio
más cercano a los equipos. (who.int/publications, 2012)
1.10 DISEÑO DE LA ESTRUCTURA.
La función de Gestión de apagones (Outage Management System – OMS) deberá mantener
registros de todos los apagones forzados (causadas por una falla u otro disturbio del sistema
de potencia). El OMS deberá suministrar un archivo central conveniente de información de
incidencias de distribución, la cual puede ser usada para soportar análisis históricos, el cálculo
- 8 -
de índices de confiabilidad, y operaciones en tiempo real, tales como responder a llamadas
problema y para interactuar con grupos de daños en campo.
El Sistema de gestión para la restauración de la red (OMS) contribuye a reducir el impacto
de las interrupciones de suministro planificadas e incidentes imprevistos. Los sistemas de
operación como el OMS permiten reducir el tiempo y los recursos necesarios para solucionar
las interrupciones del servicio, mejorar los niveles de fiabilidad del servicio y aumentar la
satisfacción del cliente.
Los registros de incidencias mantenidos por el sistema deberán estar en orden cronológico
por área de responsabilidad y deberán permitir que uno o más elementos como
transformadores, alimentadores, conmutadores y condensadores sean definidos como parte de
un registro de interrupción único en cualquier combinación. El registro de interrupción debe
incluir:
Identificación del alimentador
Código de causa de incidencia (relacionada con el clima, choque de vehículos con
postes, animales, falla de equipos, desconexión de carga, y códigos libres)
Identificación del elemento fallado (fallas de equipo únicamente)
Clasificación de incidencias (forzadas o planeadas)
Fecha-hora de inicio y fecha-hora de finalización de la incidencia o interrupción
Información de la interrupción del elemento (abierto/cerrado, en servicio/fuera de
servicio)
Número de clientes afectados (diferentes consumidores pueden tener diferentes
tiempos de interrupción para el mismo incidente)
Estimado de demanda no atendida
Excluir de las estadísticas de incidencias (si/no)
Comentarios ingresados por el usuario (Deberán permitirse para este propósito al
menos 256 caracteres de texto en forma libre)
Proporcionar información precisa sobre el alcance de cortes y número de clientes
afectados.
La identificación de la ubicación de un fusible o fusibles o el interruptor o interruptores
que operan para interrumpir un circuito o parte de él.
Ayudando con el despacho de la tripulación y de seguimiento, la gestión de las
tripulaciones que ayuden en la restauración.
Transformar patrones de atención telefónica al cliente en específico en lugares
“problemáticos” que requieren respuesta por personal en línea.
Los esfuerzos de una restauración es priorizar y administrar los recursos sobre la base
de criterios definidos, tales como el tamaño de los cortes, y la ubicación de las
instalaciones críticas. (NH HOUSE, 2009)
- 9 -
RECIBIR LLAMADAS DE CLIENTES AISLAR CIRCUITO AFECTADOMODELO DE MEDIDA DE
CORTE
Fig. 1 Ejemplo de localización de un OMS
Fuente: Propia
LLAMADA DE CLIENTE
DE UN CORTE
SERVICIO AL
CLIENTE
RESPUESTA DE
VOZ INTERACTIVA
(IVR)
SCADAINFRAESTRUCTURA DE
MEDICION AVANZADA
SISTEMA DE GESTION DE INTERRUPCIONES (OMS)
Fig. 2 Gestión de eventos de un OMS
Fuente: Propia
- 10 -
Difundir información
Interno y externo
de notificación en escala de
evento
OMS
SCADA
WEBIVR
GISAMI
Procesar y gestionar la
llamada de los clientes
proporciona información a los
clientes
Interrupción de identificación
Notificación instantánea de
interruptor y la operación del
reconectador
Modelo de conectividad de red
Cartografía de la información
Interrupción de identificación
Comunicación de 2 vías
entre el cliente
sistema de metro y AMI
Fig. 3 Flujo de información de un OMS
Fuente: Propia
- 11 -
1.10.1 Problemas que puede tener un OMS
Un sistema OMS puede sentirse abrumado en situaciones extremas, y puede no ser
capaz de entregar beneficios prometidos en todos los escenarios.
No es un sustituto de la utilidad de Plan de Restauración de Emergencia (ERP).
Un sistema OMS sólo "sabe" lo que se le dice, es decir, el número y la ubicación de
los clientes que han pedido, información de SCADA, etc.
La OMS no sabe automáticamente el estado del sistema de distribución.
OMS depende de fuentes de información, como las llamadas de los clientes.
La OMS no proporciona directamente tiempos estimados de restauración u otra
información que pueda ser valiosa para los clientes.
Para el cálculo preciso de estadísticas de incidencia o interrupción, es importante rastrear
las actividades de restauración parcial del servicio. Por ejemplo, la mitad de los consumidores
podrían ser restaurados bastante rápido (antes de que inicien las reparaciones principales)
mientras que los clientes restantes permanecen fuera por un largo tiempo. Estos campos
adicionales pueden ser propuestos por el Proponente para que sean rastreados, incluyendo
tiempos finales de múltiples incidencias. (emcali)
SCADA
SISTEMA DE GESTIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN
(DMS)
SISTEMA COMERCIAL (CIS)
SISTEMA DE GESTIÓN DE
INTERRUPCIONES (OMS)
SISTEMA DE INFORMACIÓN GEOGRÁFICO
ACTIVOS Y SISTEMA DE GESTIÓN DEL
TRABAJO (EMS+WMS)
GESTIÓN DE LOS DATOS DE
MEDICION (MDM)
SISTEMA DE GESTIÓN DE
TRABAJO MÓBIL (MWMS)
SISTEMA DE MEDICIÓN (AMI)
CONFIABILIDAD Y SISTEMA DE
PLANIFICACIÓN
Fig. 4 Integración de un sistema OMS
Fuente: propia
- 12 -
El moderno OMS requiere un modelo preciso sistema de relaciones cliente-Empresa
eléctrica para proporcionar información precisa, predicción de ubicaciones interrupción. Debe
reunir, compilar y mostrar información de una variedad de fuentes:
1. Sistemas de Información al Cliente (CIS)
2. Los sistemas de respuesta de voz interactiva (IVR)
3. Sistemas de flujo de llamada (COF)
4. Información sobre el estado SCADA
5. Distribución de automatización de sistemas (DA)
6. Lectura automática de medidores (AMR) o Advanced Metering Infrastructure
sistema(AMI)
7. El relé de protección de información de localización de fallas
8. Sistemas de Información Geográfica (SIG)
9. Informes de evaluación de daños
10. Sistemas automático de localización de vehículos (AVL)
1. Sistema de Información al Cliente (CIS): Un sistema informático utilizado para realizar
un seguimiento de la información del cliente, generar facturas, solicitudes de servicio
cuestión, y "manejar" las relaciones con clientes, proporcionando la información de
utilidad sobre las necesidades y preferencias de cada cliente. (CNEL, 2013)
Fig. 5 Composición de un SIG.
FUENTE: http://definicion.de/wp-content/uploads/2008/03/sistemainformacion
- 13 -
Sistema de Respuesta Interactiva de Voz (IVR): sistema informático interactivo que puede
responder a las llamadas de teléfono, información de rutas, recopilar datos, devolver llamadas y
llamar a los clientes según lo programado. Puede estar vinculado a registrar ubicaciones de los
clientes y vincularlos con localizaciones en el sistema de distribución. (quarea)
Fig. 6Composición de un IVR.
FUENTE: http://www.tech-faq.com/wp-content/Interactive-Voice-Response.gif
- 14 -
Sistema de flujo de llamadas (COF): Un sistema que redirige las llamadas telefónicas de un
lugar a otro contestador cuando el volumen es superior a la capacidad. Permite
desbordamiento de llamadas sin respuesta y la información tabulada. (ESPE)
INICIO DE LLAMADAS
SISTEMA OCUPADO
ESPERAR
A SER
ATENDIDOS
ATENCIÓNFIN DE
LLAMADA
ATENCIÓNFIN DE
LLAMADA
FIN DE LLAMADA
RELLAMADA
FIN
INICIO
NO
SI SI
NO
SI
NO
Fig. 7 Diagrama de flujo de un COF
Fuente: propia
2. Control de Supervisión y el sistema de adquisición de datos (SCADA): Un sistema
informático que recoge los datos de los dispositivos tales como los relés de protección,
proporciona interruptor, interruptor, y los estados de re-cerca y un medio para controlar
estos dispositivos de forma remota, y muestra el estado de esta monitoreado equipo
gráficamente. (copadata, 2010)
- 15 -
Fig. 8. Diagrama de un SCADA
FUENTE: http://www.vanguardnetworks.com/Collateral/scada%20diagram2.pn
- 16 -
3. Sistema informático que monitoriza y controla los dispositivos de la red de distribución: Automatización de la Distribución
(DA). Puede incluir el seguimiento y control de los interruptores, re-cerradores, y generadores distribuidos.
Fig. 9 Sistema SCADA con distribución automática
Fuente: http://www.afinidadelectrica.com.ar/html/Image/articulo213-smartgrid/art213-smartgrid-esquema1.JPG
- 17 -
4. Lectura automática del medidor (AMR): Los sistemas que pueden leer remotamente kWh de metros y grabar
automáticamente los valores en una base de datos de la computadora. Algunos sistemas también pueden enviar valores
instantáneos al sistema de la lectura del medidor. Datos de los contadores se pueden transferir a través de radio, teléfono o
línea eléctrica aérea. (ELGAMA, 2008)
Fig. 10 Sistema de lectura automática
Fuente: http://es.made-in-china.com/co_naialb/image_Automatic-Meter-Reading-System-AMR-_hieesreeg_jCSaQsZRfIcF.html
- 18 -
5. Infraestructura de Medición Avanzada (AMI): Incluye el mismo hardware, software,
comunicaciones y sistemas de los clientes asociados que son utilizados por los
sistemas de AMR, sino que también incluye la comunicación de dos vías para hacer
posibles clientes de desconexión remota o de otras maneras gestionar la demanda.
Fig. 11 Medidor inteligente CFE
Fuente: http://www.afinidadelectrica.com.ar/html/Image/articulo213-smartgrid/art213-smartgrid-medidor.jpg
6. Sistema de Información Geográfica (SIG): Una tecnología basada en ordenador para
recoger, registrar y mostrar la información geográficamente referenciada o orientados
espacialmente. Se puede grabar la ubicación exacta de infraestructura de servicios
públicos y adjuntar a esos datos la información, de la vida, o de reparación registros de
construcción. Es capaz de producir pantallas gráficas que recopilan y útilmente
muestran los datos relativos a los componentes de un sistema de energía.
- 19 -
Fig. 12 Composición de un SIG
Fuente: http://tallercomputrabajos.blogspot.com/2010_05_01_archive.html
7. Automático de localización de vehículos (AVL): Utiliza la información sistema de
posicionamiento global para grabar automáticamente en casi en tiempo real la ubicación
de los vehículos de la flota de una utilidad. Se puede visualizar en un sistema basado
en GIS la ubicación de todos los camiones de línea u otros vehículos para los
despachadores pueden determinar el camión situado más próximo una interrupción.
- 20 -
Fig. 13 Diagrama de un AVL
Fuente: http://www.dogmaindia.com/images/tracking.jpg
8. La retransmisión de protección: Los dispositivos en el sistema de poder que los
interruptores de disparo para desconectar partes del sistema que experimente fallos de
funcionamiento, tales como cortocircuitos o conductores abiertos. Las OMS pueden ser
informados si un relé ha detectado un problema en la parte del sistema y se ha
disparado el interruptor. Esto ayudará a las OMS caracterizan la razón de una
interrupción.
OUTAGE MANAGEMENT SYSTEM
IVR
TELEFONO CSR
DA
SCADA
AMR
MAPA
LLAMADA
CIS
Fig. 14 Modelo de integración de un OMS
Fuente: propia
- 21 -
Fig. 15 Estructura de OMS
Fuente: http://www.outage-management-using-wireless-distribution-area-communication-networks.html
- 22 -
1.11 TÉCNICAS Y OPERACIONES EN EL MONTAJE Y
MANTENIMIENTO
Las operaciones de instalaciones se realizan con los medios adecuados y según
procedimientos establecidos.
Las pruebas de funcionamiento de los aparatos y equipos revisados se realizan
siguiendo las indicaciones del fabricante y las establecidas reglamentariamente
Operar los sistemas, equipos e instrumentos eléctricos para asegurar las condiciones
óptimas de funcionamiento, cumpliendo con los requisitos reglamentarios, y
atendiendo a criterios de fiabilidad, calidad y seguridad para las personas, medio
ambiente e instalaciones.
Los interruptores, seccionadores, sistemas de control y resto de sistemas susceptibles
de intervención se operan en coordinación con el centro de control correspondiente.
Los equipos e instrumentos relacionados con los sistemas de adquisición de datos y
comunicación se operan según procedimientos establecidos.
Los equipos e instrumentos relacionados con los servicios de ventilación, aire
comprimido y demás equipos y sistemas auxiliares se operan según procedimientos
establecidos.
El protocolo para la restitución del servicio se sigue escrupulosamente en coordinación
con el centro de control correspondiente.
Los sistemas, equipos e instrumentos se operan atendiendo a criterios de fiabilidad,
calidad y conforme al plan de prevención de riesgos laborales y a la normativa de
protección medioambiental.
Preparar el mantenimiento con arreglo a las directrices y especificaciones establecidas
para organizar y facilitar su realización, atendiendo a criterios de fiabilidad, calidad y
seguridad para las personas, medio ambiente e instalaciones.
Los diferentes componentes de la instalación se identifican y localiza su emplazamiento
a partir de las instrucciones recibidas, planos, esquemas y especificaciones técnicas.
Los planos, esquemas y especificaciones técnicas de los equipos e instalaciones a
mantener se identifican e interpretan para establecer con claridad y precisión la
actuación que se debe llevar a cabo.
La secuencia de las tareas de mantenimiento se establece a partir de instrucciones,
planos y documentación técnica, de acuerdo a las condiciones de la instalación y
necesidades de los equipos e instalaciones.
Realizar el mantenimiento preventivo a partir de sus planes de mantenimiento, para
asegurar las condiciones óptimas de funcionamiento, cumpliendo con los requisitos
reglamentarios, y atendiendo a criterios de fiabilidad, calidad y seguridad para las
personas, medio ambiente e instalaciones.
La inspección visual de los transformadores de potencia, interruptores, seccionadores,
autoválvulas, pararrayos, transformadores de medida, aisladores, embarrados, redes de
tierra, sistemas de corriente continúa, de corriente alterna, alumbrado, seguridad y resto
de componentes y sistemas se realiza siguiendo los protocolos de actuación.
- 23 -
Los ensayos periódicos de los transformadores de potencia, interruptores,
seccionadores, autoválvulas, pararrayos, transformadores de medida, aisladores,
embarrados, redes de tierra, sistemas de corriente continúa, de corriente alterna,
alumbrado, seguridad y resto de componentes y sistemas de la subestación eléctrica se
realizan con la periodicidad establecida y siguiendo los protocolos de actuación.
Realizar el mantenimiento correctivo, determinando el orden de actuación, utilizando
manuales de instrucciones y planos, y restableciendo las condiciones funcionales para
restablecer las condiciones óptimas de funcionamiento, atendiendo a criterios de
fiabilidad, calidad y seguridad para las personas, medio ambiente e instalaciones.
Las diferentes averías se detectan, interpretan y se aporta información para colaborar
en la valoración inicial de sus causas.
La sustitución de consumibles y la reparación de otros elementos básicos deteriorados
se efectúan siguiendo la secuencia del proceso de desmontaje y montaje establecido,
dentro del tiempo previsto y con la calidad exigida, comprobando su funcionamiento.
Las operaciones de mantenimiento correctivo, se realizan atendiendo a criterios de
fiabilidad, calidad y conforme al plan de prevención de riesgos laborales y a la normativa
de protección medio ambiental. (CAIB, 2010)
- 24 -
1.12 PROCEDIMIENTOS DE AISLAMIENTO MECÁNICO Y
ELÉCTRICO DE LOS DIFERENTES COMPONENTES DE LA
INSTALACIÓN PARA REALIZAR EL MANTENIMIENTO
CORRECTIVO
El aislamiento mecánico ayuda a proteger sus inversiones, equipos e instrumentos en
infraestructura mediante la reducción de la energía el consumo los niveles de ruido y la
condensación. Se protege al personal, y mejora el control de procesos y productividad a través
de eficiencias mecánicas y equipos y los ciclos de vida más largos.
El Ancla aislamiento sabemos que la seguridad, la ejecución de la calidad y la fiabilidad son
lo que la demanda de los gerentes de la empresa de energía siendo las mantas de aislamiento
para el campo de trabajo.
Mantas de alta temperatura son la solución para ahorrar energía cuando el aislamiento
convencional no es una opción. Mantas o aislantes desmontables flexibles cubre tamaños
personalizados en forma, las limitaciones de espacio y formas y se quitan fácilmente y
sustituidos por los requisitos de mantenimiento de rutina, Con la disponibilidad de diferentes
telas, mantas se pueden utilizar en condiciones de humedad o al aire libre en un amplio rango
de temperaturas y todo sujeción debe acero inoxidable para una larga vida.
1.13 PROCESOS DE DOCUMENTACIÓN TÉCNICA DEL TRABAJO
Para realizar una documentación bien realizada y nos ayude para tener una buena
biblioteca para el futuro debemos tener en cuenta los siguientes pasos:
1. Primero debemos realizar de una forma fácil y comprensible dado que lo que para uno
es obvio, para otra persona puede que no lo sea.
2. Intentar adaptar el lenguaje de cada documento a la persona que lo va a leer, y del
mismo modo, incluye tan sólo la información relativa a sus tareas y responsabilidades.
3. Utilizar un vocabulario sencillo, adaptado a cada miembro del equipo y combínalo
creando frases cortas y con un único sentido.
4. Añadir capturas de pantalla, gráficos, esbozos y ejemplos que puedan ayudar a ilustrar
tus ideas. Apóyate de flechas y comentarios que expliquen cada elemento.
5. Tener en cuenta que cada área del proyecto debe ir en un parte distinta del
documento o incluso en documentos separado.
Al realizarlo correctamente debemos ir guardando la documentación de cada mantenimiento
del centro de control como también de los equipos así vamos obteniendo una base de datos de
- 25 -
los partes que se dan mantenimiento o soporte, nos puede ayudar en problemas en el futuro.
(socialancer, 2013)
1.14 PROGRAMA DE MANTENIMIENTO
Es una herramienta fundamental hoy en día para el aseguramiento de la calidad de
instalaciones, el costo y tiempo óptimo de producción, complementado con los Análisis de
Riesgo por Operación para cada una de las labores de mantenimiento de maquinaria y equipo.
MANTENIMIENTO PREVENTIVO. Acciones de mantenimiento programadas y
ejecutadas de manera que no se afecte la producción de forma imprevista. Su propósito
es prever las fallas manteniendo los sistemas de infraestructura, equipos e instalaciones
productivas en completa operación a los niveles y eficiencia óptimos. La característica
principal de este tipo de Mantenimiento es la de inspeccionar los equipos y detectar las
fallas en su fase inicial, y corregirlas en el momento oportuno. Es un mantenimiento
preventivo si se realiza antes de aparecer la falla en los equipos, este tiene
una programación estipulada dependiendo de las horas de uso del equipo. Sus
actividades básicas son: limpieza, lubricación y ajustes.
MANTENIMIENTO PREDICTIVO. Acciones de mantenimiento programadas de acuerdo
a las evaluaciones de la condición de operación de los equipos cuyo seguimiento se
realiza por medio de la utilización de instrumentos especiales y su ejecución de manera
de afectar la producción de forma imprevista.
MANTENIMIENTO CORRECTIVO. Acciones de mantenimiento planificada para
después de haber ocurrido una falla, devolver al equipo su condición normal de
funcionamiento. Se afecta la producción debido a la ocurrencia de la falla. (Tirado,
2009)
- 26 -
1.14.1 Pasos previos a la elaboración de un programa de mantenimiento preventivo.
Para asegurar éxito inicial en instrumentación de un programa de mantenimiento preventivo
es necesario que se adelanten algunos trabajos técnicos-administrativos.
¿Cuáles son los equipos a mantener?
¿En qué estado se encuentran?
¿Qué tareas de mantenimiento hay que realizar
a) Crear y mantener un inventario técnico.
b) Verificar el estado de funcionamiento de los bienes a mantener y poner al día los
equipos, en caso necesario, en instrumentar rutinas y frecuencias.
c) Basarse en lo posible, en los manuales que traen los equipos en las
recomendaciones de mantenimiento o, en su defecto, utilizar los servicios de personal
con experiencia para elaborar los manuales, formatos o lista de revisión periódica a
utilizar en la verificación y control tanto de un equipo en particular como de los
sistemas.
INFORMACIÓN DE EQUIPOS
INFO. DE INSPECCIONES Y PRUEBAS
INFORMACIÓN DE VIGILANCIA
ANALISIS DE TODOS LOS DATOS RECIBIDOS
OBSERVACIÓN Y PRUEBAS
PLANEAMIENTO DE LAS INTERVENCIONES PARA
REPARACIONES O CAMBIOS
ANÁLISIS INTERVENCION
Fig. 16 Pasos para un programa de mantenimiento.
Fuente: Propia
- 27 -
2 CAPÍTULO II. SITUACIÓN ACTUAL DEL PAÍS EN SISTEMA OMS
2.1 REDES OMS EXISTENTES
La empresa eléctrica pública de Guayaquil (EEPG EP) ya adquirió un sistema SCADA/OMS-
MWM/DMS, señaló que con este moderno sistema se podrá supervisar y controlar a distancia
las redes de distribución de energía eléctrica y detectar con más facilidad fallas en el sistema
para responder con inmediatez y dar la solución más urgente a las mismas.
Manifestó que el sistema tendrá integración de las actuales 35 subestaciones que posee la
institución, en donde todas estas subestaciones serán monitoreadas por el Centro de Control.
En la primera etapa del proyecto de adquisición de SCADA/OMS-MWM/DMS se consideran
siete empresas eléctricas, mencionaremos a continuación sus avances:
2.1.1 EEQSA: Empresa Eléctrica Quito S.A.
Análisis del proceso actual con el que se realiza el monitoreo y registro de las interrupciones
de energía en la Empresa Eléctrica Quito
El proceso de la Automatización de la red por parte de la EEQ, está enmarcada en el
proyecto SIGDE, su eje estratégico es fortalecer la gestión de la operación y planificación
operacional del sistema eléctrico de distribución con el fin de mejorar la calidad del servicio
técnico, reducir el tiempo total de las interrupciones y su frecuencia, así como minimizar el
tiempo de atención de reclamos, mejorar la planificación de la operación, eliminar la
siniestralidad, entre otros. Para el análisis de los requerimientos de implementación para la
EEQ se utiliza como referente internacional a la norma ICE 61968.
IEC 57: “Control de energía del sistema y comunicaciones asociadas”. IEC 61968 es una
serie de normas, entre las más relevantes se puede citar a la Norma IEC 61968-3 Interface
Standard For Network Operation (norma de interfaz para la operación de la red), ya que su
información específica las funciones de negocio relacionadas con la operación de la red.
(Washington Benalcázar, Roberto C. Robalino y Santiago Espinosa , 2012)
“En esta sección se presenta el estudio económico del proyecto OMS, tomando como datos
fundamentales el presupuesto referencial presentado para la oferta de implementación del
SCADA/OMS, del proyecto del Sistema Integrado de Gestión de la Distribución Eléctrica
“SIGDE” y el Comité de Gestión de la Operación del Sistema Eléctrico, quienes están
encargados de la toma de decisiones sobre la adquisición de los componentes de software
“OMS/DMS”, orientados a mejorar la operación y planificación del sistema eléctrico de
distribución, los cuales deben sujetarse a los lineamientos del MEER en la Adopción del
modelo CIM (Common Information Model) definido en las normas IEC 61970/61968”. (proyecto
sigde, 2012).
- 28 -
La Empresa Eléctrica Quito firmó el contrato con la empresa TELVENT ENERGÍA S.A., para
la implementación de la segunda fase del sistema SCADA/OMS-MWM/DMS a nivel nacional,
como parte del proyecto SIGDE, Sistema Integrado para la Gestión de la Distribución Eléctrica.
El SIGDE se creó mediante convenio de cooperación interinstitucional para el fortalecimiento
del sector de la distribución eléctrica entre el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable y
las empresas de distribución eléctrica del Ecuador, persigue la implantación de un modelo
único de gestión, sustentado en altos estándares, para mejorar la eficiencia operativa, la
confiabilidad y calidad del servicio. (Empresa eléctrica Quito, 2014)
2.1.2 CENTROSUR: Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C. A.
Actualmente gran parte de las actividades se centran en la restauración del servicio luego
de una interrupción, con el fin de mejorar la confiabilidad y calidad del mismo; a futuro, un
Sistema de Gestión de la Distribución, jugará un rol importante el cual estará en la capacidad
de anticipar los problemas antes de su ocurrencia lo que permitirá alertar a los operadores del
sistema para que lo ejecuten acciones correctiva con la suficiente anticipación
Se ha definido una área piloto en 3 subestaciones S/E 03,04 y 07 con los alimentadores
0321, 0322,0325, 0421, 0422, 0722 contando con un anillo de fibra óptica y los equipos de
transferencia teniendo hasta el 2013 un alcance de 53%. (Centro Sur, 2013)
2.1.3 EEASA: Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro norte S. A.
El Centro Regional de Control de Energía, es parte del proyecto SCADA/OMS-MWM/DMS,
que lleva adelante el MEER con el objeto de supervisar y controlar la operación de todos los
alimentadores primarios y subestaciones eléctricas de las Provincias de Tungurahua, Cotopaxi,
Chimborazo, Bolívar, Napo, Pastaza y Morona Santiago. La información que se genere en este
centro servirá para tomar acciones que permitan mejorar y garantizar la calidad de servicio.
Los trabajos iniciaron en el mes de septiembre de 2014 y culminarán los primeros meses del
año 2015 (Renovable, 2014)
2.1.4 EERSSA: Empresa Eléctrica Regional del Sur S. A.
Los objetivos del POA 2013 han sido tomados de los objetivos estratégicos institucionales
contemplados en el Plan Estratégico 2012 - 2017. Implementar los subprogramas del SIGDE
(SICO, SIG, OMS-DMS, SCADA) dirigido por el grupo SIGDE (EERSSA), Con un costo de
1,519,997.00 con una duración de 365 días. (Anual, 2013)
- 29 -
2.1.5 EEACA: Empresa Eléctrica Azogues C. A.
Todavía no consta con un registro de instalaciones de outage management system (OMS)
2.1.6 CNEL Guayas los Ríos: Corporación Nacional Electricidad – Guayas los Ríos
Jóvenes colaboradores de CNEL EP de las áreas de Tecnología y Responsabilidad Social
Corporativa se capacitaron durante el mes de junio y julio, bajo la dirección de expertos
internacionales, como parte del programa „Generación del Conocimiento‟.
Tres ingenieros en sistemas viajaron a Madrid – España, donde participaron de una
capacitación del Suministro e implantación del sistema SCADA/OMS-MWM/DMS para las
empresas eléctricas de distribución del país.
De las empresas eléctricas que se a nombrado anteriormente podemos destacar la
información extra de los diferentes componentes que en este momento cuenta véase en el
ANEXO 1.
2.2 TOPOLOGÍA OMS
Se debe suministrar sistemas altamente confiables que puedan operar continuamente con el
mínimo mantenimiento necesario
La topología o arquitectura de la red consta de cinco ambientes distintos:
Producción CDN1 Y CDN2(Centro de Datos Nacional 1 y 2)
Servicios de Acceso DMZ
QADS (Sistema de Aseguramiento de la Calidad y Desarrollo de Programas) (CDN1)
OTS (Operator Training Simulator) (CDN1)
Centros de control
- 30 -
2.3 DIAGRAMA OMS
En los Centros de Datos Nacionales 1 y 2 se instalara con cargo a este suministro los
siguientes componentes: SCADA, OMS, DMS, MWM y SGI; además en estos Centros estarán
instalados el GIS, CIS, IVR y CYMDIST. En el Centro de Datos para desarrollo y entrenamiento
deberán estar instalados los componentes QADS y OTS.
SISTEMA DE GESTION DE
INTERRUPCIONES
SISTEMA DE INFORMACION DE
CLIENTES
SISTEMA DE INFORMACION GEOGRAFICA
SCADA
INFRAESTRUCTURA DE MEDICIÓN AUTOMATICA
SISTEMA DE GESTION DE
GRUPOS
RECONOCIMIENTO DE VOZ INTERACTIVO
CENTRO DE LLAMADAS
SITIO WEB
MEDIOS DE COMUNICACIÓN
SOCIAL
PROACTIVA:LLAMADAS POR
TELEFONO, TEXTOS, EMAILS.
Fig. 17 Diagrama de conexión de un OMS
Fuente: propia
- 31 -
SCADA OMS DMStReal
GIS SGI
Sistemas Existentes
DMSEstudio
CDN2 (Guayaquil)
SCADA Existente (Loja)
ICCP
GIS
Sistemas Nuevos
GIS
Equipos de campo
Plantas y Subestaciones
Plantas, Subestaciones y Equipos de campo
SCADAlocal
GIS SGI
Sistemas Existentes
DMSEstudio
CDN1 (Quito)
Equipos de campo
CD CD
CDN3QADS/OTS(Cuenca)
QADS OTS
Sistemas Existentes
CDFE CDFE
SCADAexistente
SCADA OMS DMStReal
MWMMWM
CD
. . . . . .
. . . . . . CD . . . . . .
. . . . . .
SCADASCADA
. . . . . .
. . . . . .
. . . . . . . . . . . .
OMS_treal, DMS, MWMQADS, OTS QADS, OTS
OMS_treal, DMS, MWM
Fig. 18 Centro de datos nacional del Ecuador
Fuente: (MEER, 2012)
- 32 -
2.4 PROGRAMAS Y PROYECTOS OMS
2.4.1 Proyecto SIDGE
Se presenta una visión general del Sistema SCADA/OMS-MWM/DMS a ser adquirido para
las siguientes empresas en Ecuador:
a. CENTROSUR: Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C. A.
b. CNEL Guayas Los Ríos: Corporación Nacional de Electricidad – Guayas Los Ríos
c. EEACA: Empresa Eléctrica Azogues C.A.
d. EEASA: Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro Norte S.A.
e. EEQSA: Empresa Eléctrica Quito S.A.
f. EERSSA: Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A.
g. EERSA: Empresa Eléctrica Riobamba S.A.
Gestión Comercial.- Su objetivo es mejorar y fortalecer la gestión comercial, mediante la
implementación de un único modelo de información, además de incorporar al cliente
como un actor activo dentro de la cadena de valor del sector eléctrico. En su primera
etapa, se ha logrado homologar al 90% de los clientes del país, para que estén
gestionados a través de dos sistemas comerciales (EEQSA Y CENTROSUR); y, la
segunda etapa contempla la adquisición de un sistema único para todas las empresas,
la cual se la llevará a cabo en el año 2013.
Infraestructura de Medición Avanzada (AMI).- Su objetivo es mejorar la gestión de la
distribución y tener una relación activa con los clientes, a través de la implementación
de la tecnología AMI con estándares abiertos y que permitan la interoperabilidad con
otros sistemas; para lo cual en el año 2012 se conformó un Comité, el cual está
encargado de realizar el diagnóstico de los sistemas implementados en el país e iniciar
con la ejecución de proyectos piloto para el año 2013.
Gestión Empresarial.- Su finalidad es fortalecer la Gestión de los Recursos
Empresariales dentro del sector de la Distribución. Hasta finales del año 2012 se
lograron los siguientes resultados:
a) Homologación de cuentas contables y presupuestarias.
b) Homologación de unidades de propiedad de redes aéreas.
c) Homologación de 7.300 materiales y equipos.
d) Homologación de normas constructivas para redes subterráneas (70% de avance)
- 33 -
Registro de activos, topología y conectividad (GIS).- El objetivo, es la ubicación espacial
de cada uno de los componentes de la infraestructura eléctrica, incluyendo hasta el
medidor del cliente; y el control de la conectividad y topología de la red.
En el año 2012 se logró georeferenciar en la base de datos corporativa nacional. Por sobre
el 90 % los activos y alrededor del 80% de registro de información.
2.4.2 Adquisición e implementación de los de sistemas OMS/DMS
Investigar en el mercado las características operativas, técnicas, funcionales, contractuales
y comerciales de proveedores potenciales para adquisición de los sistemas OMS/DMS para
mejorar la gestión de la operación del sistema eléctrico de distribución ecuatoriano, de acuerdo
con las especificaciones generales estipuladas en este documento.
Conocer información sobre la funcionalidad de los sistemas requeridos.
Obtener información sobre los conocimientos, experiencias, certificaciones y alianzas
establecidas por los proveedores de los sistemas OMS/DMS.
Obtener insumos para disminuir riesgos en una negociación y refinar el Pliego de
Licitación
Mejorar la reducción de los tiempos de localización de fallas y restauración del servicio.
Mejorar el sistema de atención al cliente brindando una respuesta rápida.
Proporcionar información de campo para el operador de despacho, ayudando a
restablecer el suministro durante las interrupciones.
Localizar las fallas mediante análisis de conectividad.
Realizar análisis de las fallas de la red para determinar sus causas, impactos, medidas
adoptadas para restablecer el sistema y evitar futuros acontecimientos.
En base al historial realizar análisis de los índices de calidad del servicio eléctrico y la
operación de los equipos.
Contar con información estadística para fines de planificación, mantenimiento y control
de la gestión.
Evaluar la confiabilidad y seguridad del sistema eléctrico.
Efectuar una mejor estimación o proyección espacial de la carga en tiempo real
Evaluar las corrientes de falla, Flujos de Carga/Perfiles de Tensión en tiempo real.
Analizar los Ajustes de Protecciones de acuerdo a las condiciones operativas.
- 34 -
2.4.3 Adquisición e implementación de los productos CIS, CRM y MDM
Dentro de las actividades requeridas para la adquisición de un producto de software, la
investigación de mercado desempeña un rol fundamental, pues es mediante esta labor que se
realiza la recolección de información sobre las condiciones presentes y futuras del mercado.
“Request for Information” (RFI) forma parte de la investigación de mercado que el Ministerio
de Electricidad y Energía Renovable “MEER”, a través del proyecto del Sistema Integrado de
Gestión de la Distribución Eléctrica “SIGDE” y el Comité de Gestión de la Operación del
Sistema Eléctrico, está llevando a cabo como parte de la toma de decisión sobre la adquisición
de los componentes de software “OMS/DMS”, orientados a mejorar la operación y planificación
operacional del sistema eléctrico de distribución, los cuales deben sujetarse a los lineamientos
del MEER en la Adopción del modelo CIM (Common Information Model) definido en las normas
IEC 61970/61968.
Los aspectos sobre las cuales se quiere tener conocimiento con este RFI son:
Presentación de los Proveedores potenciales de los sistemas OMS/DMS
Especificaciones funcionales de los sistemas requeridos.
Requerimientos de Hardware y la interoperabilidad con otros sistemas
Condiciones operativas y técnicas que aseguren la calidad de los productos.
Políticas de Cotización del licenciamiento, implementación, soporte técnico y
mantenimiento anual del software
Experiencias de las firmas en la prestación del servicio
Este RFI está dirigido a los proveedores potenciales que han tenido experiencia en la
implementación de los dos sistemas OMS/DMS, así como la integración de los productos
con otros sistemas.
- 35 -
3 CAPÍTULO III. PROPUESTA
3.1 METODOLOGÍA DE TRABAJO EN UN SISTEMAS OMS: MONTAJE, PUESTA EN MARCHA,
MANTENIMIENTOS PREVENTIVOS Y CORRECTIVOS, EQUIPOS DE TRABAJO
3.1.1 Montaje
INICIO DEL MONTAJE
EQUIPOS EN BODEGA
CUMPLEN LO REQUERIDO
NO
INSTALAR EN LUGARES
DESIGNADOS
MONTAJE CORRECTO
SI
NO
DATOS DEL FABRICANTE
PRUEBAS CORRECTAS
NO
DATOS DE RESPUESTA
PUESTA EN MARCHA
SI
Fig. 19 Diagrama de montaje
Fuente: propia
- 36 -
PCPC PC PC PC PC PC
PCPC PC PC PC PC PC
PCPC PC PC PC PC PC
AR
CH
IVAD
OR
PC
IMPRESORA EN RED
MONITOR LCD VISUALIZACIÓN DEL SISTEMA OMS COMPLETO
ESCRITORIO DEL JEFE DEL
DEPARTAMENTO
BAÑO
SERVIDOR DEL
OMS
PUESTOS DE TRABAJO DE CADA UNO REVISA SU ZONA DESIGNADA
AR
CH
IVAD
OR
CADA UNO CONECTADA EN RED CON EL SISTEMA OMS
Fig. 20 Centro de monitoreo y atención de llamadas del sistema outage management system.
Fuente: propia
- 37 -
3.1.2 Puesta en marcha
Para poder poner en marcha por primera vez con todo el sistema se debe contar con
técnicos de puesta en marcha previamente capacitados en el sistema, esto garantiza un
correcto chequeo de las variantes antes, durante y después del la puesta en marcha, esto
proporciona la confianza de disponer de los equipos correctamente ajustados y regulados para
su funcionamiento y disponer de las máximas garantías.
PUESTA EN MARCHA
CAPACITACIÓN DEL PERSONAL
CAPACITACION(OMS)
SEÑALIZACION DE EQUIPOS
DATOS REALES
OPERACIÓN EN LA RED
SI
NO
Fig. 21 Diagrama de puesta en marcha
Fuente: propia
- 38 -
3.1.3 Mantenimiento preventivo y correctivo
CONECTAR LA RED
MANTENIMIENTO
HARDWARE SOFTWARE
PREVENTIVO CORRECTIVO PREVENTIVO CORRECTIVO
LIMPIEZA DE LOS EQUIPOS
DESCONECTAR LA RED PARA EL
MANTENIMIENTO
COMPROBAR SI LOS CONTACTOS ESTAN EN BUEN ESTADO
FUNCIONAMIENTO CORRECTO
INFORME FOTOGRAFICO
COMPROVACION VISUAL DE LO
AFECTADO
RETIRO DEL EQUIPO DAÑADO
REVISION DE SISTEMA
COLOCAR EL NUEVO EQUIPO
COMPROBAR CONEXIONES
DESFRACMENTACION DEL DISCO DURO
ELIMINACIÓN (CARPETAS VACIAS,
RUTAS QUE NO EXISTE)
EJECUCIÓN DE ANTIVIRUS
COPIAS DE SEGURIDAD
REINSTALACION DEL SISTEMA
OPERATIVO
REINSTALACION DE LOS PROGRAMAS
Fig. 22 Diagrama de mantenimiento del OMS
Fuente: propia
- 39 -
3.1.4 Equipos de trabajo
GRUPO DE TRABAJOORDEN DE TRABAJO O LLAMADA
TRASLADARSE AL LUGAR DE LA FALLA
REPORTES DEL CENTRO DE CONTROL Y
MONITOREO
EXISTE LA FALLA
COMPROBAR SI NO ES UN FALLO DEL
SISTEMA
CAMBIO DE EQUIPO
PEDIDO POR INVENTARIO O TIPO
DE EQUIPO
NO FALLA DEL EQUIPO SINO OTRA PARTE DEL SISTEMA
REALIZA EL CAMBIO
RETORNO A BODEGA
PEDIDO A BODEGA ADQUIRIR EL
EQUIPO
DATOS DE STOCK DE EQUIPOS
INFORME TECNICO Y FOTOGRAFICO
ARCHIVO DE FALLOS DE EQUIPOS HISTORIAL
FIN TRABAJO EN GRUPO
ARREGLO DEL SISTEMA
Fig. 23 Trabajo en grupo de un sistema de gestión de interrupciones.
Fuente: propia
- 40 -
3.2 PROCEDIMIENTOS Y OPERACIONES DE PREPARACIÓN Y
REPLANTEO DE LAS INSTALACIONES
INICIO
RECOPILACION DE DATOS
FACTIBILIDAD
DEPURACION
INSPECCIONES
DISEÑO
COMPATIBLE CON EL ACTUAL SISTEMA
COLOCAR SEGURIDAD PARA
LOS EQUIPOS
REALIZAR EL REPLANTEO
SI
SI
BUSCAR DONDE LO SEA
INTERFAZ CON EL SISTEMA (OMS)
NO
NO
Fig. 24 Diagrama de replanteo de equipos
Fuente: propia
- 41 -
3.3 FASES DE MONTAJE ORGANIZACIÓN Y PLAN DE SEGURIDAD.
Los componentes del plan. La finalidad del plan de seguridad es reducir el riesgo. Por lo
tanto tendrá como mínimo de tres objetivos, basados en tu evaluación de riesgo:
Reducir el grado de amenaza que se experimenta; Reducir vulnerabilidades; Ampliar
capacidades.
Planes preventivos o protocolos, para asegurar que el trabajo cotidiano se lleve a cabo
bajo unos estándares de seguridad. Planes de emergencia para tratar con problemas
específicos, como por ejemplo, una detención o un corto circuito.
Interés por la
seguridad
Acciones
correctivasEvaluación
Investigación
Prevenir
accidentes y
muertes
Genera una
Fig. 25 Fundamentos del plan de seguridad
Fuente: propia
Responsabilidades y recursos para implementar el plan. Para asegurarse de la puesta en
práctica del plan, debemos integrar la seguridad en las actividades laborales diarias:
1. Incluir regularmente en las agendas de trabajo una evaluación del contexto y
los puntos de seguridad; Registrar y analizar los incidentes de seguridad;
Asignar responsabilidades en seguridad; Asignar recursos, es decir, el tiempo y
los fondos, para la seguridad.
2. Diseñar el plan si se ha realizado una valoración del riesgo, seguramente
tendrás de una larga lista de vulnerabilidades, varios tipos de amenazas y un
número de capacidades.
- 42 -
Da prioridad a las amenazas actuales o potenciales, utilizando uno de los siguientes
criterios: La amenaza más seria, las amenazas de muerte.
Estimación del riesgo
Identificación del riesgo
Análisis del riesgo
Valoración del riesgo
Proceso seguro
Riesgo controlado
Control del riesgo
si
no
Fig. 26 Pasos para un plan de seguridad
Fuente: propia
- 43 -
PLAN DE SEGURIDAD
NO REALIZAR SI NO ES LA PERSONA
CALIFICADA
NO REALIZAR TRABAJOS EN
LLUVIA O AGUA
UTILIZAR LOS ARNES DE
SEGURIDAD
REALIZAR CON ALGÚN
COMPAÑERO
UTILIZAR LOS EQUIPOS PARA
EL TRABAJO DESIGNADO
REVISAR SIEMPRE LAS
HERRAMIENTAS ESTEN EN BUEN
ESTADO
NO TRABAJAR SI SE SIENTE MAL
NO TRABAJAR SI ESTA MOLESTO
O ALTERADO
SI TIENE DUDAS CONSULTAR
SI SE SIENTE CANSADO TOMAR UN
DESCANSO Y LUEGO
CONTINUAR
SI PADECE DE ALGUN DOLOR PEDIR AYUDA
ASPECTO TÉCNICO
ASPECTO HUMANO
Fig. 27 Plan propuesto antes de un trabajo
Fuente: propia
- 44 -
3.4 CALIDAD EN EL MONTAJE. PLIEGOS DE PRESCRIPCIONES
TÉCNICAS
Son el conjunto de parámetros eléctricos que deben cumplir las empresas eléctricas y los
consumidores, presentes en los sistemas de generación, transmisión y distribución,
garantizando de esta forma la correcta operación de los procesos y de los artefactos y/o
equipos que utilizan esta fuente de energía para su funcionamiento.
La calidad del producto eléctrico cobra relevancia por cuanto puede afectar la
performance de los sistemas eléctricos y, como consecuencia, traer aparejado un
comportamiento inadecuado de los procesos productivos. Por otra parte, la mala calidad del
producto eléctrico, es considerado el principal responsable de daños en los artefactos y/o
equipos eléctricos.
El sistema OMS deberá mostrar en mapas la ubicación de las cuadrillas utilizando la
información proveniente de los GPS instalados en los vehículos
Seleccionar todos los clientes que se encuentren asociados en un alimentador, elemento
de corte y/o protección o transformador de distribución
Seleccionar todos los clientes afectados por cortes de energía, independientemente de
si se recibió o no un aviso de falla de parte de un cliente.
Seleccionar las llamadas o eventos para un período determinado.
Seleccionar las llamadas o eventos por la duración de la interrupción.
Seleccionar llamadas o eventos por área de responsabilidad.
Seleccionar llamadas o eventos atendidos por asignación de cuadrilla.
Seleccionar avisos de falla sin atender.
Seleccionar llamadas o eventos asociados a un cliente.
El sistema mantendrá en línea todos los datos disponibles de llamadas y eventos,
durante un período definido por el usuario. La información de los eventos programados y
no programados, se archivará periódicamente, a razón de una vez por mes, y podrá ser
fácilmente recuperada por el usuario cuando se requiera procesar un informe. (MEER,
2012)
- 45 -
3.5 PROGRAMA DE MANTENIMIENTO EN MARCHA
Un plan de mantenimiento si comienza de cero en este caso ya que es un nuevo sistema
no realizado mantenimiento antes, entonces para comenzar desde el mantenimiento teniendo
en cuenta que tiene diferentes partes pero se puede ocupar el mismo procedimiento para cada
uno de estas.
Teniendo en cuenta de todos estos factores tenemos en cuenta que el sistema de gestión de
apagones (OMS) se divide en:
Parte Informática o software
Parte eléctrica o de electro control
Parte de telecomunicación o medios de conexión
Monitoreo o sala de control
MANTENIMIENTO
Inventario de equipos
Fichas tecnicas
Lista de repuestos existentes
Lista de personal
Fig. 28 Principales componentes para un mantenimiento
Fuente: propio
Como es una tesis es de ingeniería eléctrica nos centraremos en el mantenimiento de la
parte eléctrica de los equipos de control de una red eléctrica automatizada pero a su vez seria
de los mismos pasos para las demás partes del sistema OMS, a su vez las mismas fichas pero
diferentes carpetas o historiales.
- 46 -
3.5.1 PASOS PARA REALIZAR UN MANTENIMIENTO
1. Realizar inventarios de equipos
Realizar un inventario digital en una hoja de Excel o en cualquier software de mantenimiento
como es el software SISMAC una herramienta muy útil o el cualquier método que vayamos a
utilizar, los equipos disponibles e instalados listos para un mantenimiento preventivo dividiendo
por zonas de trabajo para agilitar los trabajos.
LISTADO DE EQUIPOS PARA MANTENIMIENTO PREVENTIVO
CODIGO EQUIPO DESCRIPCIÓN ZONA OBSERVACIONES
000012 seccionador 900 amperios continuos y de
entre 14.4 kV y 25 kV 2
Módem y la Unidad Terminal Remota
(RTU).
000030 polo montado Tensiones
nominales: 15kV y 27kV 3
Este dispositivo no utiliza ningún
aislantes de gas o petróleo
000034 ……….
000059 ……….
Tabla 1. Ejemplo Tabla de equipos para el mantenimiento preventivo
Fuente: propia
- 47 -
2. Documentación técnica
Se debe realizar la documentación técnica de todos los equipos para saber sus
disposiciones tanto como en conexión y mantenimiento para una perfecta aplicación de estos al
momento de intervenirlos a continuación un ejemplo de una hoja técnica.
Tabla 2. Ejemplo Tabla de equipos para el mantenimiento preventivo
Fuente: propia
FICHA TÉCNICA Datos técnicos
REF. EQUIPO:
UBICACIÓN:
MODELO:
N° DE SERIE:
FABRICANTE:
VOLTAJE:
OBSERVACIONES:
DENOMINACION:
TENSION:
INTENSIDAD:
POTENCIA:
- 48 -
3. Lista de repuestos existentes
Debemos tener una base de datos con todo los repuestos de los diferentes equipos
separados según su funcionamiento y voltajes para realizar un cambio en el momento de fallo o
daño de alguno de estos.
REPUESTOS EXISTENTES
CODIGO DENOMINACION UBICACIÓN # DISPONIBLES
Tabla 3. Ejemplo Tabla de equipos para el mantenimiento preventivo
Fuente: propia
- 49 -
4. lista de personal de mantenimiento
En esta parte debemos tener nuestro personal de mantenimiento ya sea correctivo o
preventivo de las diferentes zonas en las que se divida la delimitación de la empresa eléctrica
distribuidora teniendo en cuenta que cada uno de los grupos de trabajo tiene que tener un jefe
de grupo y un asistente opcional dependiendo de las actividades a realizar este persona puede
rotar por los grupos para así ayudar en las diferentes actividades.
EMPRESA ELECTRICA
DISTRIBUIDORA
JEFE DE
MANTENIMIENTO
SUPERVISOR DE
MANTENIMIENTO
JEFE DE GRUPO 1 JEFE DE GRUPO 2 JEFE DE GRUPO 3
ASISTENTE 1ASISTENTE 2
ASISTENTE 3 OPCIONAL
ASISTENTE 1ASISTENTE 2
ASISTENTE 3 OPCIONAL
ASISTENTE 1ASISTENTE 2
ASISTENTE 3 OPCIONAL
Fig. 29 Ejemplo diagrama jerárquico de mantenimiento
Fuente: propia
- 50 -
LISTADO DE PERSONAL DE MANTENIMIENTO
ZONA 1
JEFE DE GRUPO ING.
ASISTENTE 1 SR.
ASISTENTE 2 SR.
ASISTENTE 3 OPCIONAL SR.
ZONA 2
JEFE DE GRUPO ING.
ASISTENTE 1 SR.
ASISTENTE 2 SR.
ASISTENTE 3 OPCIONAL SR.
ZONA 3
JEFE DE GRUPO ING.
ASISTENTE 1 SR.
ASISTENTE 2 SR.
ASISTENTE 3 OPCIONAL SR.
Tabla 4. Ejemplo Tabla de personal de mantenimiento
Fuente: propia
- 51 -
3.5.2 Revisión de datos
Para poder realizar un mantenimiento el que este sea primero hay que ver las
especificaciones del fabricante, en que momento se debe realizar el mantenimiento durante que
periodo y otro aspecto de el cual debemos ir levando un historial de visitas revisando el buen
funcionamiento o detectando en que tiempo se producen la falla y tomar en cuenta el desgaste
de los equipos según el tiempo de servicio teniendo en cuenta que el contratista o el fabricante
nos proporcione como mínimo un año de garantía en los equipos, esto variara dependiendo de
los fabricantes a continuación un ejemplo como podría ser estos datos.
Fig. 30 Desgaste equipos según el fabricante vs el tomado por los equipos de mantenimiento
Fuente: propia
3.5.3 MANTENIMIENTO PREVENTIVO
En el mantenimiento preventivo, se busca evitar las averías actuando antes de que surjan.
Normalmente se hace sustituyendo piezas de desgaste antes del fin de su vida útil. También
puede tratarse de acciones de limpieza o lubricación, para una mayor confiabilidad y seguridad
del trabajo se debe llevar un registro fotográfico de los mantenimientos realizados.
Evitar las paradas de los equipos por avería
Evitar anomalías causadas por un mantenimiento insuficiente y minimizar la gravedad de
las averías
Conservar todos los equipos en condiciones óptimas de seguridad y productividad
Alcanzar o alargar la vida útil de los equipos
Innovar, tecnificar y automatizar el proceso
Reducción de los costos de la empresa
0%
20%
40%
60%
80%
100%
MES 13 MES 14 MES 15 MES 16 MES 17 MES 18 MES 19
DATOS FABRICANTE
DATOS REALES
- 52 -
Tabla 5. Ejemplo Tabla de ficha técnica de mantenimiento preventivo
Fuente: propia
Datos mínimos debe tener una ficha de mantenimiento preventivo
Datos de identificación del equipo a revisar.
Autorización del responsable.
Puntos a comprobar según la intervención que se tenga que hacer.
Tiempo invertido por tareas.
Apartado de observaciones.
Identificación y firma personal del operario que ha intervenido.
FICHA TÉCNICA DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO FECHA DE FABRICACIÓN: FIRMA RESPONSABLE
FECHA DE INSTALACIÓN:
TIEMPO DE FUNCIONAMIENTO:
TIEMPO OCUPADO EN MANTENIMIENTO CI:
REVISIÓN DEL EQUIPO: PERIOCIDAD
CODIGO DENOMINACION DESTINO # CARPETA ZONA #
OBSERVACIONES
- 53 -
3.5.4 MANTENIMIENTO CORRECTIVO
Dentro de las operaciones de mantenimiento, se denomina mantenimiento correctivo a aquel
que corrige los defectos observaos en los equipamientos en este caso del sistema de gestión
de interrupciones, consiste en localizar averías o defectos y corregirlos o repararlos ya que este
sistema nos indica el lugar y la hora de interrupción.
Tabla 6. Ejemplo Tabla de ficha técnica de mantenimiento correctivo
Fuente: propia
FICHA TÉCNICA DE MANTENIMIENTO CORRECTIVO NOMBRE DEL EQUIPO CODIGO
FECHA DE ADQUISICION SERIE
MODELO PESO
DIMENSIONES UBICACIÓN
ZONA OPERACIÓN
VOLTAJE POTENCIA
CONSUMO RESISTENCIA
DESCRIPCION REVISIONES REPUESTO TIEMPO
DIBUJO O REGISTRO FOTOGRAFICO
MATERIALES USADOS
OBSERVACIONES
ELABORADO APROBADO
NOMBRES:
FECHA:
- 54 -
Una vez redactado el plan hay que ponerlo en marcha. No es estrictamente necesario
acabar de redactar el plan para poner en marcha cada una de las gamas que lo componen.
Para ponerlo en marcha, es necesario tener en cuenta varias cosas:
Hay que asegurarse de que todo lo que se indica en él es realizable. Es muy habitual
que quien redacta el plan y quien lo ejecuta sean personas distintas, con puestos
distintos. Una vez redactado éste y antes de ponerlo en marcha hay que comprobar
cada una de las tareas, fijando los rangos de medida que se entenderán como correctos,
anotando las herramientas que son necesarias, anotando el tiempo que se necesita para
llevar a cabo cada una de ellas. Hay gamas que no se podrán comprobar
inmediatamente, porque impliquen paradas prolongadas del equipo. La única alternativa
es esperar a que se puedan realizar, y comprobar durante su realización la idoneidad de
cada una de las tareas, anotando todas las observaciones que puedan resultar
interesantes.
Hay que designar una o varias personas que se encargarán de su realización. Cada
gama debe tener un responsable para su realización, contando con recursos adicionales
a los habituales, si es preciso.
Hay que realizar una acción formativa para la puesta en marcha de cada una de las
gamas, explicando claramente el alcance de cada una de las tareas y qué hacer en caso
de encontrar anomalías
Durante las primeras semanas tras la puesta en marcha, hay que supervisar la
realización, hablando con el personal encargado de realizarlas, y anotando sus
sugerencias y comentarios. Tras los primeros días de aplicación, empezarán a surgir
cambios al plan inicial. El sistema de revisión del plan debe ser suficientemente ágil para
poder ir introduciendo cambios a medida que se identifiquen sus posibilidades de
mejora. Los primeros cambios se referirán sobre todo a tareas que no puedan ser
realizadas, a tareas que se han olvidado y que pudiera ser necesario útil realizar, a
rangos de medida incorrectos, a herramientas y materiales no incluidos en la lista de
cosas a preparar, a correcciones en el tiempo necesario para su realización, entre otras.
No es necesario poner en funcionamiento todas las gamas a la vez. Es mucho más
efectivo ponerlo en marcha de forma escalonada, por periodicidades, por áreas o por
frecuencias. De esta forma, se puede poner en marcha en primer lugar las rondas
diarias, una vez asimiladas estas puede continuarse por las gamas mensuales con
planta en marcha, etc.
- 55 -
3.5.5 Mantenimiento preventivo y correctivo
PREVENTIVO
CORRECTIVO
TECNICO REALIZA EL MANTENIMIENTO
REPORTE DE DAÑO
REVISION VISUAL
EQUIPO DAÑADO
REALIZAR LA INTERVENCION
CAMBIO DE EQUIPO
LIMPIEZA, AJUSTE Y CALIBRACIÓN
INFORME TÉCNICO Y FOTOGRAFICO
INGRESO A BODEGA PARA
ENVIAR AL FABRICANTE
COMPROBAR CONEXIONES
PRUEBAS
PUESTA EN FUNCIONAMIENTO
INFORME TÉCNICO Y FOTOGRAFICO
Fig. 31 Pasos para un plan de seguridad
Fuente: propia
- 56 -
3.6 DIAGNÓSTICO DE AVERÍAS EN INSTALACIONES
La función para Localización de Fallas deberá iniciarse cuando ocurra el disparo
automático de un interruptor de subestación o de un equipo de la red (reconectador,
seccionalizador o switch telecontrolado). También podrá ser iniciada por el operador
para evaluar opciones para aislar una sección de circuito.
Cuando un dispositivo actúa, el SCADA/OMS-MWM/DMS mostrará los indicadores de
falla y la posición de los seccionalizadores, reconectadores y otros elementos de
maniobra localizados a lo largo del alimentador que estaban conectados eléctricamente
al interruptor de circuito, en el momento del disparo y todas las llamadas entrantes que
la función TCS puede asociar al alimentador con falla.
Ocasionalmente, el interruptor del alimentador puede estar en mantenimiento y en ese
caso en particular, se utiliza un interruptor auxiliar. El SCADA/OMS-MWM/DMS deberá
permitir al usuario identificar cuál interruptor (normal o auxiliar) está en servicio
actualmente, y deberá identificar de manera adecuada si el alimentador correspondiente
se encuentra en estado normal o si se ha disparado, o enclavado al interruptor auxiliar.
El disparo del interruptor de un alimentador deberá iniciar un temporizador en la función
de Localización de Falla que deberá retrasar acciones adicionales, de un nuevo llamado
a la función, hasta que el interruptor normal realice las maniobras de recierre de
acuerdo con la secuencia que se ha parametrizado. El usuario deberá poder establecer
un tiempo de retraso individual para cada interruptor de todos y cada uno de los
alimentadores.
Si el estado del interruptor de un alimentador es CERRADO al final del intervalo de
tiempo muerto (por ejemplo: el interruptor ha re-cerrado exitosamente), la función de
Localización de Falla deberá recomendar que un comando de control remoto sea
enviado para REINICIAR el indicador de falla (por ejemplo: la sobrecorriente objetivo)
de cada switch o reconectador que reportó una condición de falla. La función de
Localización de Falla deberá ser entonces cancelada.
Si el alimentador no está equipado con la funcionalidad de localización de fallas, FLISR,
debe basar la funcionalidad de localización de fallas en todas las llamadas por
interrupción del servicio entrantes al TCS y que sean asociadas a dicho alimentador.
Si el estado del interruptor de un alimentador es ABIERTO al final del intervalo de
tiempo muerto, se deberá iniciar el procesamiento de Localización de Falla. La función
de Localización de Falla deberá identificar la sección fallada del alimentador que enlaza
y asociado a un interruptor mostrando una indicación de FALLA y una o más de las
siguientes: un switch abierto, el final abierto del alimentador o un switch mostrando una
indicación de NO FALLA.
- 57 -
Si ningún switch muestra una indicación de FALLA, el SCADA/OMS-MWM/DMS deberá
asumir que la sección fallada está entre el interruptor del alimentador en la subestación
y el interruptor que está equipado para comunicación con el Sistema SCADA, más
cercano al interruptor principal.
Luego de que la falla ha sido ubicada, el SCADA/OMS-MWM/DMS deberá emitir un
mensaje de evento que identifique la sección de alimentador fallado. Deberá
recomendarse que un comando de control remoto sea enviado para REINICIAR la
indicación de falla (por ejemplo: la sobrecorriente objetivo) de cada switch que reportó
una condición de falla. (MEER, 2012)
- 58 -
4 CAPÍTULO IV VALIDACIÓN DE LOS SISTEMAS OMS
4.1 SIMULACIÓN DE UN SISTEMA OMS
Tenemos varias herramientas para la simulación para el sistema de Gestión de
Interrupciones a continuación algunos programas los cuales no se pueden simulador
porque solo hay accesos a los demos y estos no dejan poder utilizar todas las funciones del
programa como son los GIS, GPS y OMS.
4.1.1 Software ETAP
“ETAP es la más completa herramienta de análisis para el diseño, simulación y operación de
la generación, transmisión, distribución y sistemas de potencia industriales. Desde el cálculo de
cortocircuito hasta estudios avanzados de estabilidad transitorios, ETAP es la solución más
flexible y completamente integral este demo se instalo para probar su demo de prueba.
Fig. 32 Pagina inicial del demo ETAP
FUENTE: Propia
- 59 -
4.1.2 Software ALSTOM grids
Network Simulator permite a los despachadores capacitarse tanto en rutina y emergencia
procedimientos en un entorno que precisa representa el comportamiento y la respuesta del
sistema real. Se utiliza el mismo software componentes, interfaces y la interfaz de usuario en
tiempo real Red Sistema de gestión.
Además, el simulador de red puede ser utilizado para validar nuevas aplicaciones y la red
modelos. Debido a la rigurosidad de la replicación proporcionada por el simulador de red, que
también se puede utilizar para evaluar negocio
El motor de simulación es capaz de proporcionar una simulación completa OMS incluyendo
el más Análisis de Redes de Distribución avanzada funciones junto con las
interfaces pertinentes (IVR, AMI, etc.). Esta funcionalidad incluye:
Sistema de gestión de interrupciones
Orden de Problema mediante mensaje de simulación
Localización de fallas
Operaciones de conmutación incluyendo la interfaz para recibir solicitudes
Simulación interfaz AMI
Asignación de tripulación automatizada
Restauración para simular tormenta a gran escala
Fig. 33 Logotipo del simulador
Fuente: propia
- 60 -
4.1.3 Spectra OMS
Gestión de conmutación Orden de OSI solución
Aislamiento de Fallos de OSI y Servicio Solución Restauración
Solución Reconfiguración alimentador de OSI
Distribución de soluciones de flujo de potencia de OSI
Solución Volt / Control VAR de OSI con Reducción de Voltaje Conservación
Cada una de estas soluciones se integran funcionalmente con Spectra OMS y Spectra
WMS, utilizando la misma interfaz de usuario y el modelo de sistema y mantener el mismo
aspecto y la sensación, permitiendo al operador utilizar sin problemas cualquiera o todos de la
Soluciones espectros
Fig. 34 Captura del software SPECTRA OMS Ver. 1.5
Fuente: open system internacional Inc.
- 61 -
Fig. 35 Captura 2 del software SPECTRA OMS Ver. 1.5
Fuente: open system internacional Inc.
- 62 -
4.1.4 Sistema automático de restauración SG IntelliTeam®
IntelliTeam SG es una solución universal de redes inteligentes probada en campo que
reconfigura automáticamente el sistema de distribución después de una falla y restaura
rápidamente el servicio a los segmentos del circuito de alimentación que no se ven afectados
por la falla. Esta solución utiliza el exceso de capacidad disponible de cualquier fuente
alternativa (recurso de energía distribuida, eólica, convencional... incluso el almacenamiento en
batería) para restaurar el servicio en segundos a los segmentos de la línea sin falla. Nunca
sobrecarga una parte del sistema. IntelliTeam SG reduce considerablemente los "Minutos de
Interrupción del Cliente, mejorando en forma notable los índices de confiabilidad.
La lógica única de IntelliTeam está integrada, ha sido probada exhaustivamente y puede
aplicarse con total confianza. IntelliTeam SG se diseñó específicamente para satisfacer las
necesidades de cuadrillas de línea y personal operativo. El arquitecto principal de software de
S&C para IntelliTeam SG comenzó su carrera como obrero especializado en líneas eléctricas
para una empresa pública de inversores, por lo que entiende perfectamente los requisitos de
seguridad y control sobre el entorno de trabajo. Todas las operaciones automáticas de
IntelliTeam SG se pueden impedir cuando el personal operativo está trabajando en la línea, los
equipos que ofrece véase en ANEXO 2.
Fig. 36 Simulación 1 del demo de S&C
Fuente: http://es.sandc.com/products/automation-control/intelliteam.asp
- 63 -
Fig. 37 Simulación 2 del demo de S&C
Fuente: http://es.sandc.com/products/automation-control/intelliteam/media/IT2DemoWindow2.html
Fig. 38 Simulación 3 del demo de S&C
Fuente: http://es.sandc.com/products/automation-control/intelliteam/media/IT2DemoWindow2.html
- 64 -
Interruptores SF6 selladosSensores de Corriente
Interruptor con indicador apertura y
cierre
Conexión de los conectores Palanca de mando Mecanismo de
operación integral
Base recubierta de una pieza
Cable de control con protección
Fig. 39 Partes de un Interruptor Scada- mate
Fuente: propia
- 65 -
4.2 VENTAJAS DE UN SISTEMA OMS
Desplegar una lista de elementos que han sido identificados como posibles ubicaciones
de falla.
Desplegar una lista de llamadas asociadas con un elemento individual que ha sido
identificado como una ubicación probable de falla.
Desplegar la lista completa de llamadas recibidas para un evento.
DESPLIEGUE GEOGRÁFICO._ En el OMS se despliega el mapa de la red
georeferenciados. Se visualiza la Alta, la Media y la Baja Tensión y la cartografía
identificando con colores a los circuitos y con un color especial las líneas
desenergizadas. La modificación de la topología se muestra en forma inmediata. Las
opciones de tracing permiten al operador visualizar la conectividad aguas arriba, abajo
y entre dos puntos Monitorear el progreso de un evento.
Desplegar la información de la falla más significativa y (donde sea aplicable) el nombre,
dirección, y número telefónico del cliente que brindó la información.
Permitir reunir, dividir o cancelar eventos.
Ingresar o modificar el tiempo estimado para restaurar el servicio luego de una falla.
SIMULACIÓN DE MANIOBRAS._ Se aplica la lógica del SOE (secuencia operativa de
eventos) que permite la ejecución y el registro de maniobras, transferencias y
restituciones parciales en todos los niveles de tensión. Este registro se realiza con el
criterio operativo en la red no telecontrolada de manera integral sobre la topología
completa de la red. Reduce el tiempo de paro no programado con la garantía de la
intervención en caso de emergencia un excelente tiempo de respuesta.
Detección rápida y eficiente, la respuesta y la restauración de los cortes de los clientes.
Soporta grandes cortes con alto volumen de llamadas interrupción rendimiento
Soporta cientos de usuarios concurrentes sin degradación del rendimiento
Reducción del esfuerzo de implementación y el riesgo.
Localización o predicción del interruptor o seccionador que debe operar cuando exista
una falla en el circuito alimentador.
- 66 -
Determinar las prioridades y posibilidades de reconexión administrando los recursos
disponibles dentro de la estructura de la red para hacer frente a la emergencia,
disminuir el área afectada y la duración del apagón.
Proveer información sobre el impacto de la falla, el número de usuarios afectados, y los
reportes a los administradores de la empresa eléctrica, los medios de comunicación y
las autoridades reguladoras, lo que como consecuencia genera confianza y
satisfacción de los clientes.
Calcular un estimado del tiempo de interrupción.
GESTIÓN DE CUADRILLAS Y ÓRDENES DE TRABAJO._ el operador procede a
asignar una cuadrilla a un evento y despacharla con una orden de trabajo; inicialmente
para inspeccionar y luego para reparar el daño o para realizar un mantenimiento. Los
eventos se presentan al operador en una grilla y en diferentes colores de acuerdo con
su estado, por ejemplo: predictivo, confirmado, restaurado, etc. Calcular el número de
elementos necesarios y equipos de transporte requeridos para la reparación de la falla.
Llevar estadísticas e índices de comportamiento del servicio, que determinarán el
grado de confiabilidad del servicio.
ANÁLISIS DE CIRCUITOS Y CONSUMIDORES AFECTADOS._ Identificación de los
elementos y consumidores y/o transformadores afectados ante la ocurrencia de una
falla en cualquier elemento de la red, esta información se acumula en una base de
datos histórica para su análisis. Mejorar la eficiencia reduciendo las pérdidas.
Posibilitar a los consumidores administrar su consumo.
Habilitar generación distribuida.
- 67 -
4.3 DESVENTAJAS DE UN SISTEMA OMS
Gastos generales asociados con el funcionamiento del software.
Mantenimiento para que el software siga funcionando.
requiere que haga las actualizaciones del sistema y los parches de seguridad para
asegurar la integridad del sistema.
El OMS no hace gestionar la utilidad restauraciones no es un sustituto de la utilidad
Plan de Restauración de Emergencia (ERP).
La OMS no proporciona información sobre Un daño, OMS sólo sabe lo que se le dice.
es decir, el número y ubicación de los clientes que han pedido, información de SCADA, etc.
La OMS no sabe automáticamente el estado de las utilidades del sistema de
distribución, OMS depende de fuentes de información, tales como las llamadas de los
clientes.
La OMS no proporciona directamente los tiempos estimados de restauración u otra
información que pueda ser valiosa para los clientes.
La OMS no proporciona directamente los tiempos estimados de restauración u otra
información que pueda ser valiosa para los clientes
Una OMS puede sentirse abrumado en situaciones extremas, y puede no ser capaz de
entregar beneficios prometidos en todos los escenarios.
- 68 -
ANEXO 1
Fig. 40 Situación actual de las algunas empresas eléctricas del Ecuador
Fuente: (ministerio de electricidad y energia renovable, 2011)
- 69 -
ANEXO 2
Sistemas de interrupción Scada-Mate
Interruptores Scada-Mate - Aplicaciones de 60 HzkV Amperios, RMS Ciclo de trabajo de cinco tiempos
Cierre contra falla,Amperios, RMS, asim.
Nom. Máx. Nivel básico de aislación (NBAI) Cont. einterr. Mom., asim.
14.4 17.0 110 600 25 000 20 00025 29 150 600 25 000 20 00034.5 38 200 600 25 000 20 000
Interruptores Scada-Mate - Aplicaciones de 50 Hz
kV Amperios, RMS Ciclo de trabajo de cinco tiemposCierre contra falla,
Amperios, RMS, asim.Nom. Máx. Nivel básico de aislación (NBAI) Cont. e
interr. Mom., asim.10 15 110 630 25 000 20 00020 24 150 630 25 000 20 00030 36 200 630 25 000 20 000
OPCIONES DE MONTAJE
Configuración horizontalConfiguración de punta de poste
- 70 -
Restaurador por pulso IntelliRupter
- 71 -
Estilos sin seccionador♠kV Amperios
Máx. Nivel básico de aislación (NBAI) Nominales♥ Interr.15.5 110 630/800 16 00027 125 630/800 12 50038 170 630/800 12 500
♠ Cada IntelliRupter incluye un módulo integrado de potencia alimentado por una fase en uno de los lados del interruptor . Tiene la opción de elegir un módulo integrado de potencia alimentado por una fase de cada lado del interruptor .
♥ 630 amperios por IEC; 800 amperios con una velocidad del viento mínima de 2 pies/segundo
Estilos con seccionador♠kV Amperios
Máx. Nivel básico de aislación (NBAI) Nominales♥ Interr.15.5 110 630/800 16 00027 125 630/800 12 50038 170 630/800 12 500
♠ Cada IntelliRupter incluye un módulo integrado de potencia alimentado por una fase en uno de los lados del interruptor . Tiene la opción de elegir un módulo integrado de potencia alimentado por una fase de cada lado del interruptor .
♥ 630 amperios por IEC; 800 amperios con una velocidad del viento mínima de 2 pies/segundo
Capacidad subterráneaEstilos sin seccionador♠
kV AmperiosMáx. Nivel básico de aislación (NBAI) Nominales Interr.
15.5 95 630 16 00027 125 630 12 500
♠ Cada IntelliRupter incluye, de forma estándar, la opción de un módulo de potencia integral, el cual obtiene la potencia de control necesaria desde la fase en un lado del interruptor, o un suministro eléctrico externo para utilizar cuando esté
disponible la potencia de control provista por el usuario. Consulte las instrucciones 766-510 de S&C para ver los rangos de entrada disponibles. Tiene la opción de elegir un módulo integrado de potencia alimentado por una fase de cada lado del
interruptor.
Estilos con seccionador♠kV Amperios
Máx. Nivel básico de aislación (NBAI) Nominales Interr.15.5 95 630 16 00027 125 630 12 500
♠ Cada IntelliRupter incluye, de forma estándar, la opción de un módulo de potencia integral, el cual obtiene la potencia de control necesaria
Los sistemas de interrupción Scada-Mate consisten en un paquete totalmente integrado
para la automatización de alimentadores de distribución aérea. Scada-Mate ofrece una
operación en todo tipo de clima de hasta 34.5 kV (S&C ELECTRIC COMPANY, 2015)
- 72 -
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representaci%C3%B3n+gr%C3%A1fica+de+una+instalaci%C3%B3n+el%C3%A9ctrica+o+de+parte+de+ella,+en+la+que+qued
a+perfectamente+definido+cada+uno+de+los+com
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