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“ ESTUDIO Y DIAGNOSTICO DE MODOS DE FALLA EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LAS EMPRESAS DEL SECTOR ELECTRICO EN EL VALLE DEL CAUCA”

José Harvey Dávalos Marmolejo

Leidy Yilena Ocampo Medina

Universidad del Quindío Facultad de Ciencias de la Salud Programa de Salud Ocupacional

Candelaria, Junio de 2012

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¨ ESTUDIO Y DIAGNÓSTICO DE MODOS DE FALLA EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LAS EMPRESAS DEL SECTOR ELECTRICO EN EL VALLE ¨

José Harvey Dávalos Marmolejo Código No. 96165707

Leidy Yilena Ocampo Medina Código No. 31713351

ASESORES:

ALVARO VALENCIA DE LOS RIOS MEDICO ESP. SALUD OCUPACIONAL

CARLOS ALVERTO ACEVEDO LOZADA

ING. INDUSTRIAL, ESP. SALUD OCUPACINAL.

Universidad del Quindío Facultad de Ciencias de la Salud Programa de Salud Ocupacional

Candelaria, Junio de 2012

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NOTAS DE ACEPTACIÓN

DIRECTOR

Fecha Firma

Candelaria, Noviembre de 2012.

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AGRADECIMIENTOS

Deseamos presentar nuestros más sinceros agradecimientos a:

Nuestro padres celestial Dios primero que todo, por permitirnos terminar nuestros estudios y por todas las bendiciones que hemos recibido en el transcurso de nuestra formacion como profecionales en salud ocupacional.

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DEDICO

Este título de Profesional en Salud Ocupacional a:

En la vida hay grandes recompensas, fruto del esfuerzo, dedicación y

perseverancia, por eso hoy agradezco a Dios por darme la sabiduría, serenidad y

las fuerzas suficientes para poder llegar a esta meta.

A mi esposo Carlos Holmes Hernández por estar con migo en las buenas y en las malas apoyándome en todo momento. A mis hijos Sofía, Juan Felipe y Maria Alejandra por privarse del tiempo que dejaron de compartir su crecimiento conmigo, y por la paciencia que me ha tenido. A mis padres por sus sacrificios, confianza y amor incondicional. A mis hermanos

que siempre me motivaron a seguir luchando por esta meta y por su cariño, a mi

familia por sus oraciones y a todos aquellos que estuvieron a mi lado a lo largo de

este proceso, durante el cual di lo mejor de mí y viví experiencias inolvidables.

Leidy Yilena Ocampo Medina

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DEDICO

Este título de Profesional en Salud Ocupacional a:

A DIOS la honra y la Gloria…

Dedico todos mis esfuerzos y sueños plegados en esta tesis, la cual no hubiese sido posible sin el apoyo incondicional de mis profesores, familiares y dedico en especial este peldaño que he subido como un paso más en la lucha de mi vida buscando siempre y tener un futuro mejor para mi hija Leidy Johanna Dávalos M. y mi familia. A mis padres Lucia Marmolejo y José Joaquín Dávalos Ch. por su apoyo incondicional. A mis hermanos por su gran entusiasmo de verme salir adelante. A mi esposa Sandra Patricia Sánchez A por su gran apoyo incondicional, dedicación y comprensión.

José Harvey Dávalos Marmolejo

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TABLA DE CONTENIDO

INTRODUCCION Tabla de contenido AGRADECIMIENTOS............................................................................................................................. 4 DEDICO ................................................................................................................................................ 5 Resumen ............................................................................................................................................ 14 Abstract ............................................................................................................................................. 14 INTRODUCCIÓN. ................................................................................................................................ 15 2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ................................................................................................ 16 3. OBJETIVOS. .................................................................................................................................... 17 4.DISEÑO METODOLOGICO ............................................................................................................... 17 5.MARCO DE REFERENCIA ................................................................................................................. 20 Suministro y Demanda de Electricidad ............................................................................................. 21 Suministro ......................................................................................................................................... 21 Demanda ........................................................................................................................................... 22 Importaciones y exportaciones ......................................................................................................... 22 Acceso a electricidad ......................................................................................................................... 23 Calidad del Servicio ........................................................................................................................... 23 Frecuencia y duración de las interrupciones .................................................................................... 23 Pérdidas en distribución y transmisión ............................................................................................. 23 Responsabilidades en el Sector Eléctrico .......................................................................................... 24 Política y Regulación.......................................................................................................................... 24 Generación ........................................................................................................................................ 24 Transmisión ....................................................................................................................................... 25 Distribución y Comercialización ........................................................................................................ 25 Recursos de Energía Renovable ........................................................................................................ 25 Historia del sector eléctrico .............................................................................................................. 26 Historia temprana ............................................................................................................................. 26 Las reformas de 1994: Desagrupación, participación y regulación del sector privado .................... 26 Ley de 2001 para promover la eficiencia energética y las energías alternas.................................... 26 Tarifas y Subsidios ............................................................................................................................. 27 Tarifas ................................................................................................................................................ 27 Subsidios y Subsidios Cruzados ......................................................................................................... 27 Inversión y financiación ..................................................................................................................... 28 Inversión ............................................................................................................................................ 28 Financiación de electrificación rural ................................................................................................. 28 Electricidad y medio ambiente .......................................................................................................... 29 Responsabilidades ambientales ........................................................................................................ 29 Emisiones de Gases de Efecto Invernadero ...................................................................................... 29 Proyectos de Mecanismo de Desarrollo Limpio en Electricidad ....................................................... 30 Asistencia externa ............................................................................................................................. 30 Banco Interamericano de Desarrollo ................................................................................................ 30 6. DESARROLLO DEL TRABAJO. .......................................................................................................... 32 6.1 Organigrama. ............................................................................................................................... 32 6.2 Mantenimiento. .......................................................................................................................... 33 6.2.1 Mantenimiento correctivo ....................................................................................................... 33

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6.2.2 Mantenimiento no correctivo .................................................................................................. 33 6.2.3 Esquema Operativo. ................................................................................................................. 33 6.3. Metodología de inspección de circuitos. ................................................................................... 34 6.3.1 Programación ........................................................................................................................... 34 6.4. Formato de inspección. .............................................................................................................. 35 6.4.1 Formato Inspección Circuitos – FIC .......................................................................................... 35 6.6 MODOS DE FALLAS ...................................................................................................................... 39 6.6.1. ANÁLISIS ESTADÍSTICO. ........................................................................................................... 40 6.6.2 Puesta a tierra. ......................................................................................................................... 48 6.6.2.1 Generalidades ....................................................................................................................... 48 6.6.2.2 Ventajas del alambre de acero recubierto de cobre............................................................. 49 6.6.2.3 Instalación y consideraciones................................................................................................ 49 6.6.3 reparación puesta a tierra……………………………………………………………………………………………………49

6.6.3.1 Causas .................................................................................................................................... 49 6.6.3.2 Posibles consecuencias .......................................................................................................... 49 6.6.3.3 Soluciones .............................................................................................................................. 51 6.6.4 PARARRAYOS……………………………………………………………………………………………52

6.6.4.1 Generalidades ........................................................................................................................ 52 6.6.4.2 Modo de operación ............................................................................................................... 52 6.6.5 Cambiar pararrayos .................................................................................................................. 53 6.6.5.1 Causas.................................................................................................................................... 53 6.6.5.2 Posibles consecuencias ......................................................................................................... 53 6.6.5.3 Soluciones ............................................................................................................................. 54 6.6.6 Reponer pararrayos. ................................................................................................................. 55 6.6.6.1 Causas.................................................................................................................................... 55 6.6.6.2 Posibles Consecuencias ......................................................................................................... 55 6.6.6.3Soluciones. ............................................................................................................................. 56 6.6.7 Alejar pararrayos ...................................................................................................................... 57 6.6.7.1 Causas.................................................................................................................................... 57 6.6.7.2 Posibles consecuencias ......................................................................................................... 57 6.6.7.3 Soluciones ............................................................................................................................. 58 6.6.8 Caja primaria ............................................................................................................................ 59 6.6.8.1 Generalidades ....................................................................................................................... 59 6.6.8.2 Aplicación .............................................................................................................................. 59 6.6.9 Alejar cortacircuitos o caja primaria ........................................................................................ 60 6.6.9.1 Causas.................................................................................................................................... 60 6.6.9.2 Posibles consecuencias ......................................................................................................... 60 6.6.9.3 Soluciones. ............................................................................................................................ 61 6.6.10 Cambiar caja primaria ............................................................................................................ 61 6.6.10.1 Causas.................................................................................................................................. 61 6.6.10.2 Posibles consecuencias ....................................................................................................... 62 6.6.10.3 Soluciones. .......................................................................................................................... 62 6.6.11 Líneas o cables........................................................................................................................ 63 6.6.11.1 Generalidades ..................................................................................................................... 63 6.6.11.2 Características ..................................................................................................................... 63 6.6.11.3 Selección del calibre ............................................................................................................ 64 6.6.12 Alejar líneas o cables .............................................................................................................. 64 6.6.12.1 Causas.................................................................................................................................. 64

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6.6.12.2 Posibles consecuencias ....................................................................................................... 64 6.6.12.3 Soluciones ........................................................................................................................... 65 6.6.13 CAMBIAR LÍNEAS O CABLES……………………………………………………………………….……65

6.6.13.1 Causas.................................................................................................................................. 66 6.6.13.2 Posibles consecuencias ....................................................................................................... 66 6.6.14 Reponer tapón portafusible .................................................................................................. 67 6.6.14.1 Causas.................................................................................................................................. 67 6.6.14.2 Posibles consecuencias ....................................................................................................... 67 6.6.14.3 Soluciones. .......................................................................................................................... 68 6.6.15 Poste de madera .................................................................................................................... 69 6.6.15.1 Generalidades ..................................................................................................................... 69 6.6.15.2 Defectos prohibidos ............................................................................................................ 69 6.6.15.3 Requisitos de fabricación .................................................................................................... 70 6.6.16 Cambiar poste de madera ...................................................................................................... 70 6.6.16.1 Causas.................................................................................................................................. 70 6.6.16.2 Posibles consecuencias ....................................................................................................... 70 6.6.16.3 Soluciones. .......................................................................................................................... 71 6.6.17 Poste de concreto .................................................................................................................. 72 6.6.17.1 Generalidades ..................................................................................................................... 72 6.6.17.2 Defectos prohibidos ............................................................................................................ 72 6.6.17.3 Requisitos de fabricación .................................................................................................... 73 6.6.18 Reparar poste de concreto ..................................................................................................... 73 6.6.18.1 Causas.................................................................................................................................. 73 6.6.18.2 Posibles consecuencias ....................................................................................................... 73 6.6.18.3 Soluciones ........................................................................................................................... 74 6.6.19 Estribo .................................................................................................................................... 75 6.6.19.1 Generalidades ..................................................................................................................... 75 6.6.19.2 Accesorios ........................................................................................................................... 75 6.6.20 Cambiar estribo ...................................................................................................................... 76 6.6.20.1 Causas.................................................................................................................................. 76 6.6.20.2 Posibles consecuencias ....................................................................................................... 76 6.6.20.3 Soluciones ........................................................................................................................... 77 6.6.21 Instalar estribo ....................................................................................................................... 78 6.6.21.1 Causas.................................................................................................................................. 78 6.6.21.2 Posibles consecuencias ....................................................................................................... 78 6.6.21.3 Soluciones ........................................................................................................................... 79 6.6.22 Cubrir barraje primario .......................................................................................................... 80 6.6.22.1 Causas.................................................................................................................................. 80 6.6.22.2 Posibles consecuencias ....................................................................................................... 80 6.6.22.3 Soluciones ........................................................................................................................... 81 6.6.23 Aislamiento ............................................................................................................................ 81 6.6.23.1 Generalidades ..................................................................................................................... 81 6.6.23.2 Requisitos ............................................................................................................................ 82 6.6.23.3 Características ..................................................................................................................... 82 6.6.24 Cambiar aislamiento .............................................................................................................. 82 6.6.24.1 Causas.................................................................................................................................. 82 6.6.24.2 Posibles consecuencias ....................................................................................................... 82 6.6.24.3 Soluciones ........................................................................................................................... 83

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6.6.25 REPONER AISLAMIENTO………………………………………………………………………………...83

6.6.25.1 Causas.................................................................................................................................. 84 6.6.25.2 Posibles consecuencias ....................................................................................................... 84 6.6.25.3 Soluciones. .......................................................................................................................... 84 6.6.26 Alejar aislamiento................................................................................................................... 85 6.6.26.1 Causas.................................................................................................................................. 85 6.6.26.2 Posibles consecuencias ....................................................................................................... 85 6.6.26.3 Soluciones ........................................................................................................................... 86 6.6.27 Viento ..................................................................................................................................... 87 6.6.27.1 Generalidades ..................................................................................................................... 87 6.6.27.2 Accesorios y usos ................................................................................................................ 87 6.6.27.3 Recomendación ................................................................................................................... 87 6.6.28 Retirar viento ......................................................................................................................... 87 6.6.28.1 Causas.................................................................................................................................. 87 6.6.28.2 Posibles consecuencias ....................................................................................................... 87 6.6.28.3 Soluciones ........................................................................................................................... 88 6.6.29 CUBRIR VIENTO…………………………………………………………………………………………88

6.6.29.1 Causas.................................................................................................................................. 89 6.6.29.2 Posibles consecuencias ....................................................................................................... 89 6.6.30 Poda de árboles ...................................................................................................................... 90 6.6.30.1 Generalidades ..................................................................................................................... 90 6.6.30.2 Manejo de riesgo de los árboles ......................................................................................... 90 6.6.30.3 Requisitos generales de seguridad ...................................................................................... 91 6.6.31 PODAR ÁRBOL…………………………………………………………………………………………...91

6.6.31.1 Causas.................................................................................................................................. 91 6.6.31.2 Posibles consecuencias ....................................................................................................... 91 6.6.31.3 Soluciones ........................................................................................................................... 92 6.6.32 Caja de distribución ................................................................................................................ 93 6.6.32.1 Generalidades ..................................................................................................................... 93 6.6.33 Reparar caja distribución ....................................................................................................... 93 6.6.33.1 Causas.................................................................................................................................. 93 6.6.33.2 Posibles consecuencias ....................................................................................................... 94 6.6.32.3 Soluciones ........................................................................................................................... 94 6.6.34 Transformadores .................................................................................................................... 95 6.6.34.1 Generalidades ..................................................................................................................... 95 6.6.34.2 Transformadores monofásicos............................................................................................ 96 6.6.34.3 Transformadores trifásicos ................................................................................................. 96 6.6.35 Alejar transformador .............................................................................................................. 96 6.6.35.1 Causas.................................................................................................................................. 96 6.6.35.2 Posibles consecuencias ....................................................................................................... 96 6.6.35.3 Soluciones ........................................................................................................................... 97 6.6.36 INSTALAR PROTECTOR AL BUJE DEL TRANSFORMADOR…………………………………………………97

6.6.36.1 Causas.................................................................................................................................. 98 6.6.36.2 Posibles consecuencias ....................................................................................................... 98 6.6.36.3 Soluciones ........................................................................................................................... 99 6.6.37Conector transversal. .............................................................................................................. 99 6.6.37.1 Generalidades. .................................................................................................................... 99 6.6.37.2 Características. .................................................................................................................... 99 6.6.38 Cambiar conector ................................................................................................................. 100

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6.6.38.1 Causas................................................................................................................................ 100 6.6.38.2 Posibles consecuencias ..................................................................................................... 100 6.6.38.3 Soluciones ......................................................................................................................... 101 6.6.39 Medidor ................................................................................................................................ 102 6.6.39.1 Generalidades ................................................................................................................... 102 6.6.39.2 Características ................................................................................................................... 102 6.6.39.3 Requisitos técnicos ............................................................................................................ 103 6.6.40 Cambiar medidor.................................................................................................................. 103 6.6.40.1 Causas................................................................................................................................ 103 6.6.40.2 Posibles consecuencias ..................................................................................................... 103 6.6.40.3 Soluciones ......................................................................................................................... 104 6.6.41 Bajante ................................................................................................................................. 105 6.6.41.1 Generalidades ................................................................................................................... 105 6.6.42 Reparar bajante .................................................................................................................... 105 6.6.42.1 Causas................................................................................................................................ 105 6.6.42.2 Posibles consecuencias ..................................................................................................... 105 6.6.42.3 Solución ............................................................................................................................. 106 6.6.43 Marcar-identificar bajante ................................................................................................... 107 6.6.43.1 Causas................................................................................................................................ 107 6.6.43.2 Posibles consecuencias ..................................................................................................... 107 6.6.43.3 Soluciones ......................................................................................................................... 107 6.6.44 Instalar bajante .................................................................................................................... 108 6.6.44.1 Causas................................................................................................................................ 108 6.6.44.3 Soluciones ......................................................................................................................... 109

7. Conclusiones………………………………………………………………………...…110 Bibliografía ...................................................................................................................................... 111

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TABLA DE FIGURAS. Figura 1. Descarga a tierra rota Figura 2. Descarga a tierra reparada Figura 3. Pararrayos fallado Figura 4. Pararrayos en buen estado Figura 5. Transformador sin pararrayos Figura 6. Transformador con pararrayos Figura 7. Pararrayos muy cercanos a las cuchillas Figura 8. Pararrayos alejados de las cuchillas Figura 9. Caja primaria cercana a la cruceta Figura 10. Caja primaria alejada de la cruceta Figura 11. Caja primaria vieja Figura 12. Caja primaria nueva Figura 13. Líneas primarias cercanas a fachadas Figura 14. Líneas primarias alejadas de las fachadas Figura 15. Líneas primarias desnudas cercanas a fachadas Figura 16. Líneas primarias en cable seco Figura 17. Porta-fusible sin su respectivo tapón Figura 18. Porta-fusible con su respectivo tapón Figura 19. Poste de madera podrido en la base Figura 20. Cambio de poste Figura 21. Poste de concreto fisurado Figura 22. Poste de concreto reparado Figura 23. Estribo en mal estado Figura 24. Estribo en buen estado Figura 25. Línea primaria sin estribo Figura 26. Línea primaria con estribo Figura 27. Barraje primario Figura 28. Barraje primario cubierto con manguera de gas Figura 29. Aislador en mal estado Figura 30. Aislador en buen estado Figura 31. Aislador roto en cadena de aisladores Figura 32. Cadena de aisladores en buen estado Figura 33. Aislador cercano a los apoyos Figura 34. Aislador alejado con espigo de crucetas

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Figura 35. Viento reventado Figura 36. Viento retirado Figura 37. Viento sin camisa protectora Figura 38. Viento con camisa protectora Figura 39. Hojas de árbol haciendo contacto con líneas primarias Figura 40. Redes de distribución con un buen descope de árbol Figura 41. Caja de distribución en mal estado Figura 42. Caja de distribución reparada Figura 43. Transformador muy cercano a fachadas Figura 44. Transformador alejado de las fachadas Figura 45. Transformador sin protector del buje Figura 46. Transformador con protector del buje Figura 47. Conector transversal deteriorado Figura 48. Conector transversal en buen estado Figura 49. Medidor en mal estado Figura 50. Medidor en buen estado Figura 51. Bajante en mal estado Figura 52. Bajante reparado Figura 53. Bajante con marcación borrosa Figura 54. Bajante marcado Figura 55. Salida de un circuito sin bajante Figura 56. Salida de un circuito con bajante

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Palabras Claves: mantenimiento predictivo, mantenimiento centrado en confiabilidad, modos de falla.

Resumen

En el siguiente trabajo se documenta los diferentes modos de falla que se presentan en el sistema de distribución eléctrica, en donde se muestra las causas por las cuales se pueden presentar dichas fallas, así como sus posibles consecuencias y soluciones.

También se presenta un análisis estadístico en donde se puede observar cuales son las labores de mantenimiento que más se están ejecutando en el área, y cuáles son las subestaciones que más modos de falla presentan.

Abstract

This paper documents the various failure modes that occur in the distribution system electrical, where it shows the causes for which such failures may occur and their possible consequences and solutions. The document also presents a statistical analysis where is possible to see which are the most usual maintenance tasks performed in the area, and what are the substations that have more failure modes.

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INTRODUCCIÓN.

En los últimos años los procesos de mantenimiento han recibido brillantes aportes provenientes del campo de la estadística y de la teoría de la confiabilidad. El mantenimiento de aeronaves ha sido el motor que ha activado los mejores planteamientos dentro de esta actividad económica.

A finales de 1950, la aviación comercial mundial estaba sufriendo más de 60 accidentes por millón de despegues. Si actualmente se estuviera presentando la misma tasa de accidentes, se tendría dos accidentes aéreos diariamente en algún sitio del mundo. Dos tercios de los accidentes ocurridos al final de 1950 eran causados por fallas en los equipos.

El ¨mantenimiento centrado en confiabilidad¨ (RCM) se empezó a implementar durante 1960 y 1970 con la finalidad de ayudar a las personas a determinar las estrategias para mejorar el funcionamiento de los activos y evitar posibles fallas. El trabajo del desarrollo inicial fue hecho por la Industria de la Aviación Civil Norteamericana y se hizo realidad cuando las aerolíneas comprendieron que muchas de sus filosofías de mantenimiento eran no sólo costosas sino también altamente peligrosas.

Este último modelo busca reducir el costo de mantenimiento, para enfocarse en la parte más importante de los sistemas, evitando o quitando acciones de mantenimiento que no son estrictamente necesarias.

La Inspección de Circuitos es una herramienta fundamental en la metodología de Mantenimiento Centrado en Confiabilidad (Reliability Centred Maintenance – RCM), ya que mediante la observación de las condiciones de las redes eléctricas permite predecir la ocurrencia de una falla antes de que ésta suceda dando así tiempo para corregir la anomalía y evitar posibles interrupciones en el servicio de electricidad.

En este trabajo se documenta el proceso de inspección de circuitos en los niveles de tensión 2 y 3 realizado en el equipo operación y mantenimiento del área distribución eléctrica., el cual permite prever los modos de falla, sus efectos o consecuencias, y sus posibles soluciones.

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1. JUSTIFICACIÓN

En el siguiente trabajo se documentarán los diferentes modos de falla que se presentan en el sistema de distribución del sector eléctrico, en donde se muestra las causas por las cuales se pueden presentar dichas fallas, así como sus posibles consecuencias y soluciones.

También se presenta un análisis estadístico en donde se puede observar cuales son las labores de mantenimiento que más se están ejecutando en el área, y cuáles son las subestaciones que más modos de falla presentan.

Teniendo en cuenta las normas aplicadas en la regulación Colombiana como son. Resolución 0614 de 1984, resolución 1016 de 1989, Decreto 1295 de 1994 RETIE actualización del 6 agosto de 2008, Resolución 1348 del 7 de mayo de 2008, Resolución 3673 del 26 de septiembre de 2008 y las internacionales como la NFPA 70E en cuanto a distancias y protección personal.

2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

¿Los sistemas de distribución eléctrica en Colombia son confiables?

¿Es necesario el mantenimiento preventivo en los sistemas de distribución eléctrica?

¿Es beneficioso el mantenimiento preventivo en los sistemas de distribución eléctrica?

¿Qué conocimiento tienen los clientes finales acerca del transformador con su puesta a tierra?

De acuerdo al sistema de funcionamiento de las empresas de energía, dependiendo del operador de red y las exigencias de la regulación con respecto a lo que dicta la Comisión Reguladora de Energía y Gas (CREG), el sistema de distribución debe de ser confiable máxime cuando se tienen los cuatro negocios, generación, transmisión, distribución y comercialización, lo cual se centra en el sistema de distribución eléctrica de las empresas de energía. Donde se encuentra un índice muy alto de fallas en los sistemas de distribución de energía eléctrica, como lo son las tormentas eléctricas, vandalismo, animales y daños por sobretensiones en el sistema que afectan a las empresas del sector eléctrico. En cuanto al conocimiento que tienen las personas externas que reciben el servicio en sus hogares de distribución de energía es poco debido a que no se conocen programas de capacitación al ciudadano de los diferentes componentes de un sistema electico como son los transformadores y puestas a tierra, esto permitiría a las empresas estar en un alto nivel de confiabilidad en cuanto al servicio que presta a los usuarios finales.

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Con el presente trabajo investigativo descriptivo se quiere dar a conocer los diferente modos de fallas de los sistemas de distribución de energía eléctrica, que le permita a las empresas del sector implementar y minimizar los mantenimientos correctivos mediante mantenimientos preventivos, optimizando recursos y altos costos por compra y reemplazo de equipos. Haciendo un diagnostico a tiempo evitando penalizaciones por entes de control.

3. OBJETIVOS.

3.1 General: Estudiar y diagnosticar los diferentes modos de fallas en el sistema de las empresas del sector eléctrico 3.2 Específicos: Analizar y verificar el estado de los circuitos del sistema de distribución eléctrica.

identificar cada uno de los elementos que componen los diferentes subsistemas sometidos a mantenimiento

Identificar en los diferentes subsistemas, los posibles puntos de falla, y tener claro, cuál sería la actividad operativa a realizar y que herramientas o equipos se necesitan para llevar a cabo el mantenimiento, analizando las normas establecidas para los diferentes subsistemas y verificar que se estén cumpliendo en cada uno de los diferentes circuitos del sistema de distribución eléctrica.

Realizar una recopilación de la información que se tiene sobre los mantenimientos realizados en los últimos años, con el fin de obtener un estudio estadístico sobre las principales actividades de mantenimiento que se ejecutan en el área.

1. DISEÑO METODOLOGICO El siguiente estudio diagnostico compilatorio se encaminara a las empresas del sector eléctrico en el territorio Colombiano durante el periodo comprendido de Junio y Octubre de 2012 teniendo como objeto de población sujeta a investigación las redes del sistema de distribución eléctrica en la ciudad de Palmira.

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RESEÑA HISTORICA DE EPSA

EPSA inició operaciones el 1 de enero de 1995, como resultado de la escisión de la Corporación Autónoma Regional del Valle del Cauca, CVC, que a partir de la Ley 99 de 1993 debía independizar la gestión ambiental del negocio eléctrico, para lo cual se creó un nuevo ente que asumiera las funciones de generación, transmisión, distribución y comercialización de la energía eléctrica para el Valle del Cauca, mientras que CVC se encargaría exclusivamente de la gestión ambiental.

En la época de la creación de EPSA, el país vivía grandes transformaciones producto de la apertura económica, una de las cuales fue la política gubernamental de estímulo al sector privado para invertir en el negocio eléctrico, etapa en la cual los departamentos de Cauca y Valle, además de Emcali, CVC y los colaboradores de EPSA, adquirieron el 37,7% de la empresa en condiciones preferenciales de precio y crédito. Meses después, el 5 de junio de 1997, el gobierno nacional vendió en subasta pública el 56,7% de las acciones de EPSA a un consorcio formado por Houston Industries y Electricidad de Caracas. En el año 2000, este consorcio vendió su participación accionaría a Unión Fenosa de España.

En marzo de 2009, la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV) de España, autorizó la formulación de una Oferta Pública de Adquisición del 100% de las acciones de Unión Fenosa S.A. por parte de Gas Natural SDG S.A., que a su vez se convirtió en el beneficiario real del 63,82% de las acciones de EPSA.

En octubre de 2009, Gas Natural SDG S.A., por intermedio de sus sociedades subordinadas Gas Natural Internacional SDG S.A., Unión Fenosa Internacional S.A. y Unión Fenosa Colombia S.A., suscribió con Colener S.A.S. (sociedad 100% propiedad de Colinversiones S.A.), Inversiones Argos S.A. y Banca de Inversión Bancolombia S.A. Corporación Financiera, un preacuerdo bursátil encaminado a la venta de la participación indirecta que detentaba en la sociedad colombiana Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P., EPSA. La venta se instrumentó a través de una Oferta Pública de Adquisición autorizada por la Superintendencia Financiera de Colombia, la cual se perfeccionó el 14 de diciembre de 2009.

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Desde sus inicios, mediante un proceso de privatización que es modelo para el país, EPSA aporta beneficios para la región como ninguna otra empresa en Colombia. Asimismo, entrega utilidades no sólo a sus socios estratégicos, sino también a los colaboradores socios y a otras personas naturales y jurídicas. La inversión a lo largo de sus 15 años de historia ha permitido mejorar la infraestructura y cobertura energética del Valle, posicionándolo como el departamento más electrificado del país, además de ofrecer un servicio de excelente calidad y la generación de puestos de trabajo y riqueza para la región.

Desde que EPSA se constituyó como empresa privada en 1995, demuestra su compromiso social con el Valle del Cauca y el Cauca, entendiendo que su responsabilidad va más allá de ser la empresa de generación, transmisión, distribución y comercialización de la energía, para ser una compañía que se involucra en el desarrollo de las regiones. La responsabilidad social es, desde entonces, parte esencial de su actividad. EPSA entiende la responsabilidad social empresarial como un componente de la estrategia de negocio que incorpora las expectativas de los grupos de interés con los objetivos de la empresa. Con esta filosofía nació la Fundación EPSA en 1999, entidad sin ánimo de lucro que tuvo originalmente el propósito de materializar su compromiso social con su entorno. Se concentra en tres áreas programáticas: formación, generación de ingresos y solidaridad.

Como empresa tiene como objetivos de responsabilidad social: contribuir con la sostenibilidad económica, social y medioambiental, así como mantener un diálogo constante con los grupos de interés, con el objeto de satisfacer las demandas y expectativas compartidas; promover un discurso global en el ámbito de la responsabilidad social, avalado por los hechos, e integrarla a la estrategia global de negocio.

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EPSA cumple su compromiso con el Valle del Cauca gracias a un equipo humano altamente calificado y especializado en atender las necesidades de sus clientes, el cual está conformado por 653 colaboradores directos y 1.300 indirectos.

Por último, un logro que refrenda nuestro compromiso con Colombia y nos pone frente al reto de continuar trabajando por el progreso del Valle del Cauca, es la certificación Triple A otorgada por décimo año consecutivo a la emisión de bonos, calificación F1+ a la emisión de papeles comerciales. Igualmente, se otorgaron las mismas calificaciones al Programa de Emisión y Colocación de Bonos Ordinarios y Papeles Comerciales que tiene EPSA. Estas calificaciones fueron otorgadas en 2009 por el Comité Técnico de Calificación de la firma Fitch Ratings Colombia S.A.

2. MARCO DE REFERENCIA

5.1 Marco conceptual

El sector eléctrico en Colombia está mayormente dominado por generación de energía hidráulica (64% de la producción) y generación térmica (33%). No obstante, el gran potencial del país en nuevas tecnologías de energía renovable (principalmente eólica, solar y biomasa) apenas si ha sido explorado. La ley de 2001 diseñada para promover energías alternas carece de disposiciones clave para lograr este objetivo, como, por ejemplo feed-in tariffs, y hasta ahora ha tenido muy poco impacto. Las grandes plantas de energía hidráulica y térmica dominan los planes de expansión actuales. La construcción de una línea de transmisión con Panamá, que enlazará a Colombia con Centroamérica, ya está en marcha.

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Una característica interesante del sector eléctrico de Colombia (así como de su sector de abastecimiento de agua) es la existencia de un sistema de subsidios cruzados desde usuarios que viven en áreas consideradas como relativamente afluentes, y de usuarios que consumen cantidades de electricidad superiores, a aquellos que viven en áreas consideradas pobres y quienes usan menos electricidad.

El sector eléctrico ha sido desagrupado en generación, transmisión, Red de distribución y comercialización desde que se llevaron a cabo las reformas del sector eléctrico en 1994. Alrededor de la mitad de la capacidad de generación es privada. La participación privada en distribución eléctrica es mucho más baja.

Suministro y Demanda de Electricidad

Suministro

Capacidad instalada

El suministro eléctrico en Colombia depende del Sistema de Interconexión Nacional (SIN) y varios sistemas locales aislados en las Zonas No Interconectadas (ZNI). El SIN comprende la tercera parte del territorio, proveyendo cobertura al 96 por ciento de la población. El sistema ZNI, que cubre las dos terceras partes restantes del territorio nacional, solamente provee servicio al 4 por ciento de la población.1

Treinta y dos grandes plantas hidroeléctricas y treinta estaciones de energía térmica proveen electricidad al SIN.2 Por otra parte, el ZNI es servido principalmente por pequeños generadores diésel, muchos de los cuales no están en buenas condiciones de funcionamiento.1

Distribución de la capacidad neta efectiva instalada a finales de 2005, de un total de 13,4 GWh2 Hidráulica de gran tamaño Térmica (gas) Térmica (carbón) Hidráulica de tamaño pequeño Mini-gas Cogeneración Eólica

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El porcentaje de participación térmica en la generación se ha incrementado desde mediados de la década de 1990. Esto sucedió en respuesta a la crisis de 1992/1993 ocasionada por las sequías asociadas a El Niño y la alta dependencia de la generación de energía de instalaciones hidroeléctricas que carecían de capacidad de almacenaje para múltiples años. Como resultado de las nuevas políticas adoptadas por el país, el predominio de energía hídrica en la cartera de generación se ha reducido del 80 por ciento a principios de la década de 1990 a menos de 65 por ciento actualmente. El programa de expansión prevé agregar 1,500 MW de nueva capacidad, equitativamente distribuida entre fuentes hídricas y térmicas, para el año 2011. Esto implica inversiones de US$258 millones por año.1

Producción

La producción eléctrica total en 2005 fue de 50.4 TWh.2 Las plantas hidroeléctricas generaron 81.2 por ciento, las plantas térmicas 18.6 por ciento y la planta eólica Jepírachi 0.1 por ciento del total.3

Demanda

En 2005, el consumo eléctrico total fue de 48.8 TWh, lo que corresponde a un consumo de energía promedio per cápita de 828 KWh por año.3 El consumo por sector se divide como sigue:2

Residencial: 42.2 % Industrial: 31.8 % Comercial: 18 % Oficial: 3.8 % Otros usos: 4.3%

La demanda está creciendo aproximadamente un 4 por ciento anualmente.3

Importaciones y exportaciones

Colombia es un exportador neto de energía. En 2005 el país exportó 1.76 TWh de electricidad a Ecuador (3.5% de la producción total) e importó solamente pequeños volúmenes de electricidad de Venezuela y Ecuador (0.02 TWh cada uno). De acuerdo con el Ministerio de Minas y Energía, se estima que las exportaciones se incrementarán en un 5 por ciento anualmente.2

El Proyecto Mesoamérica, antiguo Plan Puebla Panamá incluye un proyecto de interconexión eléctrica entre Colombia y Panamá que permitirá integrar a Colombia con Centroamérica. Este proyecto, llevado a cabo por Interconexiones Eléctricas S.A. - ISA en Colombia y Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. - ETESA en Panamá, comprende la construcción de una línea de transmisión de 300 MW de capacidad (3% de la capacidad

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instalada) desde Colombia a Panamá y 200 MW de capacidad de modo revertida.4 Se anticipa que la línea entrará en operación en 2013.5

Además de eso, el gobierno Colombiano suscribió un acuerdo con los gobiernos nacional de Republica Dominicana y estatal de Puerto Rico para el suministro de energía eléctrica por medio de una red submarina que conectaría el norte de Colombia con República Dominicana, la cual tendría un costo aproximado a los 4.000 o 5.000 millones de dólares y actualmente se encuentra en estudio de perfectibilidad económica.

Acceso a electricidad

En 2005, el sistema de interconexión eléctrica proveyó servicio al 87 por ciento de la población, un porcentaje inferior al promedio de 95 por ciento para Latinoamérica y el Caribe.6 En Colombia, la cobertura eléctrica es del 93 por ciento en áreas urbanas y 55 por ciento en áreas rurales. Alrededor de 2.3 millones de personas todavía no tienen acceso a electricidad.3

Como en otros países, las zonas que se encuentran fuera del sistema interconectado plantean condiciones de electrificación especialmente difíciles, así como importantes insuficiencias en la dotación del servicio. Este sistema, cuya capacidad instalada se basa casi exclusivamente en diesel, padece importantes diseconomías de escala ya que el 80 por ciento de la capacidad se encuentra en plantas en el umbral inferior a 100 kW.1

Calidad del Servicio

Frecuencia y duración de las interrupciones

La calidad del servicio en Colombia, medida por interrupciones del servicio, es mucho menor al promedio para Latinoamérica y el Caribe. En 2005, el número de interrupciones promedio por abonado fue de 185.7, muy por encima del promedio regional de 13 interrupciones. La duración de las interrupciones por abonado fue de 66 horas, también muy por encima del promedio regional de 14 horas.6

Pérdidas en distribución y transmisión

Las pérdidas y fugas en transmisión todavía son preocupantes aunque el monto total haya disminuido en los últimos años. Las pérdidas en distribución en 2005 fueron del 16 por ciento, comparado con un promedio de 13.6% en América Latina.7 Como ejemplo, ese mismo año, las pérdidas para una sola empresa de servicio público (Empresas Públicas de Medellín) fueron de más del 2 por ciento de la generación de energía total.3

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Responsabilidades en el Sector Eléctrico

Política y Regulación

Artículo principal: CREG.

Colombia cuenta con un mercado energético liberalizado desde 1995. El sector se caracteriza por un marco que desagrupa generación, transmisión, distribución y comercialización.

La estructura del mercado energético colombiano se basa en las Leyes 142 (Ley de Servicios Públicos) y 143 (Ley de Electricidad) de 1994. El Ministerio de Minas y Energía es la principal institución del sector energético de Colombia. Dentro del Ministerio, UPME (Unidad de Planificación de Minería y Energía) es responsable del estudio de los futuros requerimientos de energía y escenarios de suministro, así como de la elaboración del Plan Nacional de Energía y Plan de Expansión.3

CREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas) está a cargo de regular el mercado para un suministro eficiente de energía. CREG define estructuras de tarifas para consumidores y garantiza libre acceso a la red, cobros de transmisión, y normas para el mercado mayorista, garantizando la calidad y confiabilidad del servicio y eficiencia económica. Entre otros, CREG es responsable de elaborar regulaciones que garanticen los derechos de los consumidores, la inclusión de principios de sostenibilidad ambiental y social, la mejora de la cobertura, y la sostenibilidad financiera de las entidades participantes.3

La dotación de servicios públicos (agua, electricidad, y telecomunicaciones) a usuarios finales es supervisada por la Superintendencia de Servicios Públicos Residenciales que es independiente y es conocida como SSPD.3

Generación

Colombia tiene registrados 66 productores de electricidad.3 Las compañías privadas son propietarias del 60 por ciento de la capacidad de generación instalada y totalizan del 43 por ciento (medido en número de consumidores) al 49 por ciento (medido en ventas de kWh) de la energía suministrada a la red interconectada.3

Solamente tres compañías juntas – las compañías públicas Empresas Públicas de Medellín e ISAGEN, así como la privada EMGESA –controlan el 52 por ciento de la capacidad de generación total.2

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Transmisión

La transmisión en el Sistema Nacional Interconectado es servida por siete compañías públicas distintas, cuatro de las cuales trabajan exclusivamente en transmisión (ISA, EEB, TRANSELCA y DISTASA). Las tres restantes (EEPPM, ESSA y EPSA) son compañías integradas que llevan a cabo todas las demás actividades de la cadena eléctrica (es decir, generación, transmisión y distribución).2 La compañía más grande es Interconexión Eléctrica S.A. (ISA), que pertenece al gobierno.3

Distribución y Comercialización

Actualmente, existen 28 compañías puramente comercializadoras; 22 de distribución y comercialización; 8 que integran generación, distribución y comercialización; y 3 completamente integradas.2 Los tres principales actores en materia de comercialización son Gas Natural Fenosa (con Electricaribe), Endesa (en Bogotá) y Empresas Públicas de Medellín (EPM.1

Recursos de Energía Renovable

Parque Jepirachí. Artículo principal: Energía renovable en Colombia.

Colombia tiene una capacidad instalada de energía renovable de 28.1 MW (excluyendo grandes plantas hidroeléctricas) que consiste principalmente en energía eólica. El país tiene importantes recursos de pequeña hidráulica, eólica, y solar que permanecen en gran parte sin explotar. De acuerdo con un estudio del Programa de Asistencia en Gestión del Sector Energético del Banco Mundial (ESMAP), la explotación del gran potencial eólico del país podría cubrir más de la totalidad de sus necesidades actuales de energía.3

Es importante anotar que: -Según datos oficiales de la Unidad de Planeciaón Minero Energetica UPME, en su boletin electronico de Junio de 2011, el 63% pertenece a generación hidroeléctrica.(http://www.siel.gov.co/Portals/0/boletin-junio_2011.pdf ) -Ahi mismo, un 4% es producido por cogeneradores, que en Colombia provienen en gran medida del sector azucarero (Ingenios) cuya generación energetica proviene de bagazo y son grandes contribuyentes del Etanol que se mezcla con la gasolina.

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Lo anterior permite concluir que mas del 65% de generación o capacidad instalada en Colombia para producción de electricidad proviene de energías renovables.

Historia del sector eléctrico

Historia temprana

El primer hito histórico en el establecimiento del suministro eléctrico data de 1928, cuando la Ley 113 declaró la explotación de energía hidroeléctrica de interés público. El sistema funcionó de manera descentralizada, en la cual las compañías estatales verticalmente integradas mantenían un monopolio en sus regiones correspondientes. Sólo una compañía pública, ISA (Interconexión Eléctrica S.A.), intercambió electricidad entre los diferentes sistemas regionales.

Durante la década de 1980, el Sector Eléctrico Colombiano sufrió una crisis, en la misma línea que el resto de países latinoamericanos. La crisis fue resultado de las tarifas subsidiadas, la influencia política en las compañías estatales, y las demoras y sobrecostos de grandes proyectos de generación.8

Las reformas de 1994: Desagrupación, participación y regulación del sector privado

A comienzos de la década de 1990, el gobierno avanzó en la modernización del sector eléctrico, abriéndolo a la participación privada. La reestructuración se llevó a cabo mediante las Leyes 142 (Ley de Servicios Públicos) y 143 (Ley de Electricidad) de 1994, que definieron el marco regulativo para desarrollar un mercado competitivo. El nuevo esquema, diseñado por CREG (la Comisión Reguladora de Gas y Energía), fue implementado a partir de julio de 1995.8

Ley de 2001 para promover la eficiencia energética y las energías alternas

Colombia cuenta con una ambiciosa agenda de reforma del sector energético. El país pretende fomentar la inversión extranjera, con énfasis en hidrocarburos y expansión de la capacidad energética; simplificar modalidades para proyectos de energía en pequeña escala; y renovar el interés en tecnologías de energía renovables no tradicionales con un marco regulatorio que facilite un cambio gradual en la matriz energética.3

En 2001, se promulgó la Ley 697 que promueve el uso eficiente y racional de energía y las energías alternas. Esta Ley fue regulada mediante el Decreto 3683, emitido en 2003. La Ley y el Decreto contemplan aspectos importantes tales como el estímulo a la educación e investigación en fuentes de energía renovable (FER). No obstante, el programa creado por esta Ley carece de aspectos fundamentales para impulsar el desarrollo de FERs de manera significativa, como por ejemplo un sistema de apoyo regulativo para fomentar la inversión, la definición de políticas para promover energía renovable, o el establecimiento de metas cuantitativas para sobre el porcentaje de energía renovable.9

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Limitaciones como las descritas anteriormente representan un significativo vacío legal para energía renovable en Colombia3 Si bien ha habido algunas iniciativas en materia del uso eficiente y racional de energía (diseño del programa colombiano de normalización, acreditación, certificación y etiquetado del uso final de equipos de energía, y promoción de mezcla de carburantes para uso de vehículos y uso masivo de gas natural), no existen iniciativas recientes relativas a tecnologías de nuevas tecnologías de energía renovable.9

Tarifas y Subsidios

Tarifas

El mercado eléctrico en Colombia tiene segmentos regulados y no regulados. El mercado regulado, que es directamente contratado y servido por compañías de distribución, abarca usuarios industriales, comerciales y residenciales con demandas de energía inferiores a 0.5 MW. En este mercado, la estructura de tarifas es establecida por la agencia reguladora CREG. En el mercado no regulado, los consumidores con demandas de energía superiores a 0.5 MW pueden negociar y contratar libremente su suministro en el mercado mayorista (es decir, mercados spot' y de contratos) directamente o por medio de entidades comerciales, distribuidores, o productores.3

En 2005, la tarifa residencial promedio fue de US$0.0979 por kWh, ligeramente inferior a la media ponderada de América Latina de US$0.115. La tarifa industrial promedio fue de US$0.0975 por kWh, ligeramente inferior a la media ponderada de América Latina de US$0.107.10

Subsidios y Subsidios Cruzados

Por ley, todas las áreas urbanas en Colombia están clasificadas de uno a seis en la escala socioeconómica, clasificación que se utiliza para determinar el nivel de tarifas para electricidad, agua y otros servicios. De acuerdo con este sistema, los consumidores que viven en áreas consideradas pobres – y los consumidores que utilizan bajas cantidades de electricidad – reciben servicio eléctrico y de gas natural a tarifas subsidiadas. Estos subsidios cruzados son financiados casi por completo (aproximadamente 98 por ciento) por los consumidores que viven en áreas consideradas como relativamente afluentes y quienes usan más electricidad. Los subsidios cruzados cubren alrededor del 25 por ciento de la factura eléctrica y de gas de consumidores de bajos ingresos.3 Un fondo especial que cubre la cantidad restante no cubierta por los consumidores proveyó US$21.8 millones en 2005. En promedio, 7.5 millones de personas por mes se benefician de este fondo. Adicionalmente, el fondo proveyó subsidios de Col$ (pesos) 17,159 millones (US$7.4 millones) a 1,808,061 usuarios de gas natural.3

Los subsidios son asimismo otorgados para proveer diesel para la producción de energía en zonas no conectadas a la red. En tanto que el diesel en el interior del país puede costar

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alrededor de US$0.8/gal, en áreas remotas puede alcanzar valores de US$4.5/gal debido a los altos costos de transporte.3

Este sistema de estratificación de subsidio en Colombia ha demostrado ser relativamente inefectivo en la canalización de subsidios a los pobres. Aunque el esquema es amplio en su cobertura y no excluye a más del 2 por ciento de los pobres en servicios con amplia cobertura como electricidad, agua y saneamiento, el subsidio no está adecuadamente restringido. Cerca del 50-60 por ciento de los beneficiarios de subsidios son de la mitad alta de la distribución de ingresos, y es más, solamente 30-35 por ciento de los recursos de subsidios son capturados por los pobres. No obstante, el desempeño de este esquema de subsidios varía dependiendo del servicio considerado, siendo el agua y la telefonía los sectores con el peor y mejor desempeño respectivamente.1

Inversión y financiación

Inversión

Un informe del Banco Mundial de 2004 estima que las necesidades de inversión en el sector energético en Colombia hasta 2010 son las siguientes:1

2005 2006 2007 2008 2009 2010 Total Promedio anual

Mantenimiento 310 310 310 310 310 310 1,860 310

Rehabilitación 43 43 43 43 43 43 258 43

ACEs(1) 113 113 113 113 113 113 678 113

Generación 82 331 388 306 248 190 1,545 258

Transmisión 86 85 85 0 0 0 256 43

TOTAL 634 882 939 772 714 656 4,597 767

Fuente: Banco Mundial 2004

(1) Acuerdo de Compra de Energía

En resumen, las necesidades de inversión en el sector de generación, transmisión y distribución de electricidad suman US$767 millones por año. Alrededor del 60 por ciento se redestinaría a mantenimiento y pago de garantías de los Acuerdos de Compra de Energía (ACE), y el restante 40 por ciento a nuevas inversiones en generación y transmisión. Estas necesidades de inversión solamente tienen en cuenta el SIN y no tienen en cuenta las necesidades asociadas con las ZNI.1

Financiación de electrificación rural

En Colombia, tres fondos y programas diferentes apoyan la electrificación rural. Cada uno de ellos fue establecido en un momento diferente con diferentes propósitos y todos son

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administrados por el Ministerio de Minas y Energía. A finales de 2006, el Ministerio de Minas y Energía había aprobado un total de US$23.3 millones destinados a los fondos y programas de electrificación rural, orientados a beneficiar a 14,965 familias.11

El FAZNI (Fondo de Electrificación de Zonas No Interconectadas) fue establecido en 2000 para ayudarle a las regiones aisladas fuera del sistema interconectado. Este fondo contempla tanto la expansión de las redes existentes como el establecimiento de soluciones individuales.3

En 2003, un fondo especial conocido como FAER (Fondo de Electrificación Rural), de características similares a FAZNI, fue establecido para subsidiar inversiones en áreas rurales del sistema interconectado. El fondo fue diseñado para cobrar un recargo de US$0.40 por MWh de electricidad vendida al mercado mayorista, lo que produciría aproximadamente US$18 millones por año. Los proyectos son presentados a FAER por las autoridades gubernamentales locales. Para ser elegibles, los proyectos deben formar parte de un plan de desarrollo local y del plan de inversión de la correspondiente empresa de distribución. Asimismo, deben pasar por un sistema nacional de escrutinio y evaluación de proyectos.

Los proyectos de electrificación también reciben apoyo de PRONE, el Programa de Normalización de Redes, el cual recibe sus recursos del Plan Nacional de Desarrollo.1 El Instituto de Investigación y Aplicación de Soluciones Energéticas (Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas - IPSE) apoya al Ministerio de Minas y Energía en sus esfuerzos por promover la electrificación rural.

Electricidad y medio ambiente

Responsabilidades ambientales

El Ministerio del Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial tiene las responsabilidades Ambientales en Colombia y lidera el compromiso del país por un desarrollo sostenible. Dentro del Ministerio, el Grupo de Mitigación de Cambio Climático trata todos los asuntos relacionados con el cambio climático.12

Emisiones de Gases de Efecto Invernadero

Debido al elevado porcentaje de producción hidroeléctrica de Colombia, las emisiones de gases de invernadero son muy bajas por cápita (1.3 tCO2e) y por unidad de PIB (0.2 tCO2e).3

OLADE (La Organización Latinoamericana de Energía) estimó que las emisiones de CO2 de la producción eléctrica en 2003 fueron de 6.5 millones de toneladas de CO2.13 Actualmente, el 30 por ciento de las emisiones de CO2 en Colombia provienen del sector

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energético, pero éstas podrían incrementarse si la generación térmica acapara una mayor parte de la matriz energética3

Proyectos de Mecanismo de Desarrollo Limpio en Electricidad

Actualmente (agosto de 2007), existen tres proyectos MDL registrados en el sector eléctrico de Colombia, con reducciones totales de emisiones estimadas en 107,465 tCO2e por año.14

El proyecto Jepírachi, en la región de Uribia, constituye el primer y único parque eólico de Colombia. Se estima que este proyecto de 19.5 MW desplazará 430,000 tCO2 hasta 2019. El proyecto Jepírachi se encuentra actualmente en su cuarto año de operaciones, genera alrededor de 144 GWh y desplazó cerca de 48,500 tCO2e desde febrero de 2004 hasta agosto de 2006.3

Los otros dos proyectos registrados son la Planta Hidroeléctrica Santa Ana, en el suburbio de Usaquén en Bogotá, con reducciones de emisiones estimadas en 20,642 tCO2e por año; y el Proyecto Hidroeléctrico de La Vuelta y La Herradura, en el Departamento de Antioquia, con reducciones de emisiones estimadas en 69,795 tCO2e por año.14

Asistencia externa

Banco Interamericano de Desarrollo

El Banco Interamericano de Desarrollo tiene actualmente un proyecto energético en implementación en Colombia, la Planta de Energía Hidroeléctrica Porce III, propiedad de Empresas Públicas de Medellín (EEPPM) y aprobado en octubre de 2005. Este es un proyecto de US$900 millones de los cuales el BID contribuye con US$200 millones.

Además, el BID apoya el proyecto de interconexión eléctrica Colombia-Panamá mediante una financiación de US$1.5 millones para la etapa de estudios de factibilidad.

Datos Cobertura Eléctrica (2005) 87% (total), 93% (urbana), 55% (rural); (América Latina promedio total en 2005: 94.6%) Continuidad del servicio n/a Capacidad instalada (2005) 13.4 GW Porcentaje de energía fósil 33% Porcentaje de energía renovable 64% (en gran parte hídrica) Emisiones de GEIs de la generación eléctrica (2003) 6.5 mCO2 Uso promedio de electricidad (2005) 828 kWh per cápita Pérdidas en distribución (2005) 16%; (Promedio de América Latina en 2005: 13.6%) Consumo residencial (% del total) 42.2% Consumo

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industrial (% del total) 31.8% Tarifa residencial promedio (US$/kWh, 2006) 0.0979; (Promedio de América Latina en 2005: 0.115) Tarifa industrial promedio (US$/kWh, 2006) 0.0975,(Promedio de América Latina en 2005: 0.107) Instituciones Sector desagrupado Si Porcentaje de generación del sector privado 60% Suministro competitivo a grandes usuarios Si Suministro competitivo a usuarios residenciales Si (solamente por encima de 0.5 MW) Número de proveedores del servicio 66 (generación), 7 (transmisión), 61 (distribución) Regulador eléctrico nacional Si CREG Responsable de la fijación de políticas Ministerio de Minas y Energía Responsable de energía renovable Ministerio de Minas y Energía Responsable de medio ambiente Ministerio de Medio Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial Ley del Sector Eléctrico Si (1994) Ley de Energía Renovable No Transacciones MDL relativas al sector eléctrico 3 proyectos MDL registrados; emisión reducida de107,465 t CO2e anuales

Distribución de la capacidad neta efectiva instalada a finales de 2005, de un total de 13,4 GWh2 Hidráulica de gran tamaño Térmica (gas) Térmica (carbón) Hidráulica de tamaño pequeño Mini-gas Cogeneración Eólica

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6. DESARROLLO DEL TRABAJO.

6.1 Organigrama.

DISTRIBUCIÓN.

MANTENIMIENTO

MANTENIMIENTO CORRECTIVO.

PLAN DE MANTENIMIENTO.

OT24H

C.L.D. (Centro Local de

Distribución)

SUPERVISOR

GRUPO EJECUCIÓN.

CUADRILLAS.

MANTENIMIENTO NO CORRECTIVO.

MANTENIMIENTO CENTRADO EN

CONFIABILIDAD.

MANTENIMIENTO PREDICTIVO.

PLAN DE MANTENIMIENTO.

INSPECCIÓN CIRCUITOS.

CUADRILLAS.

GRUPO PLANEACIÓN.

MANTENIMIENTO PREVENTIVO.

PLAN DE MANTENIMIENTO.

CICLO PROGRAMADO

DE MANTENIMIENTO.

CUADRILLAS.

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6.2 Mantenimiento.

El mantenimiento de las redes eléctricas se deben clasificar de manera general en: 6.2.1 Mantenimiento correctivo: Es un mantenimiento no programado debido a una falla o daño en el sistema de distribución y el cual ha interrumpido el flujo de electricidad.

6.2.2 Mantenimiento no correctivo: Es un mantenimiento programado, el cual se realiza sobre las redes para disminuir a futuro la propensión de fallas. Está dividido a su vez en dos grandes grupos:

6.2.2.1 Mantenimiento preventivo: Es un mantenimiento realizado sobre los activos con base en el cumplimiento de una condición cíclica tal como el periodo de tiempo transcurrido desde el mantenimiento más reciente (6 meses, 1 año, 5 años, etc.), sin profundizar en el estado o condición de los componentes intervenidos. Un ejemplo de mantenimiento preventivo consiste en cambiar la totalidad de aisladores de un circuito o un tramo de circuito con base simplemente en el cumplimiento de una condición cíclica tal como la mencionada. Es por definición un mantenimiento costoso dado que no se basa en la evaluación de la condición de los activos.

6.2.2.2 Mantenimiento predictivo: Es un mantenimiento realizado cuando la evaluación de las condiciones de las redes eléctricas indica que es necesario intervenirlas debido a que su estado permite predecir que en ese punto eléctrico puede ocurrir una falla en el futuro. El objetivo del mantenimiento predictivo es evitar la ocurrencia de las fallas y disminuir la propensión a interrupciones en el servicio. Es un mantenimiento que optimiza la eficiencia y efectividad de los recursos logísticos de la organización que lo aplica.

6.2.3 Esquema Operativo.

Dentro del esquema operativo se cuenta con cuadrillas que están disponibles para atender el Área Metropolitana ante alguna necesidad, cada una de ellas con actividades propias a realizar, así: Cuadrillas de Línea Viva: Se encargan de ejecutar las Órdenes de Trabajo (OT) elaboradas de acuerdo al Formato de Inspección de Circuitos (FIC), y brindan un apoyo al proceso de gestión de daños, al mercado regional y a los equipos de Proyectos y Clientes. Cuadrillas de Daños: Se encargan de solucionar y dar servicio a los problemas reportados por los clientes a través de la línea OT24H. Cuadrillas Contratistas: Se encargan de ejecutar las Órdenes de Trabajo (OT) elaboradas de acuerdo al Formato de Inspección de Circuitos (FIC), brindan un apoyo al proceso de gestión de daños y a los equipos de Proyectos y Clientes y atienden las solicitudes de clientes particulares.

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Cuadrillas de Poda: Se encargan de ejecutar las órdenes de trabajo (OT) elaboradas de acuerdo al Formato de Inspección de Circuitos (FIC), y realizan descope del componente arbóreo que interfiere con las redes de distribución. Inspector de Circuitos: Se encarga de revisar e inspeccionar cada uno de los apoyos, estructuras, equipos y elementos que componen el circuito de distribución, identificando posibles problemas que afectarían la calidad del servicio y la seguridad de las personas. En base a esto elabora y reporta los Formatos de Inspección de Circuitos (FIC).

6.3. Metodología de inspección de circuitos.

6.3.1 Programación

Con el objetivo de optimizar los recursos asignados para el mantenimiento de las redes eléctricas, se efectúa el siguiente procedimiento asociado al mantenimiento predictivo: Priorizar u ordenar la inspección de los circuitos según la cantidad agregada de fallas

por subestación.

Priorizar los circuitos dentro de cada subestación según sus variables más relevantes tales como Energía Suministrada, cantidad de clientes, cantidad histórica de aperturas, DES, FES, cantidad de fallas, entre otras.

Imprimir el plano(s) del circuito para facilitar la labor de Inspección en el terreno.

Recorrer cada uno de los circuitos a lo largo de su Alimentador Principal y ramales trifásicos y monofásicos, identificando en ellos los modos de falla observables en las redes de distribución.

Levantar en terreno los FIC’s (Formato Inspección Circuitos) asociados a los modos de falla que deben ser intervenidos de forma programada para disminuir la cantidad de daños e interrupciones no programadas a futuro.

Generar OT’s (Órdenes de Trabajo) en el sistema para ejecutar las labores físicas de mantenimiento derivadas de la inspección realizada en el terreno.

Ejecutar las OT’s de mantenimiento no correctivo previa generación de las SP (Solicitudes Programadas de Suspensión) en el caso en que la intervención requiera ser realizada en Línea Muerta, o directamente con las cuadrillas de Línea Viva sí el trabajo así lo requiere.

Cerrar las OT’s en el sistema.

Reiniciar el proceso.

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6.4. Formato de inspección.

6.4.1 Formato Inspección Circuitos – FIC

La información levantada en el terreno durante la Inspección de Circuitos se consigna en el Formato de Inspección de Circuitos – FIC, el cual está conformado por los subsistemas sometidos a mantenimiento predictivo.

A continuación figuran los subsistemas de los cuales se tiene la documentación fotográfica asociada a cada uno de los modos de falla encontrados en el sistema de distribución. Subsistema 01: Alimentador primario SUBTERRÁNEO (cables-canalizaciones-cámaras-

cajas de distribución-empalmes-terminales).

Subsistema 02: Transición cables subterráneo y aéreo (cuchillas-puentes-pararrayos-tierras).

Subsistema 03: Alimentador primario AÉREO (líneas-postes-puentes-tierras-empalmes-aisladores-herrajes-pararrayos-apantallamiento).

Subsistema 04: Derivación (__ 1f) (__ 3f) (líneas-aisladero-postes-puentes-tierras-empalmes-aisladores-herrajes-pararrayos-apantallamiento).

Subsistema 05: Transformación (barrajes primario/secundario-transformador-caja primaria-pararrayos-conectores-tierra-herrajes).

Subsistema 06: Red secundaria (líneas-postes-porta-borneras-empalmes-acometidas-cajas distribución).

Subsistema 07: Seccionamiento y transferencia (cuchillas-suiches-seccionadores).

Subsistema 08: Reconectador (__1f) (__ 3f).

Subsistema 09: Regulador.

Subsistema 10: Seccionalizador.

36

37

6.5 Definiciones Apoyo: Nombre genérico dado al dispositivo de soporte de conductores y aisladores

de las líneas o redes aéreas. Pueden ser postes, torres u otro tipo de estructuras. Arco eléctrico: Canal conductivo ocasionado por el paso de una gran carga eléctrica,

que produce gas caliente de baja resistencia eléctrica y un haz luminoso. Calidad: Es un conjunto de cualidades o atributos, como disponibilidad, precio,

confiabilidad, durabilidad, seguridad, continuidad, consistencia, respaldo, percepción. Carga: La potencia eléctrica requerida para el funcionamiento de uno o varios equipos

eléctricos o la potencia que transporta un circuito. Circuito: Lazo cerrado formado por un conjunto de elementos, dispositivos y equipos

eléctricos, alimentados por la misma fuente de energía y con las mismas protecciones contra sobretensiones y sobrecorrientes.

CLD: Centro Local de Despacho. Confiabilidad: Capacidad de un dispositivo, equipo o sistema para cumplir una función

requerida en unas condiciones y tiempo dados. Corriente de contacto: Corriente que circula a través del cuerpo humano, cuando está

sometido a una tensión. Cortocircuito: Fenómeno eléctrico ocasionado por una unión accidental o intencional

de una baja resistencia entre dos o más puntos de diferente potencial de un mismo circuito.

Corrosión: Ataque a una materia y destrucción progresiva de la misma, mediante una

acción química o electroquímica o bacteriana. Cuadrillas: Grupo de personas reunidas las cuales realizan el mantenimiento de las

redes de distribución. Distancia de seguridad: Es la mínima distancia entre una línea energizada y una zona

donde se garantiza que no habrá un accidente por acercamiento. Falla: Degradación de componentes. Alteración intencional o fortuita de la capacidad

de un sistema, componente o persona, para cumplir una función requerida.

38

Fase: Designación de un conductor, un grupo de conductores, un terminal, un devanado o cualquier otro elemento de un sistema polifásico que va a estar energizado durante el servicio normal.

FIC: Formato de Inspección de Circuitos. Fusible: Aparato cuya función es abrir, por la fusión de uno o varios de sus

componentes, el circuito en el cual está insertado. Inspección: Conjunto de actividades tales como medir, examinar, ensayar o comparar

con requisitos establecidos, una o varias características de un producto o instalación eléctrica, para determinar su conformidad.

Línea Muerta: Término aplicado a una línea sin tensión o desenergizada. Línea Viva: Término aplicado a una línea con tensión o línea energizada. Operador de red: Empresa de Servicios Públicos encargada de la planeación, de la

expansión y de las inversiones, operación y mantenimiento de todo o parte de un Sistema de Transmisión Regional o un Sistema de Distribución Local.

OT: Orden de Trabajo. Sistema de Puesta a Tierra: Conjunto de elementos conductores de un sistema

eléctrico específico, sin interrupciones ni fusibles, que conectan los equipos eléctricos con el terreno a una masa metálica. Comprende la puesta a tierra y la red equipotencial de cables que normalmente no conducen corriente.

Sobretensión: Tensión anormal existente entre dos puntos de una instalación

eléctrica, superior a la tensión máxima de operación normal de un dispositivo, equipo o sistema.

SP: Solicitudes programadas de suspensión del servicio. Tensión de contacto: Diferencia de potencial que durante una fallase presenta entre

una estructura metálica puesta a tierra y un punto de la superficie del terreno a una distancia de un metro.

Tensión de paso: Diferencia de potencial que durante una falla se presenta entre dos

puntos de la superficie del terreno, separados por una distancia de un paso. Termografía: Técnica de localización de áreas o puntos calientes mediante el análisis

de imágenes infrarrojas. Permite medir temperaturas exactas a distancia sin necesidad del contacto físico con el objeto a estudiar.

39

Vida útil: Tiempo durante el cual un bien cumple la función para la que fue concebido.

6.6 MODOS DE FALLAS

La calidad de la energía eléctrica se ha convertido en uno de los temas de estudio con más interés para los operadores de red. Se ha evidenciado que se pueden presentar diferentes modos de falla que pueden afectar la calidad de la energía. Por esta razón, se implementó dentro del plan de mantenimiento la inspección de los circuitos, tratando de adelantarnos a posibles problemas que se puedan generar en el sistema.

Durante varios años se viene realizando la labor por parte de un inspector de circuitos de levantar en el terreno, información que sea útil para el mantenimiento predictivo de las redes de distribución de energía. Con esta información se ha podido analizar los diferentes puntos o lugares que son propensos a daños, obteniendo como resultado un análisis y un estudio estadístico de las principales actividades operativas que se ejecutan en el Área de Distribución y Energía Sur.

A continuación se podrán observar las diferentes actividades que se realizan en el Área de Distribución, luego de que el inspector de circuitos ha pasado los FIC (Formato de Inspección de Circuitos) con los diferentes puntos donde se debe realizar el mantenimiento. En esta parte del trabajo se podrá observar a parte de la documentación fotográfica de los puntos sometidos a mejoramiento, un análisis donde se indica las causas por las cuales se debe de realizar, así como sus posibles consecuencias y soluciones.

40

6.6.1. ANÁLISIS ESTADÍSTICO.

Se tiene una muestra de 2021 FIC’s ejecutados entre los años 2010- 2011 (Marzo), teniendo como balance un estudio en el cual se evidencia las principales problemáticas que presenta el sistema.

Por medio de este análisis estadístico, se pudo observar que el mantenimiento predictivo de las redes de distribución de energía, básicamente está orientado a diez elementos de la red los cuales se mencionarán a continuación, y que constituyen el 90% de las tareas a ejecutar.

Puesta a tierra.

Pararrayos.

Tapón porta-fusible.

Líneas o cables.

Estribo.

Poste.

Caja primaria.

Barraje primario.

Aislamiento.

Viento.

PROBLEMAS MAS COMUNES EN LA RED

472

237

189167 163153143128

106

54

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

1

Puesta a tierra

Pararrayos

Caja primaria

Líneas o cables

Tapón portafusible

Poste

Estribo

Barraje primario

Aislamiento

Viento

PORCENTAJE

0.0%

5.0%

10.0%

15.0%

20.0%

25.0%

1

Puesta a tierra

Pararrayos

Caja primaria

Líneas o cables

Tapón portafusible

Poste

Estribo

Barraje primario

Aislamiento

Viento

41

Para cada elemento del sistema se tienen de acuerdo al FIC, varias actividades operativas a realizar dependiendo de la posible falla que éste pueda ocasionar. En el caso de la puesta a tierra se puede observar en la A continuación se mencionarán dichas actividades y se darán sus respectivos significados.

Alejar: Llevar a alguien o algo lejos o más lejos de lo que esta. Asegurar: Dejar algo firme y seguro. Calibrar: Ajustar, con la mayor exactitud posible, las indicaciones de un instrumento de medida con los valores de la magnitud que ha de medir. Cambiar: Dejar una cosa o situación para tomar otra. Se dice que se debe cambiar un elemento de la red, cuando este elemento ha perdido su función. Cubrir: Depositar o extender algo sobre la superficie de otra cosa. Instalar: Colocar algo nuevo en un lugar.

Puesta a tierra 23.4%

Pararrayos 11.7%

Caja primaria 9.4%

Líneas o cables 8.3%

Tapón porta-fusible 8.1%

Poste 7.6%

Estribo 7.1%

Barraje primario 6.3%

Aislamiento 5.2%

Viento 2.7%

TOTAL 89.7%

COMPONENTE Y SOLUCIÓN

431

162144

111 107 105 93 8054

32

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

1

Puesta a tierra - Reparar

Tapón fusible - Reponer

Pararrayos - Cambiar

Estribo - Instalar

Poste - Cambiar

Aislamiento - Cambiar

Barraje primario - Cubrir

Caja primaria - Alejar

Líneas o cables - Cambiar

Viento - Retirar

42

Marcar-Identificar:

Señalar con signos

distintivos.

Podar: Cortar o quitar las ramas de los árboles. Prensar: Apretar algo por medio de una prensa, o mediante otro procedimiento, para compactarlo. Restaurar: Recuperar o recobrar algo dañado. Reparar: Arreglar algo que esta roto o estropeado. Reponer: Reemplazar lo que falta o lo que se había sacado de alguna parte. Retirar: Apartar o separar a alguien o algo de otra persona o cosa o de un sitio. Reubicar: Colocar algo o alguien en otro lugar. Templar: Poner en tensión algo. Dentro del estudio estadístico que se hizo, se analizaron cada una de las subestaciones dentro del área metropolitana, siendo posible observar, cuales son las subestaciones que mas modos de falla presentan a lo largo de sus circuitos.

Subestación Santa Bárbara

FICs POR SUBESTACIÓN

613

413

254

83

315 328

142179

16

0

100

200

300

400

500

600

700

R05 R09 R12 R14 R26 R29 R34 R35 R38

MODOS DE FALLA EN LA SUBESTACIÓN R05

243

53 4527 24 21 21 19 16 11

0

50

100

150

200

250

300

1

Puesta a tierra

Pararrayos

Caja primaria

Barraje primario

Tapón portafusible

Líneas o cables

Estribo

Poste

Aislamiento

Viento

43

Porcentajes. En la siguiente tabla se mostrará los porcentajes de los modos de falla que tiene esta subestación con respecto a las otras subestaciones para cada uno de los diferentes modos de falla.

Componente y solución R05 Porcentaje

Puesta a tierra – Reparar 53.6%

Pararrayos – Cambiar 20.1%

Tapón porta fusible – Reponer 14.8%

Barraje primario – Cubrir 23.6%

Caja primaria – Alejar 23.8%

Aislamiento – Cambiar 15.2%

Estribo – Instalar 12.6%

Poste – Cambiar 10.3%

Viento – Retirar 25%

Líneas o cables - Cambiar 12.9%

Subestación El Recreo

COMPONENTE Y SOLUCIÓN EN R05

231

29 24 22 19 16 14 11 8 7

0

50

100

150

200

250

1

Puesta a tierra - Reparar

Pararrayos - Cambiar

Tapón fusible - Reponer

Barraje primario - Cubrir

Caja primaria - Alejar

Aislamiento - Cambiar

Estribo - Instalar

Poste - Cambiar

Viento - Retirar

Líneas o cables - Cambiar

MODOS DE FALLA EN LA SUBESTACIÓN R09

3538

25

17

2628

2017

97

0

5

10

15

20

25

30

35

40

1

Puesta a tierra

Pararrayos

Tapón portafusible

Líneas o cables

Estribo

Poste

Caja primaria

Barraje primario

Aislamiento

Viento

44

Porcentajes. En la siguiente tabla se mostrará los porcentajes de los modos de falla que tiene esta subestación con respecto a las otras subestaciones para cada uno de los diferentes modos de falla.

Componente y solución R09 Porcentaje

Puesta a tierra – Reparar 7.4%

Pararrayos – Cambiar 17.3%

Tapón porta fusible – Reponer 15.4%

Barraje primario – Cubrir 13.9%

Caja primaria – Alejar 13.7%

Aislamiento – Cambiar 16.1%

Estribo – Instalar 18.9%

Poste – Cambiar 15.9%

Viento – Retirar 12.5%

Líneas o cables - Cambiar 11.1%

Subestación Norte

COMPONENTE Y SOLUCIÓN EN R09

32

25 25

6

21

17

1113

8

4

0

5

10

15

20

25

30

35

1

Puesta a tierra - Reparar

Pararrayos - Cambiar

Tapón fusible - Reponer

Líneas o cables - Cambiar

Estribo - Instalar

Poste - Cambiar

Caja primaria - Alejar

Barraje primario - Cubrir

Aislamiento - Cambiar

Viento - Retirar

MODOS DE FALLA EN LA SUBESTACIÓN R12

29

46

22

2824

18

9

1921

4

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

1

Puesta a tierra

Pararrayos

Tapón portafusible

Líneas o cables

Estribo

Poste

Caja primaria

Barraje primario

Aislamiento

Viento

45

Porcentajes. En la siguiente tabla se mostrará los porcentajes de los modos de falla que tiene esta subestación con respecto a las otras subestaciones para cada uno de los diferentes modos de falla.

Componente y solución R12 Porcentaje

Puesta a tierra – Reparar 6%

Pararrayos – Cambiar 26.4%

Tapón porta fusible – Reponer 13.6%

Barraje primario – Cubrir 11.8%

Caja primaria – Alejar 3.7%

Aislamiento – Cambiar 20%

Estribo – Instalar 17.1%

Poste – Cambiar 13%

Viento – Retirar 6.3%

Líneas o cables - Cambiar 11.1%

Subestación Paraíso

COMPONENTE Y SOLUCIÓN EN R12

26

38

22

6

19

14

3

11

21

2

0

5

10

15

20

25

30

35

40

1

Puesta a tierra - Reparar

Pararrayos - Cambiar

Tapón fusible - Reponer

Líneas o cables - Cambiar

Estribo - Instalar

Poste - Cambiar

Caja primaria - Alejar

Barraje primario - Cubrir

Aislamiento - Cambiar

Viento - Retirar

MODOS DE FALLA EN LA SUBESTACIÓN R14

9

67

11

8

18

4 45

3

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

1

Puesta a tierra

Pararrayos

Tapón portafusible

Líneas o cables

Estribo

Poste

Caja primaria

Barraje primario

Aislamiento

Viento

46

Porcentajes. En la siguiente tabla se mostrará los porcentajes de los modos de falla que tiene esta subestación con respecto a las otras subestaciones para cada uno de los diferentes modos de falla.

Componente y solución R14 Porcentaje

Puesta a tierra – Reparar 1.8%

Pararrayos – Cambiar 2.8%

Tapón porta fusible – Reponer 4.3%

Barraje primario – Cubrir 2.2%

Caja primaria – Alejar 3.8%

Aislamiento – Cambiar 4.8%

Estribo – Instalar 6.3%

Poste – Cambiar 11.2%

Viento – Retirar 6.3%

Líneas o cables - Cambiar 13%

Subestación Amaime

COMPONENTE Y SOLUCIÓN EN R14

8

4

7 7 7

12

32

5

2

0

2

4

6

8

10

12

14

1

Puesta a tierra - Reparar

Pararrayos - Cambiar

Tapón fusible - Reponer

Líneas o cables - Cambiar

Estribo - Instalar

Poste - Cambiar

Caja primaria - Alejar

Barraje primario - Cubrir

Aislamiento - Cambiar

Viento - Retirar

MODOS DE FALLA EN LA SUBESTACIÓN R26

62

33 35 33

12 11

26 28

10 9

0

10

20

30

40

50

60

70

1

Puesta a tierra

Pararrayos

Tapón portafusible

Líneas o cables

Estribo

Poste

Caja primaria

Barraje primario

Aislamiento

Viento

47

Porcentajes. En la siguiente tabla se mostrará los porcentajes de los modos de falla que tiene esta subestación con respecto a las otras subestaciones para cada uno de los diferentes modos de falla.

Componente y solución R26 Porcentaje

Puesta a tierra – Reparar 13.2%

Pararrayos – Cambiar 17.3%

Tapón porta fusible – Reponer 21.6%

Barraje primario – Cubrir 26.8%

Caja primaria – Alejar 22.5%

Aislamiento – Cambiar 9.5%

Estribo – Instalar 9.9%

Poste – Cambiar 4.7%

Viento – Retirar 21.9%

Líneas o cables - Cambiar 33.3%

Subestación Cerrito

COMPONENTE Y SOLUCIÓN EN R26

57

25

35

18

11

5

18

25

107

0

10

20

30

40

50

60

1

Puesta a tierra - Reparar

Pararrayos - Cambiar

Tapón fusible - Reponer

Líneas o cables - Cambiar

Estribo - Instalar

Poste - Cambiar

Caja primaria - Alejar

Barraje primario - Cubrir

Aislamiento - Cambiar

Viento - Retirar

MODOS DE FALLA EN LA SUBESTACIÓN R29

57

4137

28

21 22

35

24

1411

0

10

20

30

40

50

60

1

Puesta a tierra

Pararrayos

Tapón portafusible

Líneas o cables

Estribo

Poste

Caja primaria

Barraje primario

Aislamiento

Viento

48

Porcentajes. En la siguiente tabla se mostrará los porcentajes de los modos de falla que tiene esta subestación con respecto a las otras subestaciones para cada uno de los diferentes modos de falla.

Componente y solución Porcentaje

Puesta a tierra – Reparar 9.7%

Pararrayos – Cambiar 6.9%

Tapón porta fusible – Reponer 22.8%

Barraje primario – Cubrir 16.1%

Caja primaria – Alejar 21.3%

Aislamiento – Cambiar 13.3%

Estribo – Instalar 13.5%

Poste – Cambiar 15%

Viento – Retirar 18.8%

Líneas o cables - Cambiar 11.1%

6.6.2 Puesta a tierra.

6.6.2.1 Generalidades

Todo sistema o instalación debe contar con su respectiva descarga a tierra, de tal forma que cualquier punto del interior o exterior, normalmente accesible a personas que puedan transitar o permanecer allí, no estén sometidos a tensiones de paso, de contacto o transferidas.

Los sistemas de puesta a tierra tienen como objetivo la seguridad de las personas, la protección de las instalaciones, conducir y disipar las corrientes de falla, entre otras.

La bajante de puesta a tierra deberá ser de alambre de acero recubierto de cobre recocido cubierto con polietileno de baja densidad en calibre No 4 AWG. El espesor

COMPONENTE Y SOLUCIÓN EN R29

42

10

37

6

15 16 1715 14

6

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

1

Puesta a tierra - Reparar

Pararrayos - Cambiar

Tapón fusible - Reponer

Líneas o cables - Cambiar

Estribo - Instalar

Poste - Cambiar

Caja primaria - Alejar

Barraje primario - Cubrir

Aislamiento - Cambiar

Viento - Retirar

49

deberá ser mínimo de 2.8 mm. Por seguridad de las personas, no se debe instalar cable o conductor desnudo.

6.6.2.2 Ventajas del alambre de acero recubierto de cobre

Menor propensión al robo.

Brinda una mayor seguridad a las personas y animales.

Evita la corrosión en postes y crucetas metálicas.

Mayor flexibilidad.

Mayor aislamiento.

6.6.2.3 Instalación y consideraciones

El cable de la descarga a tierra se instalará en el interior de los postes de concreto y de plástico reforzado en fibra de vidrio. En los postes metálicos y de madera, el cable se colocará externamente y debidamente sujetado al poste.

La descarga a tierra debe de ser continua, sin interruptores o medios de desconexión y cuando se empalmen, debe quedar mecánica y eléctricamente segura por medio de conectores debidamente certificados para tal uso. 6.6.3 Reparar puesta a tierra

6.6.3.1 Causas

Una de las causas por la que se debe reparar la descarga a tierra es por robo del alambre de cobre.

Por mal estado de los empalmes y/o conectores.

Por sobre-corrientes, las cuales ocasionan rotura del alambre de cobre.

6.6.3.2 Posibles consecuencias

Quemar el transformador y las protecciones.

Causar una no atenuación de las sobretensiones temporales y de tipo atmosférico, ocasionando una falla permanente a frecuencia industrial, entre la estructura y la red.

Ocasionar a los equipos de protección (pararrayos) no atenuar rápidamente las sobretensiones.

Ocasionar apertura del circuito principal, ramales monofásicos o trifásicos.

Causar lesiones al operario.

Ocasionar problemas en las instalaciones y equipos de los usuarios.

50

Someter a las personas que transitan por este lugar a tensiones de paso, contacto o transferidas.

Provocar el incumplimiento del RETIE.

Figura 1. Descarga a tierra rota

51

6.6.3.3 Soluciones

Reparar o cambiar la descarga a tierra del sistema.

Instalar la descarga a tierra en el interior de los postes para evitar posibles robos.

Empalmar la descarga a tierra por medio de conectores debidamente certificados para tal uso, de modo que la descarga quede mecánica y eléctricamente segura.

Instalar cuando sea posible la varilla de puesta a tierra mínimo a 1.20 m de separación del poste, derivando el cable de puesta a tierra por debajo del pavimento.

Figura 2. Descarga a tierra reparada.

52

6.6.4 Pararrayos

6.6.4.1 Generalidades

Los pararrayos serán del tipo de óxido de zinc, de construcción robusta, con un diseño que facilite su manejo, instalación y limpieza. Estarán libres de cavidades en las cuales pueda estancarse el agua. Deberán mantener sus características garantizadas bajo condiciones de descargas impulsivas repetitivas, además, garantizar una protección óptima y características durables.

Los pararrayos estarán herméticamente sellados para prevenir la entrada de humedad. El material sellante no deberá deteriorarse bajo condiciones normales de servicio. Todos los sellos serán herméticos y suficientemente fuertes para que soporten las presiones internas y cambios de temperatura debidas a la operación normal, sin que se presenten fugas ni absorción de la humedad del aire.

6.6.4.2 Accesorios

Los pararrayos deberán tener los siguientes accesorios, pero sin limitarse exclusivamente a ellos: Elemento de desconexión Se requiere que cada pararrayos este provisto de un dispositivo que lo desconecte de la línea, mediante el rompimiento claramente visible de este dispositivo, con el fin de evitar fallas continuadas a tierra y para facilitar la identificación de pararrayos que han fallado. Dispositivo de alivio de presión Los pararrayos deben estar provistos de un dispositivo de alivio de presión para prevenir la ruptura del cuerpo del mismo en caso de presentarse altas presiones de gas ocasionadas por fallas.

6.6.4.3 Modo de operación

Es un aislador con una muy alta resistencia mientras la tensión aplicada no exceda de cierto valor predeterminado. Se convierte en un conductor de baja resistencia al aparecer una sobretensión. En ese momento conduce a tierra la corriente asociada a la sobretensión. Al desaparecer la sobretensión, interrumpe la corriente y vuelve a ser aislador. Este elemento no debe operar con sobretensiones de baja frecuencia.

53

6.6.5 Cambiar pararrayos

6.6.5.1 Causas

Por daño en el pararrayos por descargas atmosféricas.

Por daño en el pararrayos por sobre-corrientes.

6.6.5.2 Posibles consecuencias

Dañar el transformador.

Sacar de servicio el circuito principal o ramales monofásicos y trifásicos.

Afectar la confiabilidad del sistema.

Causar daños en las instalaciones de los usuarios.

Ocasionar pérdidas económicas para el operador de red.

Figura 3. Pararrayos fallado.

54

6.6.5.3 Soluciones

Cambiar pararrayos.

Realizar inspecciones constantes a las redes de distribución y sus equipos, verificando el estado de los pararrayos.

Mejorar el sistema de descarga a tierra.

Incluir dentro del plan de mantenimiento la inspección termográfica de los pararrayos.

Cubrir los puentes o instalar cable aislado para evitar un corto circuito por el contacto entre ellos.

Figura 4. Pararrayos en buen estado.

55

6.6.6 Reponer pararrayos.

6.6.6.1 Causas

Pendiente reposición por falta de inventario.

Por robo del pararrayo.

6.6.6.2 Posibles Consecuencias

Dañar el transformador.

Sacar de servicio el circuito principal o ramales monofásicos y trifásicos.

Afectar la confiabilidad del sistema.

Causar daños en las instalaciones de los usuarios.

Ocasionar pérdidas económicas para el operador de red.

Figura 5. Transformador sin pararrayos.

56

6.6.6.3 Soluciones.

Reponer pararrayos.

Realizar inspecciones constantes a las redes de distribución y sus equipos, verificando el estado de los pararrayos.

Mejorar el sistema de descarga a tierra.

Figura 6. Transformador con pararrayos.

57

6.6.7 Alejar pararrayos

6.6.7.1 Causas

Por presentar acercamiento con otros elementos del sistema.

6.6.7.2 Posibles consecuencias

Ocasionar un corto-circuito por el contacto de algún animal entre un punto energizado y un punto a tierra.

Ocasionar variaciones de tensiones y corrientes en el sistema.

Disminuir la confiabilidad y eficiencia del sistema.

Figura 7. Pararrayos muy cercanos a las cuchillas.

58

6.6.7.3 Soluciones

Cambiar las crucetas metálicas por crucetas de fibra.

Cubrir/aislar los puntos de conexión existentes entre el pararrayos y la red de distribución.

Figura 8. Pararrayos alejados de las cuchillas.

59

6.6.8 Caja primaria

6.6.8.1 Generalidades

Una caja primaria está constituida por un elemento sensible a la corriente. En baja tensión se encuentran hasta de 600 A y de 250 a 600 V. En este rango, la exigencia es que soporten continuamente la corriente nominal y que se fundan en un tiempo máximo de 5 minutos con un 15% de sobrecarga.

Este equipo debe operar en óptimas condiciones, siempre y cuando la temperatura ambiente esté entre los 40° C y -30° C, la altura no supere los 1000m (3300 pies), y la frecuencia del sistema sea de 60 Hz.

6.6.8.2 Aplicación

Para la protección de transformadores: Como regla general, los siguientes factores deben ser considerados para la selección del fusible del lado primario de un transformador.

Tensión Nominal.

Capacidad de interrupción.

Capacidad de sobrecarga.

Soportabilidad a corriente Inrush (Magnetización y Cold Load).

Protección contra fallas en el secundario del transformador.

Para la protección de ramales o aisladeros: Para la selección del fusible que sirve de protección del ramal o aisladero deberá tenerse presente los siguientes factores:

Tensión nominal.

Capacidad de interrupción.

Carga del ramal (KVA).

Coordinación con dispositivos aguas arriba (relés, reconectadores o fusibles) y aguas abajo (fusibles).

60

6.6.9 Alejar cortacircuitos o caja primaria

4.8.1 Causas

Por presentar un posible punto de falla en el sistema de distribución eléctrico.

Para facilitar la operación del porta-fusible al operario de mantenimiento.

6.6.9.2 Posibles consecuencias

Ocasionar un corto-circuito por el contacto de algún animal y un punto a tierra.

Roturar la porcelana en el momento de la operación del porta-fusible.

Acercar las partes energizadas a la cruceta en el momento de la operación del porta-fusible, ocasionando un corto-circuito.

Ocasionar variaciones de tensiones y corrientes en el sistema.

Disminuir la confiabilidad y eficiencia del sistema.

Figura 9. Cortacircuitos o Caja primaria cercana a la cruceta.

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6.6.9.3 Soluciones.

Alejar el cortacircuito o caja primaria con el sujetador de cortacircuitos.

Cambiar las crucetas metálicas por crucetas de fibra.

Cubrir/aislar los puntos de conexión existentes entre la caja primaria y la red de distribución.

Figura 10. Caja primaria alejada de la cruceta.

6.6.10 Cambiar caja primaria

6.6.10.1 Causas

Por presentar fallas en su aislamiento.

Por pérdida de operatividad y funcionamiento.

Cumplimiento de su vida útil.

Por presentar baja calidad de la parte aislada (porcelana).

Por deterioro o inexistencia del porta-fusible.

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6.6.10.2 Posibles consecuencias

Ocasionar pérdida operativa del sistema.

Ocasionar daños en los equipos o en el circuito que está protegiendo.

Afectar la coordinación de protecciones del sistema.

Producir una baja confiabilidad del sistema.

Afectar la selectividad del sistema, aumentando el número de usuarios desconectados ante alguna falla.

Pérdidas económicas para el operador de red.

Figura 11. Cortacircuitos o Caja primaria vieja.

6.6.10.3 Soluciones.

Implementar dentro del plan de mantenimiento el cambio de los cortacircuitos que presentan fallas en su aislamiento.

Cambiar caja primaria por la falta de porta-fusible.

Cambiar caja primaria por presentar flameo, deterioro o porque ya cumplió su vida útil.

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Figura 12. Cortacircuitos o Caja primaria nueva.

6.6.11 Líneas o cables

6.6.11.1 Generalidades

Los conductores serán de materiales metálicos o combinación de éstos que permitan construir alambres o cables de características eléctricas y mecánicas adecuadas para su fin e inalterables en la vida útil que se establezca, debiendo presentar además, una resistencia elevada a la corrosión atmosférica y a la fatiga. Los mismos podrán ser desnudos, o tener una capa aislante parcial.

La sección nominal mínima admisible de los conductores de cobre y sus aleaciones será de 10 mm2. En el caso de los conductores de acero galvanizado, la sección mínima admisible será de 15 mm2; para conductores de aleación de aluminio y acero-aluminio la sección mínima admisible será de 25 mm2.

6.6.11.2 Características

Existe una multiplicidad de calibres en líneas y cables para redes primarias:

Cables de aluminio desnudo.

Cables de aluminio cubierto y aislado.

Cables de cobre aislado.

En nuestras redes primarias aéreas se utiliza el cable de aluminio desnudo ACSR (con alma de acero), para calibres de 266.8 mcm, 4/0, 1/0 y 2.

64

También se han instalado en nuestras redes cables de aluminio cubiertos en línea abierta y sistema compacto. Estos sistemas son conocidos como ecológicos, por favorecer la vegetación.

Para redes secundarias se utilizan:

Cables de aluminio aislado en trenza: triplex de calibres 4/0, 2/0, 1/0, 2 y 4.

Cables de aluminio en ACSR y aislados en línea abierta, en los mismos calibres.

6.6.11.3 Selección del calibre

Se tendrán en cuenta las siguientes consideraciones:

La capacidad de transporte de la corriente (Límite térmico).

La regulación de voltaje.

Las pérdidas de potencia y energía.

La capacidad de corto-circuito y el crecimiento de la carga.

El factor de sobrecarga.

6.6.12 Alejar líneas o cables

6.6.12.1 Causas

Por presentar acercamiento a las fachadas, casas, proyecciones, construcciones, árboles.

No cumplen las distancias de seguridad sugeridas por el RETIE. (Capítulo 2).

6.6.12.2 Posibles consecuencias

Provocar alto riesgo al contacto para las personas.

Ocasionar violación con las distancias de seguridad sugeridas por el RETIE.

Interferir en la edificación o construcción de obras civiles.

Ocasionar manipulación y mal uso de líneas de media y baja tensión.

Provocar interrupción del servicio de electricidad.

Ocasionar pérdidas de energía.

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Figura 13. Línea primaria cercana a fachadas.

6.12.3 Soluciones

Alejar líneas o cables reubicando postes, utilizando vestidas en crucetas voladas.

Cambiar las líneas desnudas por cable aislado, cubierto o ecológico compactado.

Realizar variantes a las trayectorias de las líneas o cables.

Figura 14. Líneas primarias alejadas de las fachadas.

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6.6.13 Cambiar líneas o cables

6.6.13.1 Causas

Cumplimiento de su vida útil.

Por presentar deterioro en el aislamiento.

Por presentar mala calidad en el servicio por regulación en secundaria.

Por calentamiento y/o malas conexiones.

Por presentar acercamiento a las fachadas, casas, proyecciones, construcciones, árboles.

Por pérdidas negras en el sistema.

6.6.13.2 Posibles consecuencias

Provocar alto riesgo al contacto para las personas.

Ocasionar violación con las distancias de seguridad sugeridas por el RETIE.

Ocasionar manipulación y mal uso de líneas en baja tensión.

Producir pérdidas de energía.

Figura 15. Líneas primarias desnudas cercanas a fachadas.

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6.6.13.3 Soluciones

Cambiar conductor aumentando el calibre, instalar cable ecológico (sistema Hendrich) o aislado.

Implementar el sistema integral, en los sectores que presentan mayor índice de pérdidas negras.

Aplicar criterios de regulación en las redes y transformadores, y si es necesario reubicar el transformador al centro de carga cuando se presentan constantes caídas de voltaje.

Cambiar líneas cuando presentan deterioro, alta contaminación o corrosión.

Figura 16. Líneas primarias en cable seco.

6.6.14 Reponer tapón porta fusible

6.6.14.1 Causas

Por pérdida del tapón provocada por sobre-corrientes.

Por escasez del material (Tapón).

6.6.14.2 Posibles consecuencias

Ocasionar pérdida de las condiciones normales de funcionamiento del fusible.

Causar sobrecalentamiento en él porta-fusible, debido al exceso de contaminación al interior del tubo porta-fusible.

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Figura 17. Porta-fusible sin su respectivo tapón

6.6.14.3 Soluciones.

Reponer tapón porta-fusible por medio de un plan de mantenimiento.

Verificar después de cada interrupción automática, si el tapón porta-fusible está completo y reponerlo si por el contrario ha expulsado su zona sensible.

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Figura 18. Porta-fusible con su respectivo tapón.

6.6.15 Poste de madera

6.6.15.1 Generalidades

Los postes de madera para líneas aéreas se clasifican en los siguientes tipos:

Tipo I. Postes utilizables sin preservación: Es proveniente de especies forestales, con o sin albura (Último anillo de crecimiento producido por el cambium vascular en el tallo de la planta) y que posee una alta durabilidad natural comprobada.

Tipo II. Postes utilizables exclusivamente con preservación: Es proveniente de especies forestales cuya estructura leñosa permite su impregnación con sustancias preservativas.

6.6.15.2 Defectos prohibidos

Agujeros, abiertos o taponados, excepto los especificados para fijar crucetas y herrajes, y los de muestreo que serán taponados.

Bases o cimas huecas, excepto lo permitido para médula hueca y base defectuosa por astillamiento.

Fracturas transversales.

Pudrición.

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6.6.15.3 Requisitos de fabricación

Descortezamiento: Los postes serán descortezados dentro de los ocho (8) días siguientes al corte. No se dejará corteza interior mayor a 35 mm de ancho y 150 mm de largo y el total de éstos no puede pasar de 1/20 del área superficial del poste.

Recortada: Todo poste será trozado cuidadosamente en la cima con un ángulo de 30° C con respecto al eje del poste y en la base perpendicularmente al eje del poste.

Torneada: Todo poste sea de pino o mangle será torneado. La profundidad del torneado será no más que lo necesario para quitar la corteza interior y desbastar las bases de las ramas y los nudos recubiertos y a ras, así como también, para darle un acabado satisfactorio al poste.

Secado: Todo poste será secado en horno para asegurar el contenido de humedad de la altura, determinado utilizando un barreno de incremento y el método de secado en horno, no sea mayor al 20%.

6.6.16 Cambiar poste de madera

6.6.16.1 Causas

Cumplimiento de su vida útil.

Por presentar fisuras u otras anomalías que con el tiempo puedan comprometer sus condiciones mecánicas.

Por rectificaciones o desviaciones en las redes de distribución.

6.6.16.2 Posibles consecuencias

Provocar accidentes a personas, animales, vehículos, viviendas, ocasionando pérdidas humanas y económicas.

Producir daño en las redes de energía, acometidas, equipos de maniobra.

Ocasionar daño en transformadores, equipos de protección, pararrayos.

Producir baja confiabilidad y eficiencia del sistema.

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Figura 19. Poste de madera podrido en la base.

6.16.3 Soluciones.

Tener en cuenta las condiciones ambientales del lugar donde se vaya a instalar el poste.

Ver la posibilidad de cambiar los postes de madera por postes de concreto.

Cuando existan postes de madera, protegerles la base con algún material plástico ya que el cemento los pudre.

Los postes de madera deberán estar debidamente tratados para la protección contra hongos y demás agentes que aceleren su deterioro.

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Figura 20. Cambio de poste.

6.6.17 Poste de concreto

6.6.17.1 Generalidades

De acuerdo con el tipo de poste se clasifican así:

Según su forma geométrica: Los postes de concreto pueden ser de forma circular llena, sección anular o sección octogonal ahuecada.

Postes especiales: Se consideran especiales aquellos, a los que por exigencia del comprador se les modifique su geometría, conicidad (Relación que existe entre el diámetro y su longitud), carga mínima de rotura, los cuales se fabrican de acuerdo con los planos suministrados por el comprador.

6.6.17.2 Defectos prohibidos

Perforaciones con el eje desviado respecto a su posición teórica, taponadas o de diámetro inferior a lo especificado.

Superficie del poste con rugosidades pronunciadas, burbujas en cantidad exagerada o manchas por uso inadecuado de sellantes.

Postes con resanes, cuando la profundidad de éstos hayan llegado hasta el refuerzo principal.

Estructura metálica a la vista, ya sean varillas o alambres.

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6.6.17.3 Requisitos de fabricación

Los postes se deben fabricar con el uso exclusivo de formaletas metálicas, que aseguren uniformidad y exactitud en sus dimensiones.

Todos los postes que se van a utilizar en redes de distribución y en líneas de sub-transmisión eléctrica, deben llevar, de la cima hacia abajo, un número de perforaciones cuyas distancias entra ellas y sus características se deben especificar por el comprador.

Ninguna de las partes de la armadura de refuerzo del poste, debe ser visible por esas perforaciones.

Todos los postes deben llevar en forma clara y a una altura de 2 m sobre la sección de empotramiento, una leyenda de bajo relieve o placa embebida en el concreto que indique el nombre o razón social del fabricante, longitud del poste en metros por carga mínima de rotura, fecha de fabricación y peso del poste.

Todos los postes deben llevar señalizado el centro de gravedad y la profundidad de empotramiento.

6.6.18 Reparar poste de concreto

6.6.18.1 Causas

No cumple con la norma (RA7-035).

Cumplimiento de su vida útil.

Por presentar fisuras, corrosión u otras anomalías que con el tiempo puedan comprometer sus condiciones mecánicas.

Por presentar rotura por golpe de vehículo o árboles.

Por rectificaciones o desviaciones en las redes de distribución.

6.6.18.2 Posibles consecuencias

Provocar accidentes a personas, animales, vehículos, viviendas, ocasionando pérdidas humanas y económicas.

Producir daño en las redes de energía, acometidas, equipos de maniobra.

Ocasionar daño en transformadores, equipos de protección, pararrayos.

Producir baja confiabilidad y eficiencia del sistema.

Ocasionar fallas eléctricas en las viviendas de los usuarios.

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Figura 21. Poste de concreto fisurado.

6.6.18.3 Soluciones

Exigir a los fabricantes el cumplimiento de la norma con respecto a la fabricación.

Deben utilizarse postes con dimensiones y tensión de rotura estandarizada, como lo indica el RETIE.

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Figura 22. Poste de concreto reparado.

6.6.19 Estribo

6.6.19.1 Generalidades

El estribo deberá ser de forma rectangular, cuadrada o angular y con las dimensiones especificadas por el fabricante.

La barra deberá ser alambre de cobre estañado o cobre de alta dureza. Los conectores deberán ser de aluminio o bronce de alta conductividad. Para el sistema de cable cubierto el estribo deberá llevar una cubierta plástica protectora removible.

Los estribos son conectores que se utilizan para evitar el arco eléctrico y el daño mecánico en los hilos del conductor principal cuando la grapa de línea viva es conectada, y deben de ser resistentes las vibraciones propias de las redes de distribución.

Deben ser libres de porosidades en su estructura, puntas filosas, agrietamientos, roturas y otros defectos que afectan la manipulación y el comportamiento del mismo.

6.6.19.2 Accesorios

Barra o alambre de cobre: La barra principal del estribo es alambre de cobre de temple duro, plateado o estañado, de superficie áspera o rugosa en la parte de conexión de la grapa de línea viva, de tal manera que la grapa no se deslice al momento del apriete. La barra será de sección circular y de un calibre mínimo N° 2 AWG.

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Cubierta protectora: Tiene la función de evitar que las ramas de los árboles u otros objetos hagan contactos accidentales, provocando fallas en el servicio de electricidad y accidentes del personal de mantenimiento. De igual forma permite que los estribos puedan ser usados como instalación fija para aterrizamientos temporales en el sistema de cable cubierto.

Conector: Los conectores de compresión con forma de “H” deberán ser de aluminio de alta conductividad. Podrán estar inicialmente preinstalados en la barra, y en este caso debe permitir ser izado con pértiga, desde el piso o desde el vehículo de línea viva. Los conectores con forma de “6” cuando se instalen en el estribo deberán ser de cobre o aleación de cobre con un porcentaje mínimo de 80% de cobre.

6.6.20 Cambiar estribo

6.6.20.1 Causas

Por pérdida de su parte conductiva.

Por rotura del estribo en el punto de conexión con el conector transversal.

Por utilizar material inadecuado en la elaboración del estribo.

6.6.20.2 Posibles consecuencias

Ocasionar perturbaciones electromagnéticas en los equipos de los clientes.

Afectar la confiabilidad en el suministro de la energía.

Ocasionar oscilaciones de voltaje en el sistema.

Sacar de servicio el circuito principal, transformadores o ramales monofásicos y trifásicos.

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Figura 23. Estribo en mal estado.

6.6.20.3 Soluciones

Utilizar el material adecuado.

Instalar estribos de calibres adecuados.

Ajustar adecuadamente el conector de línea viva al estribo.

Implementar en el plan de mantenimiento el cambio de los estribos que se encuentren en mal estado.

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Figura 24. Estribo en buen estado.

6.6.21 Instalar estribo

6.6.21.1 Causas

Para evitar rotura de la línea.

6.6.21.2 Posibles consecuencias

Producir rotura de la línea (conductor), ocasionando arco eléctrico.

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Figura 25. Línea primaria sin estribo.

6.6.21.3 Soluciones

Implementar en el plan de mantenimiento la instalación de estribos que falten en el sistema.

Figura 26. Línea primaria con estribo.

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6.6.22 Cubrir barraje primario

6.6.22.1 Causas

Por puentes largos, se presentan contactos entre líneas o puntos aterrizados por la lluvia o por la acción del viento.

Por el contacto de animales entre las líneas y puntos aterrizados.

Por caída de ramas de árboles sobre los puentes.

6.6.22.2 Posibles consecuencias

Ocasionar apertura del circuito principal o ramales monofásicos o trifásicos.

Provocar interrupción del servicio de electricidad causado por el contacto entre las barras o puntos aterrizados.

Ocasionar daños internos a las instalaciones o equipos de los clientes por sobre-corrientes.

Causar daño en el aislamiento de los circuitos, pararrayos, cajas primarias

Ocasionar daño en equipos de operación (Reconectadores, suiches en SF6, suiches mecánicos), transformadores, etc.

Producir rotura de líneas y puentes primarios.

Figura 27. Barraje primario.

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6.6.22.3 Soluciones

Cubrir barraje instalando mangueras de gas.

Cubrir barraje instalando cable aislado de 15 KV.

Figura 28. Barraje primario cubierto con manguera de gas.

6.6.23 Aislamiento

6.6.23.1 Generalidades

El nivel de aislamiento se define por las tensiones soportadas bajo lluvia a 60 Hz, durante un minuto y con onda de impulso de 1.2/50 microsegundos.

Existen varios tipos de aisladores que se pueden utilizar en el sistema de distribución, tales como:

Aislador sintético tipo suspensión para 13.2 KV y 44 KV.

Aislador de porcelana tipo pin para 44 KV.

Aislador sintético tipo pin para 13.2 KV y 44 KV.

Aislador de porcelana tipo suspensión 165 mm.

Aislador de línea tipo poste.

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6.6.23.2 Requisitos

Podrán ser de porcelana, vidrio, epóxica y otros materiales aislantes equivalentes que resistan las acciones de la intemperie, especialmente las variaciones de temperatura y la corrosión.

Deben ofrecer una resistencia suficiente a los esfuerzos mecánicos a que estén sometidos, demostrables a partir del examen comparativo del producto contra los requisitos aplicables establecidos en las normas técnicas.

Someterlo a tensión nominal y esfuerzo mecánico, para determinar la pérdida de su función aislante, en casos de fisura, rotura o flameo.

6.6.23.3 Características

Los aisladores de suspensión tipo disco usados en redes de distribución deben tener una carga de rotura de por lo menos el 80% de la tensión de rotura del conductor utilizado. Los aisladores tipo carrete deben tener una carga de rotura mínima equivalente al 50% de la carga de rotura del conductor utilizado. Los aisladores tipo espigo (o los equivalentes a Line Post) deben tener una carga de rotura mínima equivalente al 10% de la carga de rotura del conductor utilizado.

En los aisladores tipo tensor deberá verificarse que la carga de rotura sea superior a los esfuerzos mecánicos a que será sometido por parte de la estructura y del templete en las condiciones ambientales más desfavorables.

Los aisladores deben de someterse a mantenimiento. El criterio para determinar la pérdida de su función, será la rotura o pérdida de sus cualidades aislantes, al ser sometidos simultáneamente a tensión eléctrica y esfuerzo mecánico del tipo al que vaya a encontrarse sometido.

6.6.24 Cambiar aislamiento

6.6.24.1 Causas

Por rotura o pérdida de sus cualidades aislantes.

Cuando presenten deterioro físico evidente debido a flameo o suciedad.

6.6.24.2 Posibles consecuencias

Ocasionar suspensión del servicio de electricidad.

Disminuir la confiabilidad del sistema.

Producir fallas a las protecciones y equipos operativos.

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Ocasionar pérdidas económicas para el operador de red.

Circular corriente a los apoyos.

Figura 29. Aislador en mal estado.

6.6.24.3 Soluciones

Implementar en el plan de mantenimiento el cambio de los aisladores que se encuentren fallados.

Realizar termografía al sistema de distribución eléctrico.

Figura 30. Aislador en buen estado.

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6.6.25 Reponer aislamiento

6.6.25.1 Causas

Por rotura del aislador por vandalismo o por sobre-corrientes.

6.6.25.2 Posibles consecuencias

Ocasionar paso de corriente a los apoyos.

Producir bajo nivel de aislamiento.

Soportar una menor tensión.

Ocasionar suspensión del servicio de electricidad.

Disminuir la confiabilidad del sistema.

Producir fallas a las protecciones y equipos operativos.

Ocasionar pérdidas económicas para el operador de red.

Figura 31. Aislador roto en cadena de aisladores.

6.6.25.3 Soluciones.

Implementar en el plan de mantenimiento la reposición de los aisladores.

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Figura 32. Cadena de aisladores en buen estado.

6.6.26 Alejar aislamiento.

6.6.26.1 Causas

Evitar el contacto de animales entre las líneas y puntos aterrizados.

6.6.26.2 Posibles consecuencias

Ocasionar cortocircuitos en las redes de distribución.

Presentar baja calidad y confiabilidad del servicio de electricidad.

Provocar apertura de los circuitos de distribución.

Producir ruptura de las redes de distribución.

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Figura 33. Aislador cercano a los apoyos.

6.6.26.3 Soluciones

Instalar espigos de cruceta metálicos más largos.

Colocar espigos de cruceta con recubrimiento sintético.

Figura 34. Aislador alejado con espigo de crucetas.

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6.6.27 Viento

6.6.27.1 Generalidades

La retenida convencional se debe colocar a una distancia no menor a 2/3 de la altura libre del apoyo, en el área urbana con dificultadas de ubicación y entre 0.85h y 1h (altura libre del apoyo) para zona rural. No obstante, donde haya suficiente espacio, el templete tendrá una separación de la base del poste igual a la altura libre del poste.

La localización del viento no debe obstaculizar el tránsito peatonal y vehicular como en accesos a edificaciones, garajes, etc.

6.6.27.2 Accesorios y usos

Bloque de anclaje: Se utiliza como contrapeso o anclaje sobre la tierra.

Varilla de anclaje: Se utiliza para contrarrestar las tensiones horizontales ejercidas por los conductores sobre el poste de las redes de distribución de energía.

Guardacabos: Es utilizado para proteger y proporcionar un radio de curvatura adecuado a los cables sometidos a tracción.

Camisa protectora: Se utiliza como pantalla protectora y señal visual al cable de acero, para seguridad de las personas y de los vehículos.

Aislador de porcelana tipo tensor: Se utiliza para aislar tensiones que puedan existir en el viento. Posee una distancia de fuga de 48 mm, flameo de baja frecuencia en seco de 30KV, flameo de baja frecuencia en húmedo de 15KV.

6.6.27.3 Recomendación

Colocar aislador tipo tensor a las retenidas secundarias.

6.6.28 Retirar viento

6.6.28.1 Causas

Representa peligro para las personas.

Por no soportar los esfuerzos derivados por el peso y las tensiones de las líneas.

6.6.28.2 Posibles consecuencias

Ocasionar accidentes a personas.

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Cortocircuitar las líneas con un punto a tierra, por el movimiento del cable.

Provocar aperturas de los circuitos eléctricos, por el contacto a tierra.

Producir una baja confiabilidad del sistema.

Figura 35. Retenida reventada.

6.6.28.3 Soluciones

Retirar retenida.

Figura 36. Retenida retirada.

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6.6.29 Cubrir viento

6.6.29.1 Causas

Por seguridad de las personas y vehículos.

6.6.29.2 Posibles consecuencias

Ocasionar riesgos y accidentes a las personas.

Provocar riesgo para los vehículos que transitan por este lugar.

Figura 37. Retenida sin camisa protectora.

90

6.6.29.3 Soluciones

Instalar camisa protectora a la retenida.

Figura 38. Retenida con camisa protectora.

6.6.30 Poda de árboles

6.6.30.1 Generalidades

Los árboles que caen sobre líneas suplentes de servicios públicos tienen graves consecuencias adicionales. No sólo pueden lesionar a gente o dañar propiedades en su proximidad, sino que al golpear una línea pueden causar paro del suministro eléctrico, fuegos y otros daños.

Las líneas derribadas que todavía conducen electricidad son especialmente peligrosas. Un árbol con el potencial de caer sobre una línea de servicio es una situación muy grave.

6.6.30.2 Manejo de riesgo de los árboles

Elimine el objeto que sería blanco del árbol. A pesar de que no es posible mover una casa o una línea eléctrica, algunas veces se pueden mover mesas, carros, elementos paisajísticos y otros, para evitar que sean golpeados por un árbol al caer.

Pode el árbol. Elimine las ramas defectuosas. Ya que una poda incorrecta también puede debilitar al árbol. Esta labor la debe realizar personal calificado.

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6.6.30.3 Requisitos generales de seguridad

Los equipos y dispositivos utilizados para la poda de árboles, deben de estar en plenas condiciones.

Los oficiales de poda deberán estar instruidos en el uso adecuado de todos los equipos previstos para su labor, garantizando la seguridad en el trabajo y en las prácticas que deben seguir.

Se deben usar todos los equipos de seguridad previstos para realizar la poda del árbol.

Se debe hacer una inspección al árbol por personal calificado antes de la escalada, para determinar si existe riesgo eléctrico, y sino para poder desempeñar cualquier trabajo en el árbol.

6.6.31 Podar árbol

6.6.31.1 Causas

Por acercamiento o contacto de los árboles o ramas con las redes de distribución de energía.

6.6.31.2 Posibles consecuencias

Generar suspensiones en el servicio de electricidad.

Ocasionar daños en los apoyos y en las líneas.

Causar daños en el aislamiento, en las protecciones y en los herrajes.

Generar pérdidas de energía.

Afectar la calidad de la energía y la confiabilidad del sistema.

Posible descarga y daño a las personas

92

Figura 39. Hojas de árbol haciendo contacto con líneas primarias.

6.6.31.3 Soluciones

Descope o tala del árbol.

Cambiar conductores por cable ecológico o cubierto o por cable aislado.

En caso tal que no sea posible la poda de los árboles, se debe reubicar el tramo de red primaria.

93

Figura 40. Redes de distribución con un buen descope de árbol.

6.6.32 Caja de distribución

6.6.32.1 Generalidades

En el subsistema subterráneo se utilizan cajas de distribución para alojar elementos premoldeados, para hacer derivaciones de circuitos, para realizar inspecciones o simplemente como caja de paso.

Se utiliza como caja de empalme y de paso para canalizaciones de acometidas, líneas secundarias y alumbrado público en el área de servicio general.

Las cajas de distribución no son prefabricadas, las paredes son de ladrillo tolete recocido colocado en forma “Trabada”, el piso es de concreto de 175 Kg/cm2.

En caso de que la caja quede ubicada en el andén y pueda estar sometida a paso de vehículos se debe utilizar la tapa fabricada en concreto y estructura en varilla de media pulgada que soporte el peso de los vehículos.

6.6.33 Reparar caja distribución

6.6.33.1 Causas

Por presentar alta contaminación por agentes externos.

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Por falta de un plan de mantenimiento.

Por robo y/o daño de la tapa.

Por parqueo de vehículos encima de la caja, ocasionando la rotura de la tapa.

Por presentar deterioro por corrosión de los herrajes.

Por conexiones en mal estado.

Por acometidas defectuosas.

6.6.33.2 Posibles consecuencias

Causar daños en equipos y electrodomésticos de los usuarios.

Ocasionar accidentes a personas.

Producir oscilaciones de voltaje.

Presentar manipulaciones de las redes.

Ocasionar pérdidas técnicas.

Figura 41. Caja de distribución en mal estado.

6.6.33.3 Soluciones

Organizar un plan de mantenimiento periódico.

Realizar limpieza.

Retirar conectores sulfatados.

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Mejorar las conexiones.

Reparar marcos y tapas.

Reconstruir caja de distribución.

Figura 42. Caja de distribución reparada.

6.6.34 Transformadores

6.6.34.1 Generalidades

Los transformadores deben estar provistos de una placa de características que contenga la información del mismo. La placa debe de ser fabricada en material resistente a la corrosión y fijada en un lugar visible. Los datos que debe contener la placa son los siguientes:

Marca o razón social del fabricante.

Año de fabricación.

Clase de transformador.

Número de fases.

Diagrama fasorial.

Frecuencia nominal.

Tensiones y corrientes nominales.

Impedancia de corto circuito.

Grupo de conexión.

Diagrama de conexiones.

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6.6.34.2 Transformadores monofásicos

Estarán conectados entre fase y neutro, o sea, tendrán aplicado en el lado primario 7.620 voltios. Sus características más importantes son:

Número de fases 2

Clase de aislamiento en alta tensión 15 KV

Clase de aislamiento en baja tensión 1.2 KV

Tipo de montaje:

Hasta 100 KVA y un peso inferior a 590Kg

Para capacidades mayores a 100 KVA

Exterior en poste Interior en subestación

BIL en los devanados Alta tensión: 95 KV Baja tensión: 30 KV

6.6.34.3 Transformadores trifásicos

Sus características más importantes son:

Número de fases 3

Conexión del primario Delta

Conexión del secundario Estrella

Grupo de conexión Dyn5

Clase de aislamiento alta tensión 15 KV

Clase de aislamiento baja tensión 1.2 KV

Tipo de montaje:

Hasta 112.5 KVA y un peso inferior a 590 Kg

Para capacidades mayores a 112.5 KVA

Exterior en poste Interior en subestación

BIL en los devanados Alta tensión: 95 KV Baja tensión: 30 KV

6.6.35 Alejar transformador

6.6.35.1 Causas

No cumple con las distancias de seguridad sugeridas por el RETIE.

6.6.35.2 Posibles consecuencias

Ocasionar accidentes a personas.

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Figura 43. Transformador muy cercano a fachadas.

6.6.35.3 Soluciones

Utilizar el soporte para transformador, siempre y cuando sea aplicable.

Figura 44. Transformador alejado de las fachadas.

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6.6.36 Instalar protector al buje del transformador

6.6.36.1 Causas.

Evitar el contacto entre fase y tierra, provocado por aves, reptiles, roedores y demás animales ocasionando un posible cortocircuito.

Para preservar la fauna.

6.6.36.2 Posibles consecuencias

Ocasionar apertura del circuito principal o ramales monofásicos o trifásicos.

Provocar interrupción del servicio de electricidad.

Ocasionar daños internos a las instalaciones o equipos de los clientes por sobre-corrientes.

Causar daño en el aislamiento de los circuitos, pararrayos, cajas primarias.

Ocasionar daño en equipos de operación (Reconectadores, suiches en SF6, suiches mecánicos), etc.

Producir rotura de líneas y puentes primarios.

Quemar el transformador.

Afectar la calidad del servicio de electricidad.

Incrementar los costos de operación y mantenimiento.

Figura 45. Transformador sin protector de vida silvestre.

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6.6.36.3 Soluciones

Instalar protector de vida silvestre al buje del transformador.

Figura 46. Transformador con protector del buje.

6.6.37 Conector transversal.

6.6.37.1 Generalidades.

Es utilizado en derivaciones de circuitos de 13.2 y 44 kv, para conexión de transformadores, cortacircuitos, pararrayos, puesta a tierra temporal, etc.

Los conectores por uso son de dos clases, de conexión temporal y de conexión permanente (en estribos).

6.6.37.2 Características.

Grapas de conexión permanente.

Cuerpo principal del conector: Son las partes entre las cuales se conecta el conductor principal.

Tornillo de ojo principal: Parte que permite la sujeción del conector al conductor principal.

Tornillo de ojo derivación: Parte con la cual se hace la sujeción del conductor en derivación.

100

Los componentes de las grapas deben ser libres de porosidades en su estructura, puntas filosas, agrietamientos, roturas, rayas y otros defectos que afectan la manipulación y el comportamiento.

La grapa debe estar diseñada para aplicaciones en servicio pesado, donde el perno de ojo debe tener un apriete en sentido positivo para toda clase de pértigas de línea viva y debe estar diseñada para ser operada mas de 1500 veces durante su vida útil. El perno de ojo debe estar permanentemente lubricado para facilitar múltiples operaciones y protegido contra la corrosión.

El cuerpo de la grapa debe ser resistente y proteger el roscado de los daños ocasionados por el arco producido por las corrientes al momento de apretar y desapretar la grapa.

Grapa de conexión temporal.

Las grapas serán de tres tipos:

Tipo I: Grapas para ser instaladas en conductores desenergizados, con perno de ojo que permita su manipulación con pértigas de línea viva.

Tipo II: Grapas para instalación de conductores desenergizados que estén permanentemente conectados a pértigas en caliente. Tipo III: Grapas para instalación permanente de cables de puesta a tierra o con estructuras metálicas diversas.

Las grapas tipo I y II deben diseñarse de tal manera que si ocurre una falla ésta no debe incrementar el riesgo de peligro al liniero.

Si la grapa es sobre-apretada durante la instalación, la fractura normal deberá ser de tal manera que el cable permanezca conectado bajo control por la pértiga.

6.6.38 Cambiar conector

6.6.38.1 Causas

Por pérdida de su función

Por presentar deterioro de sus partes mecánicas.

Por presentar recalentamiento.

6.6.38.2 Posibles consecuencias

Presentar perturbaciones en los equipos electrónicos de los clientes.

Ocasionar pérdidas técnicas en el sistema.

101

Producir una baja confiabilidad del sistema.

Provocar oscilaciones de voltaje.

Figura 47. Conector transversal deteriorado.

6.6.38.3 Soluciones

Efectuar dentro del plan de mantenimiento el cambio de los conectores para línea viva.

Implementar dentro del plan de mantenimiento la revisión termográfica de los circuitos.

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Figura 48. Conector transversal en buen estado.

6.6.39 Medidor

6.6.39.1 Generalidades

Los medidores podrán ser instalados en caja hermética ya sea metálica o polimérica, empotrada en la fachada o sujeta a un poste y alimentado desde el transformador de corriente y del barraje del transformador de distribución.

Los medidores y sus accesorios se deben construir de forma que no pierdan ninguna de sus cualidades dieléctricas bajo las condiciones normales de uso especificadas anteriormente y a las diferentes tensiones a las cuales se han de someter sus respectivos circuitos Los medidores deben ser de clase de exactitud 1 ó 2 y deben cumplir todo lo especificado en los numerales correspondientes de la norma NTC 2288 (IEC-60521).

6.6.39.2 Características

Los medidores de energía, según el sistema, son los siguientes:

Para legalización de domiciliarias (facturación):

Medidor de inducción, monofásico bifilar (1 fase 2 hilos), 120 V, 10(60) A, ciclométrico.

Medidor de inducción, monofásico trifilar (1 fase 3 hilos), 120/240 V, 10(60) A, ciclométrico.

Para instalación en el sistema integrador en los transformadores de distribución:

Se utilizarán los siguientes tipos de medidores:

Medidor de inducción, monofásico trifilar (1 fase 3 hilos), 120/240 V, 10(100) A, ciclométrico.

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Medidor de inducción, monofásico trifilar (1 fase 3 hilos), 120/240 V, 1 a 2.5 (6 a10)A, ciclométrico.

Medidor de inducción, trifásico (3 fases 4 hilos), 3 x 120/208 V, 1 a 2.5 (6 a 10)A, ciclométrico.

6.6.39.3 Requisitos técnicos

Tensión de referencia.

120/240 V para monofásicos 3 hilos (1 fase 3 hilos).

120 V para monofásicos 2 hilos (1 fase 2 hilos).

120/208 V para trifásicos (3 fases 4 hilos).

Corriente.

Para los medidores que se utilizarán para legalización de domiciliarias:

Corriente básica (A): 10 o menor

Corriente máxima (A): 60

Para los medidores que se utilizarán en el sistema integrador:

Corriente básica (A): 10 o menor

Corriente máxima (A): 100

6.6.40 Cambiar medidor

6.6.40.1 Causas

Cumplimiento de su vida útil.

Por presentar recalentamiento.

Por sobre-corrientes ocasionando la quema del medidor.

Por presentar medidas erróneas en la lectura.

Por vandalismo o robo de energía.

Por violación del sello de seguridad.

6.6.40.2 Posibles consecuencias

Ocasionar pérdidas económicas para la empresa o para el usuario.

Producir incendios en las instalaciones.

Producir una baja confiabilidad del sistema.

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Provocar oscilaciones de voltaje.

Figura 49. Medidor en mal estado

6.6.40.3 Soluciones

Efectuar dentro del plan de mantenimiento el cambio de los medidores de energía que han cumplido su vida útil.

Identificar mediante datos históricos los medidores que presentan errores en la lectura.

Implementar dentro del plan de mantenimiento el cambio de medidores manipulados por personas ajenas a la empresa prestadora del servicio de electricidad.

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Figura 50. Medidor en buen estado.

6.6.41 Bajante

6.6.41.1 Generalidades

Es un tubo metálico galvanizado por donde se instala cable subterráneo para efectuar una transición entre redes aéreas y subterráneas.

Se deben instalar pararrayos a 10 KV o 12 KV y los accesorios necesarios para una puesta a tierra confiable, aterrizando la pantalla del cable.

6.6.42 Reparar bajante

6.6.42.1 Causas

Por mal estado del bajante (oxidación, corrosión, deterioro, choque por vehículos).

Por seguridad de las personas y operarios.

6.6.42.2 Posibles consecuencias

Ocasionar accidentes a personas.

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Figura 51. Bajante en mal estado.

6.6.42.3 Solución

Implementar en el plan de mantenimiento el cambio o reparación del tubo bajante.

Figura 52. Bajante reparado.

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6.6.43 Marcar-identificar bajante

6.6.43.1 Causas

Por seguridad para los operarios al momento de realizar una maniobra en el sistema de distribución.

6.6.43.2 Posibles consecuencias

Provocar accidentes a los operarios de mantenimiento y personas particulares que se encuentren transitando por este lugar.

Producir baja confiabilidad en el sistema de distribución.

Figura 53. Bajante con marcación borrosa.

6.6.43.3 Soluciones

Implementar en el plan de mantenimiento la marcación de los tubos bajantes, de los circuitos de distribución.

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Figura 54. Bajante marcado.

6.6.44 Instalar bajante

6.6.44.1 Causas

Por seguridad de las personas y operarios.

6.6.44.2 Posibles consecuencias

Provocar accidentes a los operarios de mantenimiento y personas particulares que se encuentren transitando por este lugar.

Producir baja confiabilidad en el sistema de distribución.

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Figura 55. Salida de un circuito sin bajante.

6.6.44.3 Soluciones

Implementar en el plan de mantenimiento la marcación de los tubos bajantes, de los circuitos de distribución.

Figura 56. Salida de un circuito con bajante.

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7. CONCLUSIONES. Con base en el análisis estadístico, se observó que el mantenimiento en el Área

Distribución Eléctrica Sur está enfocado principalmente a diez labores que abarcan el 90% del total de labores a ejecutar.

Es importante el cumplimiento de las normas a la hora de realizar una instalación o

montaje, teniendo en cuenta que éstas se establecieron por la seguridad de las personas con base en el buen funcionamiento de las instalaciones, la fiabilidad y calidad de los productos, la compatibilidad de los equipos y su adecuada utilización y mantenimiento.

La inspección visual del sistema de distribución es una labor de suma importancia, ya

que por medio de ésta se pueden identificar posibles modos de falla, dando así, tiempo para corregir la anomalía evitando interrupciones del servicio de electricidad y reduciendo el costo de operación y mantenimiento.

La inspección de circuitos juega un papel fundamental en el mantenimiento de las

redes de distribución de las Empresas Públicas de Medellín, dado que cualquier modo de falla que se pueda presentar en el sistema de distribución puede traer diferentes consecuencias tanto para a los usuarios como para la empresa prestadora del servicio de electricidad, afectando la confiabilidad sistema y ocasionando pérdidas económicas para la empresa.

El protector para los bujes del transformador y la manguera de gas para cubrir los

barrajes primarios han dado un excelente resultado mitigando las fallas por el impacto animal en las redes de distribución. Pese a esto, se debe pensar en otras soluciones como lo puede ser instalar cable aislado de 15 KV para cubrir el barraje primario ya que la manguera de gas crea un impacto ambiental muy alto.

En el estudio estadístico se puede ver que en la Subestación R05 (Santa Bárbara), se

presenta un alto número de modos de falla para la puesta a tierra, considerando que en total se tienen 431 y para ésta Subestación se tienen 243, teniendo un porcentaje de 53.6% respecto a las demás Subestaciones. Esto se debe a que la Subestación Santa Bárbara posee circuitos los cuales pasan por barrios marginales donde se roban el alambre de cobre de la descarga a tierra para venderlo.

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REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.

Bibliografía

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Ministerio de Minas y Energía & UPME, 2006. Plan de Expansión de Referencia: Generación, Transmisión. 2006-2020.

Banco Mundial, 2004. Colombia: Recientes Desarrollos Económicos en Infraestructura (RDEI). Balanceando las Necesidades Sociales y Productivas para Infraestructura. Volumen II: Informe Principal.

1. Redes de distribución de energía. Samuel Ramírez Castaño. Universidad Nacional de Colombia, Tercera edición. Manizales.

2. Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas. Requisitos específicos para el

proceso de distribución. Tercera edición. Bogotá: CIDET.2007. PORTALES DE INTERNET http://www.siel.gov.co/Portals/0/boletin-junio_2011.pdf http://www.epsa.com.co/ https://www.google.com.co/search?q=resolucion+1016+de+1989&ie=utf-8&oe=utf-8&aq=t&rls=org.mozilla:es-ES:official&client=firefox-a https://www.google.com.co/search?q=resolucion+0614+de+1984&ie=utf-8&oe=utf-8&aq=t&rls=org.mozilla:es-ES:official&client=firefox-a http://ingenieria.bligoo.com.co/media/users/19/962117/files/219177/retie.pdf http://www.contratos.gov.co/archivospuc1/2008/da/205001001/08-9-1369/da_proceso_08-9-1369_205001001_522736.pdf https://www.google.com.co/search?q=resolucion+3673+2008&ie=utf-8&oe=utf-8&aq=t&rls=org.mozilla:es-es:official&client=firefox-a https://www.google.com.co/search?q=nfpa70e&ie=utf-8&oe=utf-8&aq=t&rls=org.mozilla:es-es:official&client=firefox-a