REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO PROGRAMA DE POSTGRADO EN GERENCIA DE MANTENIMIENTO SISTEMA INTEGRAL DE MANTENIMIENTO PARA REDES ELÉCTRICAS ASOCIADAS A MOTORES DE ALTA POTENCIA EN LA INDUSTRIA PETROLERA VENEZOLANA Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia para optar al Grado Académico de: MAGÍSTER SCIENTIARUM EN GERENCIA DE MANTENIMIENTO Autor: ALEJANDRO ESTEBAN LÓPEZ GONZÁLEZ Tutor: Ana Irene Rivas Co-tutor: José Luís Galindo Maracaibo, Octubre de 2008
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN GERENCIA DE MANTENIMIENTO
SISTEMA INTEGRAL DE MANTENIMIENTO PARA REDES ELÉCTRICAS ASOCIADAS A MOTORES DE ALTA POTENCIA EN LA INDUSTRIA
PETROLERA VENEZOLANA
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
para optar al Grado Académico de:
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN GERENCIA DE MANTENIMIENTO
Autor: ALEJANDRO ESTEBAN LÓPEZ GONZÁLEZ
Tutor: Ana Irene Rivas
Co-tutor: José Luís Galindo
Maracaibo, Octubre de 2008
APROBACIÓN
Este jurado aprueba el Trabajo de Grado Titulado SISTEMA INTEGRAL DE MANTENIMIENTO PARA REDES ELÉCTRICAS ASOCIADAS A MOTORES DE ALTA POTENCIA EN LA INDUSTRIA PETROLERA VENEZOLANA, que Alejandro Esteban López González, C.I.: 14.987.231, presenta ante el Consejo Técnico de la División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería, en cumplimiento del artículo 51, parágrafo 51.6 de la sección Segunda del Reglamento de Estudios para Graduados de la Universidad del Zulia, como requisito para optar a Grado académico de:
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN GERENCIA DE MANTENIMIENTO
Coordinador del Jurado Ana Irene Rivas C.I.: 4.152.755
Carlos Belinskif Nancy Mora de Morillo C.I.: 4.369.821 C.I.: 4.062.002
Director de la División de Postgrado Gisela Paez
Maracaibo, Octubre de 2008
López González, Alejandro Esteban. Sistema Integral de Mantenimiento para Redes Eléctricas Asociadas a Motores de Alta Potencia en la Industria Petrolera Venezolana. (2008) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 153 p. Tutor: Prof. Ana Irene Rivas; Co-tutor: Ing. José Luís Galindo.
RESUMEN El crecimiento esperado en la producción petrolera nacional venezolana y el desarrollo de nuevos proyectos, implican ampliaciones en la red eléctrica asociada a las instalaciones de producción que generan, a su vez, nuevas y novedosas necesidades en cuanto a confiabilidad y mantenimiento. El proyecto de reemplazo de turbinas por motores eléctricos en PDVSA Occidente, requiere de una nueva red de suministro eléctrico en media y alta tensión (líneas aéreas, cables submarinos, subestaciones y redes de alimentación de motores), para la cual se crean en esta investigación las bases de un sistema integral de mantenimiento que, de acuerdo a las nuevas tendencias a escala internacional y, particularmente, en la industria petrolera, estará centrado en la confiabilidad. Esta filosofía no ha sido aplicada anteriormente a las redes eléctricas del sistema petrolero venezolano y, en las actuales condiciones de crecimiento, por el proyecto antes mencionado, se genera una oportunidad propicia para el desarrollo e implantación de este modelo que, adicionalmente, generará considerables ahorros en cuanto a inversión y reducción de costos por producción diferida asociada a la red de alimentación de los nuevos motores eléctricos a instalarse en sustitución de las ineficientes turbinas a gas. El resultado final será un sistema que se propone servir de plataforma para programas de mantenimiento más efectivos, basados en la realidad del contexto operacional e industrial de la empresa petrolera nacional venezolana. Palabras Clave: Sistema Integral de Mantenimiento, Confiabilidad, Redes eléctricas de alta tensión, mantenimiento centrado en la confiabilidad. E-mail del autor: [email protected], [email protected]
López González; Alejandro Esteban. Integral System of Maintenance for electrical nets related to high power motors in Venezuela oil industry. (2008) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 153 p. Tutor: Prof. Ana Irene Rivas; Co-tutor: Ing. José Luís Galindo.
ABSTRACT The growth waited for in the Venezuelan oil production and the development of new projects, implies extensions in the associated lines to the production facilities that they generate, as well, new and novel needs as far as reliability and maintenance. The project available of turbines by electrical motors in PDVSA Occidente, requires of a new network of electrical provision in average and high voltage (air lines, underwater cables, substations and networks of feeding of motors) for which designs in this investigation an integral system of maintenance that, according to the new tendencies on international scale and particularly in the oil industry, will be centered in the trustworthiness. This philosophy has not been applied previously to the net of the Venezuelan oil system and, in the present conditions of growth, by the project indicated above, a propitious opportunity for the development and implantation of this model is generated that, additionally, will generate considerable savings as far as investment and reduction of costs by production deferred associated to the feeding network of the new electrical motors to settle replacing the inefficient turbines to gas. The final result will be a system that sets out to serve as platform for more effective programs of maintenance, based on the reality of the operational and industrial context of the national venezuelan oil company. Key Words: Integral System of Maintenance, Reliability, high voltage net, reliability centred maintenance. Author’s e-mail: [email protected], [email protected]
A mi Dios único y personal que es mi fuerza, inspiración y roca firme
sobre la que descansan todas mis esperanzas. A mí amada esposa Marián, a
mi madre, mi padre y mis hermanos. Ustedes son, sencilla y universalmente,
únicos e irrepetibles en miles de millones de años de evoluciones humanas y
celestiales.
AGRADECIMIENTO
Agradezco a todo el personal de la Gerencia de Servicios Eléctricos -
PDVSA la información suministrada, especialmente a mis compañeros de
trabajo en la Gerencia de Infraestructura, por su apoyo y comprensión
durante la elaboración de este trabajo.
Agradezco a la profesora Ana Irene Rivas su siempre oportuna
atención, y al Ingeniero José Luís Galindo compartir conmigo sus
conocimientos y amplia experiencia.
Agradezco mucho a mi papá sus consejos y valiosas correcciones a
este trabajo, fundamentadas en sus amplios conocimientos en
mantenimiento industrial. A mi mamá le agradezco la vida entera.
Agradezco a mi dulce esposa su apoyo en la organización de este
trabajo y a mis hermanos sus siempre expresados buenos deseos por mi
éxito, a Leonardo en particular, por su valioso apoyo con su exitoso Byte
Print.
Sin el apoyo de todos ellos, no hubiera sido posible culminar este
trabajo de investigación.
TABLA DE CONTENIDO
Página RESUMEN………………………………………………………………………………………………………………………… 3 ABSTRACT………………………………………………………………………………………………………………………. 4 DEDICATORIA………………………………………………………………………………………………………………… 5 AGRADECIMIENTO…………………………………………………………………………………………………………. 6 TABLA DE CONTENIDO………………………………………………………………………………………………….. 7 LISTA DE TABLAS …………………………………………………………………………………………………………. 9 LISTA DE FIGURAS……..………………………………………………………………………………………………… 10 INTRODUCCIÓN……………………………………………………………………………………………………………… 12 CAPÍTULO I EL PROBLEMA…………………………………………………………………………………………………. 14 1.1. Planteamiento y formulación del Problema…………..……………………………… 14 1.2. Objetivos de la Investigación.……………………………………………………………….. 16 1.2.1. Objetivo General…………………………………………………………………………….. 16 1.2.2. Objetivos Específicos…………….……………………………………………………….. 16 1.3. Justificación e Importancia de la Investigación…………………………………….. 17 1.4. Alcance de la Investigación..…………………………………………………………………… 19 1.5. Delimitación de la Investigación……………………………………………………………… 19 II MARCO TEÓRICO……………………………………………………………............................ 21 2.1. Antecedentes de la Investigación…………………………………………………………… 21 2.2. Bases Teóricas…………………………………………………………………………………………. 22
2.2.1. Confiabilidad en Redes Eléctricas…………………………………………………… 22 2.2.2. Diseño confiable de Redes Eléctricas…………………………………………….. 26 2.2.3.Métodos de análisis de confiabilidad según la recomendación IEEE Std-493-1997 (Método de Conjunto Mínimo de Corte)……………………………. 27 2.2.4. Sistema integral de Mantenimiento…………………………………………….... 33 2.2.5. Mantenimiento en Sistemas Eléctricos……………………………………….... 38 2.2.6. Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad………………………………… 52 2.2.7. Redes eléctricas asociadas al sector petrolero………………………………. 57
III MARCO METODOLÓGICO……………………………………………………………………………….. 64 3.1. Tipo de Investigación….….………………………………………………………………………. 64 3.2. Diseño de la Investigación..……………………………………………………………………. 65 3.3. Técnicas de recolección de datos…………………………………………………………… 65 3.4. Población…………………………………………………………………………………………………. 66 3.5. Muestra…………………………………………………………………………………………………….. 67 3.6. Procedimiento Metodológico……………………………………………………………………. 67 IV RESULTADOS DE LA INVESTIGACIÓN……………………………… …………………………… 73
4.1. Historial de fallas en la red eléctrica PDVSA Occidente y análisis comparativo de confiabilidad con respecto a las normas internacionales…….. 73
4.1.1. Análisis Técnico de confiabilidad……………………………………………………. 73 4.1.2. Premisas consideradas para el análisis técnico……………………………… 75 4.1.3. Evaluación de confiabilidad, análisis de causas y conclusiones particulares………………………………………………………………………………………………… 76
4.1.4. Factores influyentes en el estado actual del sistema eléctrico del sector petrolero, considerando los programas vigentes de mantenimiento y su filosofía………………………………………………………………………
101
4.1.5. Definición de criterios de diseño……………………………………………………. 108 4.2.Definición de la filosofía de mantenimiento y su aplicación…………………… 130 4.2.1. Definición del esquema general…………………………………………………….. 130
4.2.2. Aplicación de la filosofía adecuada de mantenimiento a redes eléctricas asociadas a motores de alta potencia…………………………………….. 133
4.3. Planeación del Mantenimiento………………………………………………………………… 134 4.3.1. Pronóstico de la carga de mantenimiento………………………………………. 135 4.3.2. Métodos de prevención de fallas…………………………………………………….. 136 4.3.3. Mantenimiento por Condición, o Mantenimiento Predictivo, aplicado a elementos del sistema eléctrico………………………………………………. 137
4.3.4. Planeación de la capacidad de mantenimiento………………………………. 141 4.3.5. Programación del mantenimiento…………………………………………………… 141
4.4. Actividades de Organización……………………………………………………………….. 141 4.4.1. Filosofía del Mantenimiento Productivo Total (MPT) aplicada a las
actividades de organización del mantenimiento a redes eléctricas……………………………………………………………………………………….. 142
4.4.2. Diseño de los procedimientos……………………………………………………….. 143 4.4.3. Definición de los tiempos estimados…………………………………………….. 144 4.4.4. Control y auditoria del mantenimiento………………………………………….. 145 CONCLUSIONES……………………………………………………………………………………………………………… 147 RECOMENDACIONES……………………………………………………………………………………………………… 150 BIBLIOGRAFÍA………………………………………………………………………………………………………………… 151
LISTA DE TABLAS
Tabla Página
1 Variables y Ecuaciones para el cálculo de Confiabilidad…………………………………. 75 2 Índices de Confiabilidad de Líneas de transmisión en 115 KV………………………… 78 3 Índices de Confiabilidad de Líneas de transmisión en 69 KV…………………………. 80 4 Índices de Confiabilidad de Líneas de transmisión en 34,5 KV………………………. 82 5 Índices de Confiabilidad de Cable Submarino en 34.5 KV………………………………. 84 6 Índices de Confiabilidad de Interruptores en 115 KV………………………………………. 85 7 Índices de Confiabilidad de Interruptores en 69 KV………………………………………. 87 8 Índices de Confiabilidad de Interruptores en 34.5 KV……………………………………. 89 9 Índices de Confiabilidad de Interruptores en 34.5 KV……………………………………. 91 10 Índices de Confiabilidad de Interruptores en 12.47 KV…………………………………… 92 11 Índices de Confiabilidad de transformadores en 115 KV………………………………. 94 12 Índices de Confiabilidad de transformadores en 69 KV…………………………………. 96 13 Índices de Confiabilidad de transformadores en 34.5 KV………………………………. 97 14 Índices de Confiabilidad de transformadores en 12.47 KV……………………………. 99 15 Índices de Confiabilidad de transformadores en 6.9 KV………………………………… 101 16 Frecuencia de Mantenimientos, en meses, vigente en PDVSA………………………. 102 17 Porcentaje de ejecución de ordenes de mantenimiento preventivo durante los
últimos tres años………………………………………………………………………………………………. 107 18 Dimensiones promedio de celdas en 34.5 KV………………………………………………….. 112 19 Comparación de Dimensiones promedio en celdas en 34.5 kV……………………….. 112 20 Área ocupada por un tablero de distribución SF6 en comparación con uno
igual en Aire………………………………………………………………………………………………………. 112 21 Promedio de corriente nominal máxima disponible en el mercado actual tanto
para aislamiento en aire como para aislamiento en SF6…………………………………. 113 22 Comparación relativa de costos para configuración en barra simple y
Comparación relativa de costos para configuración en doble barra…………….... 115 23 Horas fuera de servicio por elemento de seccionamiento……………………………….. 120 24 Estimación relativa de costos en la fase de desarrollo del proyecto entre
Subestaciones Convencionales y SMC con interruptores desconectables (DCB) e interruptores extraíbles (WCB)…………………………………………………………… 124
25 Comparación de índices de falla y horas de interrupción al año entre líneas aéreas y cables submarinos………………………………………………………………………………. 126
26 Comparación relativa de costos para líneas de transmisión eléctrica de alta tensión……………………………………………………………………………………………………………….. 129
27 Criterios generales para el diseño confiable de la red……………………………………… 130 28 Modificación de la frecuencia de mantenimientos……………………………………………. 135 29 Eficiencia total mínima de acuerdo a MPT………………………………………………………… 145
LISTA DE FIGURAS
Figura Página 1 Diagrama de bloques general de un sistema de mantenimiento…………………. 35
2 Esquema pertinente a la filosofía de mantenimiento en un sistema integral aplicado a subestaciones eléctricas……………………………………………………………….. 43
3 Mantenimiento preventivo aplicado a subestaciones……………………………………. 44 4 Esquema general de una subestación eléctrica……………………………………………… 44 5 Esquema eléctrico para alimentación de bombas electrosumergibles………….. 58 6 Esquema general de producción por “gas lift”…………………… 60
7 Módulo de compresión de gas accionado por turbina, Módulo de compresión de gas accionado por motor eléctrico…………………………………………………………….. 62
8 Comparación de niveles de eficiencia en sistemas con control de velocidad, a través de la variación de la frecuencia, y de velocidad fija………………………….. 63
9 Red eléctrica, plantas compresoras accionadas con motores e inyección de gas……………………………………………………………………………………………………………………. 63
10 Índices de fallas por año de las líneas de Transmisión en 115 KV………………… 77
11 Horas totales de Interrupción por año debido a fallas en las Líneas de Transmisión en 115 KV……………………………………………………………………………………. 78
12 Índice de Fallas por año de líneas de transmisión en 69 KV……………………….… 79
13 Horas totales de Interrupción por año debido a fallas en Líneas de transmisión en 69 KV………………………………………………………………………………………. 79
14 Índice de fallas por año de Líneas de transmisión en 34,5 KV……………………… 81
15 Horas totales de Interrupción por año debido a fallas en Líneas de transmisión en 34,5 KV………………………………………………………………………………….. 81
16 Índice de fallas año de Cable Submarino en 34,5 KV……………………………………. 83
17 Horas Totales de Interrupción por año debido a fallas en Cable Submarino en 34,5 KV………………………………………………………………………………………………………. 83
18 Índices de fallas por año de Interrupciones en 115 KV………………………………… 84
19 Horas Totales de Interrupción por año debido a fallas de Interruptores en 115 KV……………………………………………………………………………………………………………. 85
20 Índices de fallas por año de Interruptores en 69 KV……………………………………. 86
21 Horas totales de Interrupción por año debido a fallas de Interruptores en 69 KV……………………………………………………………………………………………………………………. 87
22 Índices de fallas por año de Interruptores en 34,5 KV…………………………………. 88
23 Horas totales de Interrupción por año debido a fallas de Interrupciones en 34,5 KV………………………………………………………………………………………………………….. 89
24 Índices de fallas por año de Interrupciones en 24 KV…………………………………. 90
25 Horas totales de Interrupción por año debido a fallas de Interruptores en 24 KV…………………………………………………………………………………………………………………… 90
26 Índices de fallas por año de Interruptores en 12,47 KV……………………………… 91
27 Horas totales de interrupción por año debido a fallas de Interruptores en 12,47 KV………………………………………………………………………………………………………… 92
28 Índice de fallas por año en Transformadores en 115 KV……………………………… 93
29 Horas Totales de Interrupción por año debido a fallas en Transformadores en 115 KV………………………………………………………………………………………………………… 93
30 Índice de fallas por año en Transformadores en 69 KV………………………………… 95
31 Horas Totales de interrupción por año debido a fallas en Transformadores en 69 KV………………………………………………………………………………………………………………. 95
32 Índice de fallas por año en Transformadores en 34,5 KV…………………………….. 96 33 Horas Totales de Interrupción por año debido a fallas en Trasformadores en 97
34,5 KV. …………………………………………………………………………………………………………. 34 Índice de fallas por año en Transformadores en 12,47 KV…………………………… 98
35 Horas Totales de interrupción por año debido a fallas en Transformadores en 12,47 KV………………………………………………………………………………………………………… 98
36 Índice de fallas por año en Transformadores en 6,9 KV………………………………. 100
37 Horas Totales de interrupción por año debido a fallas en Transformadores en 6,9 KV. ………………………………………………………………………………………………………….. 100
38 Comparación entre el número de mantenimientos realizados y número de interrupciones durante el año 2005, en las líneas de transmisión más falladas……………………………………………………………………………………………………………. 103
39 Comparación entre el número de mantenimientos realizados y el número de interrupciones durante el año 2006, en las líneas de transmisión más falladas……………………………………………………………………………………………………………… 103
40 Líneas aéreas del sector petrolero…………………………………………………………………… 104 41 Comparación global de costos entre subestaciones convencionales y SMC´s. 117
42 Fotografía de un Sistema Modular Compacto tradicional(SMC), con interruptores extraibles (Withdrawle Circuit Breaker, WCB) del tipo tanque vivo (LTB). ………………………………………………………………………………………………………. 118
43 Fotografía de un Sistema Modular Compacto Híbrido(SMC), con interruptores del tipo tanque muerto, con aislamiento en gas SF6 (GIS)……. 119
45 Desarrollo de tecnologías en interruptores de potencia, y su tasa de fallas en comparación con la de los seccionadores………………………………………………………. 123
46 Mapa isoceraunico del Occidente Venezolano. Se observa el Lago de Maracaibo y el estado Zulia……………………………………………………………………………. 127
47 Roturas en cables submarinos del lago de Maracaibo por impacto con anclas de barcos…………………………………………………………………………………………………………. 128
48 Gabarra para reparación de cables submarinos en el Lago de Maracaibo……. 128 49 Filosofía propuesta para el “Sistema Integral de Mantenimiento”……………….. 132
50 Aplicación de las diferentes filosofías de mantenimiento dentro del sistema integral de mantenimiento……………………………………………………………………………… 133
51 Red eléctrica asociada a motores de alta potencia en el sector petrolero……. 134 52 Frecuencias de mantenimiento típicas…………………………………………………………… 136 53 Termografías…………………………………………………………………………………………………….. 138 54 Cámara termográfica……………………………………………………………………………………… 139 55 Método de diagnóstico y estimación de la vida útil…………………………….......... 141 56 Esquema de aplicación del mantenimiento autónomo………………………………….. 144
INTRODUCCIÓN
Tradicionalmente, las redes eléctricas del sector petrolero han sido
mantenidas con una filosofía de mantenimiento basada en el mantenimiento
correctivo. Posteriormente, se han adoptado prácticas de mantenimiento
preventivo basadas en el tiempo, que no consideran el contexto operacional,
la edad de los equipos ni su condición real. Este modelo de mantenimiento
ha permanecido desde la existencia de las transnacionales en Venezuela,
pasando por la nacionalización y hasta los actuales momentos, aún cuando
las tecnologías han cambiado y los proyectos previstos prevén un cambio
cualitativo en el sistema.
Dentro de la red eléctrica petrolera, las cargas han sido distribuidas en
motores eléctricos de baja y media potencia usados para bombeo
electrosumergible, aplicaciones en estaciones de flujo, estaciones de bombeo
y patios de tanques. Sin embargo, en la actualidad, debido al proyecto
previsto de reemplazo de turbinas por motores eléctricos, en plantas de
compresión de gas, se prevé la instalación de motores con potencia eléctrica
de entre 13 y 26 megavatios. Estos motores requerirán de una nueva red
eléctrica y nuevos parámetros de gestión del mantenimiento, que son los
analizados en este trabajo de grado.
En este trabajo de grado se ha encontrado aplicación directa a las
filosofías de Mantenimiento Productivo Total y Mantenimiento Centrado en la
Confiabilidad, con la finalidad de optimizar el Mantenimiento Proactivo
requerido para un Sistema Integral de Mantenimiento adecuado a las
necesidades propias de una red eléctrica en el sector petrolero. En el caso de
los motores eléctricos de alta potencia, se asume que, en su mayoría, las
redes eléctricas asociadas a cada planta compresora, en las cuales se
encontrarán instalados, son de servicio exclusivo.
En el capítulo I, se presenta el planteamiento del problema y la
justificación e importancia de esta investigación. El tiempo requerido para
terminar esta investigación y su delimitación espacial también son indicados
12
13
en este capítulo que, además, enuncia el objetivo general y todos y cada uno
de los objetivos específicos que se han perseguido en la misma.
El capítulo II muestra los antecedentes a esta investigación, indicando
trabajos hechos dentro y fuera de la industria petrolera, así como trabajos
que han sido realizados en otros países. El marco teórico va también incluido
en este capítulo, en procura de sustentar el desarrollo, análisis y
conclusiones de esta investigación.
El capítulo III, correspondiente al marco metodológico, define qué tipo
de investigación ha sido realizada y traza ordenadamente el conjunto de
actividades que han sido ejecutadas, agrupándolas en sus fases
consecutivas.
El capítulo IV muestra el análisis de resultados. La investigación
realizada en los datos de interrupciones en la red eléctrica de PDVSA en el
Occidente del país y el análisis de los mismos, con miras a determinar el
nivel de confiabilidad de ésta. El análisis de los datos obtenidos sirve,
además, de experiencia para sugerir medidas oportunas en la corrección de
la filosofía de mantenimiento vigente en la industria petrolera en cuanto a las
redes eléctricas. Posteriormente, se asumen las filosofías de Mantenimiento
Productivo Total (TPM, por sus siglas en inglés o MPT en español) y de
Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad (RCM, por sus siglas en inglés),
como bases para hacer una propuesta de desarrollo de un Sistema Integral
de Mantenimiento, que debe implementarse con la finalidad de incrementar
la confiabilidad cuando se incorporen nuevas cargas eléctricas con mayor
impacto en la producción petrolera de la industria nacional.
Finalmente, se muestran las conclusiones de la investigación y se
hacen las recomendaciones que pueden mejorar la calidad del
mantenimiento, a través de un Sistema Integral de Mantenimiento, basado
en las técnicas del Centrado en la Confiabilidad y el Productivo Total.
CAPÍTULO I
EL PROBLEMA
1.1. Planteamiento y Formulación del Problema
Al inicio de la explotación petrolera en Venezuela, el proceso de
extracción estuvo en manos de empresas trasnacionales, cuya filosofía
gerencial era la de la maximización de las ganancias por medio de una
extracción intensiva del crudo en el menor tiempo posible y con los más
bajos niveles de inversión en infraestructura y mantenimiento. En este
sentido y considerando los costos de los componentes de las redes eléctricas,
comparativamente menores que las pérdidas en producción derivadas de una
parada eléctrica y/o reemplazo de equipos, se han heredado prácticas
operacionales que podrían no estar en sintonía con los requerimientos
actuales de la industria.
Según Mubray, la evolución del mantenimiento puede ser dividida en
tres generaciones, de las cuales la establecida por estas empresas
trasnacionales para las redes eléctricas petroleras, en Venezuela, fue una
filosofía de primera generación (1940-1950, “repare cuando se rompa”), que
ya no se adapta a las condiciones de funcionamiento, contexto operacional y
requerimientos de confiabilidad actuales. Por lo tanto, se requiere una
adecuación a las nuevas filosofías de mantenimiento, que ubique en primer
lugar aspectos como: confiabilidad, seguridad, calidad, ambiente, vida útil de
equipos y eficiencia; y que, además, considere la complejidad de las
instalaciones y el impacto importante que las fallas en la red eléctrica tienen
en la producción petrolera diferida anual de PDVSA.
La necesidad de adecuación del sistema de mantenimiento se hace
más apremiante al considerar el crecimiento que PDVSA espera tener en su
red eléctrica, derivado, fundamentalmente, del proyectado reemplazo de
turbinas a gas por motores eléctricos. PDVSA ha incursionado en esta
tecnología en la Planta de Compresión de Jusepín (en el año 1994), donde se
instalaron 4 trenes de compresión de 50 MMPCND accionados por motores
eléctricos, con resultados satisfactorios; por lo que se tiene previsto el
reemplazo de las turbinas de 115 módulos de compresión, con una potencia
total de 1.714.218 HP, por motores eléctricos con una demanda eléctrica
total de 781 Megavatios (MW), para lo que se requiere una nueva red de
transmisión, con nuevas filosofías de mantenimiento y elevados niveles de
confiabilidad.
Actualmente, en la industria petrolera nacional se pierden alrededor de
90 millones de Bolívares Fuertes al año, debido a producción diferida por
fallas en el sistema eléctrico. Entre las fallas eléctricas, se observa que el
número de interrupciones por kilómetro de línea, en el sistema de
transmisión de la industria petrolera nacional, supera el promedio establecido
por el Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos de EEUU (IEEE) en el
estudio anexo a la norma IEEE Std 493-1997, lo que podría estar
evidenciando problemas de mantenimiento y/o diseño, que requieren de una
profunda revisión técnica que considere las pérdidas generadas actualmente,
para establecer criterios de diseño y mantenimiento confiables para los
nuevos desarrollos asociados al proyecto de reemplazo de turbinas por
motores eléctricos.
Si, en los nuevos desarrollos del sistema de transmisión y
subestaciones eléctricas en alta tensión, se mantienen los esquemas de
diseño y mantenimiento actuales, aplicándose al sistema requerido por el
proyecto de reemplazo de turbinas por motores eléctricos, se podría
comprometer la confiabilidad de hasta 781 MW de potencia. Es importante
destacar que, actualmente, el 95% de la producción petrolera en el Lago de
Maracaibo se hace por medio de Levantamiento Artificial por Gas (LAG),
inyectado desde las plantas compresoras accionadas por turbinas a gas. Al
sustituir estas turbinas por motores, el 100% de la producción por LAG
dependerá de la red eléctrica asociada a los motores. Por lo tanto, se
requiere tener una muy elevada confiabilidad en la red, lo cual sólo se podrá
obtenerse de una adecuación de las filosofías de diseño y mantenimiento.
15
La novedad que implica la construcción de redes eléctricas de alta
tensión en el occidente venezolano para alimentar motores de alta potencia,
así como el hecho de que la producción petrolera en el Lago de Maracaibo
pasaría a depender casi en un 100% de la nueva red eléctrica, exigen
establecer criterios de diseño confiable y un Sistema Integral de
Mantenimiento adecuado a las características propias de las líneas de
transmisión en alta tensión, subestaciones eléctricas y cables submarinos,
que, además, incluya esquemas particulares de diseño y mantenimiento para
las redes de alimentación directamente asociadas, tanto a los motores
eléctricos, como a los variadores de frecuencia asociados a los mismos (o de
velocidad, según sean los motores, de inducción o sincrónicos) El producto
del estudio planteado debe servir para establecer criterios de diseño
confiable y formular políticas de mantenimiento del sistema de transmisión,
subestaciones y esquemas de alimentación de motores, que garanticen
niveles de disponibilidad adecuados a la elevada producción petrolera que
estará asociada al mismo.
1.2. Objetivos de la Investigación 1.2.1. Objetivo General
Crear las bases para el diseño de un Sistema Integral de
Mantenimiento para redes eléctricas asociadas a motores de alta potencia
que considere, como premisa fundamental, el diseño confiable de líneas de
transmisión, subestaciones eléctricas y esquemas de alimentación y régimen
de funcionamiento de los motores.
1.2.2. Objetivos Específicos i. Evaluar la confiabilidad de las líneas de transmisión de alta y media
tensión, cables submarinos y subestaciones eléctricas de alta tensión,
actualmente instaladas en la red eléctrica de la industria petrolera nacional
en el occidente venezolano.
16
ii. Establecer causas y conclusiones particulares acerca del nivel de
confiabilidad encontrado, considerando el plan de mantenimiento vigente y
los criterios de diseño aplicados.
iii. Definir criterios de diseño, tanto para líneas de transmisión y
subestaciones eléctricas de alta tensión requeridas, como para el sistema de
alimentación de los motores eléctricos, considerando la confiabilidad y la
reducción en los costos y la frecuencia del mantenimiento, como premisas
fundamentales.
iv. Establecer criterios y describir los pasos para la aplicación de la
filosofía de mantenimiento más adecuada a las necesidades de confiabilidad,
tanto del sistema de alimentación de los motores eléctricos a instalar, como
de las líneas de transmisión y subestaciones de alta tensión.
v. Diseñar el esquema del Sistema Integral de Mantenimiento, tanto
para líneas de transmisión y subestaciones eléctricas de alta tensión
requerida, como para el sistema de alimentación de los motores eléctricos.
1.3. Justificación e Importancia de la Investigación
Como producto final de la consideración de los resultados de esta
investigación, se espera un Sistema Integral de Mantenimiento para redes
eléctricas asociadas a motores de alta potencia, adecuado a las condiciones
operacionales y al contexto industrial petrolero propio del occidente
venezolano que, por lo tanto, permita:
i. Reducir las pérdidas por producción diferida de la industria petrolera
nacional en el occidente del país asociada a las redes de media y alta
tensión, actualmente y durante el desarrollo del proyecto de reemplazo de
turbinas por motores eléctricos.
ii. Adecuar, desde ahora, la estructura y esquemas de mantenimiento
vigentes para la red eléctrica de la industria petrolera nacional, en el
occidente del país, a los nuevos requerimientos de confiabilidad previstos de
acuerdo al crecimiento esperado por el desarrollo del proyecto de reemplazo
de turbinas por motores eléctricos.
17
Considerando que, actualmente, el 76% de la producción petrolera de
PDVSA Occidente se basa en el esquema de producción por Levantamiento
Artificial de Gas (LAG) y que la inyección del mismo, que en el presente se
hace con el uso de turbinas a gas como máquinas conductoras en los trenes
de compresión, se hará en el futuro con trenes de compresión impulsados
por motores eléctricos asociados a una nueva red eléctrica de media y alta
tensión; la producción petrolera pasará a depender, casi en un 100%, de
cuan confiable sea el sistema eléctrico de alimentación, sus redes de media y
alta tensión, subestaciones y demás elementos. Por lo tanto, un adecuado
sistema integral de mantenimiento permitirá garantizar la continuidad de la
producción, tanto por alimentación directa a pozos (bombas
electrosumergibles, entre otros) como por alimentación indirecta a través de
la compresión de gas para el levantamiento artificial (LAG).
En el contexto actual venezolano, las ganancias derivadas de la
explotación de hidrocarburos (gas y crudo) se traducen, de forma directa, en
inversión social a través del estado. En este sentido, mantener y optimizar la
confiabilidad de la infraestructura eléctrica asociada a la industria petrolera,
es garantía de reducción en las pérdidas asociadas a fallas y, por tanto,
aumento de las ganancias del estado como propietario de la industria y
distribuidor de la riqueza generada en obras sociales y de interés nacional.
Aún cuando las consecuencias prácticas de la aplicación del sistema
propuesto sólo podrían validarse después de desarrollados los proyectos de
ampliación de la red eléctrica, con el producto de la presente investigación
viene a llenarse un vacío en cuanto a la filosofía de mantenimiento y diseño
confiable de redes eléctricas de alta tensión en general y asociadas a
motores eléctricos de alta potencia, en lo particular.
Por otro lado, existe un valor metodológico, pues el procedimiento propuesto
en esta investigación para la definición de un Sistema Integral de
Mantenimiento para redes eléctricas de alta y media tensión, de acuerdo a
los requerimientos particulares de calidad y potencia y al contexto
operacional e industrial, tiene un valor general en cuanto a su aplicabilidad a
18
cualquier red eléctrica asociada a una empresa petrolera en cualquier parte
del mundo.
1.4. Alcance de la Investigación
El presente trabajo de investigación abarca el análisis del historial
actual de fallas y los índices de confiabilidad de la red eléctrica asociada a la
industria petrolera nacional en el occidente del país, así como la investigación
documental acerca de filosofías de mantenimiento para el sector eléctrico en
general y para el sector petrolero en particular, con la finalidad de conocer
los requerimientos de mantenimiento de la nueva red eléctrica que suplirá
energía a los motores requeridos como reemplazo de las turbinas instaladas
en las plantas compresoras de gas, actualmente en funcionamiento.
Posteriormente, y en virtud de los requerimientos de mantenimiento
estudiados, se establecerán los aspectos básicos para el diseño de un
Sistema Integral de Mantenimiento para la red eléctrica asociada a los
motores eléctricos a instalarse en sustitución de las turbinas.
1.5. Delimitación de la Investigación
Este trabajo de grado se encuentra delimitado espacialmente en las
Gerencias de Servicios Eléctricos y Proyectos Mayores de PDVSA Occidente, y
estudia la red eléctrica de PDVSA Occidente, tanto en el Lago de Maracaibo
como en la Costa Oriental del mismo. Los datos manejados corresponden a
los años desde 1997 hasta 2007 y se estima desarrollar la investigación
entre Julio y Septiembre del 2008.
Cabe destacar que el alcance de este trabajo contempla la
determinación de los fundamentos del diseño de un Sistema Integral de
Mantenimiento de una red eléctrica asociada a motores eléctricos de alta
potencia en la industria petrolera venezolana; sin embargo, no se
contemplan su desarrollo e implantación (compete a la Gerencia de Servicios
19
20
Eléctricos, Departamento de Ingeniería de Mantenimiento, o a la empresa
que quiera implantarla)
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
En este apartado se desarrollan los fundamentos que dan sustento
teórico a la presente investigación. Se cubren los aspectos fundamentales de
un Sistema Integral de Mantenimiento, confiabilidad, mantenimiento a
sistemas eléctricos y filosofías de mantenimiento centradas en la
confiabilidad. Además, se mencionan algunos estudios previos que han
servido de sustento a la presente investigación y que aportan un valor
técnico y documental pertinente.
2.1. Antecedentes de la investigación
2.1.1. Mendoza, Daniel (1989). ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE FALLAS EN RED
DE CABLES SUBMARINOS DE ALTA TENSIÓN. Tesis para optar al grado de
Magíster Scientiariun en Gerencia de Mantenimiento. División de Postgrado.
Programa Gerencia de Mantenimiento. Universidad del Zulia. Maracaibo,
Venezuela
Este trabajo arroja conclusiones acerca de la tasa de fallas en cables
submarinos del Lago de Maracaibo de interés para esta investigación. Resulta
particularmente interesante, para investigación que nos ocupa, el hecho de
que las conclusiones se basan en un historial de fallas de 30 años sobre 50
Kilómetros de cable tripolar en 34.5 KV. Este tipo de cables y nivel de
tensión serán, muy probablemente, los empleados para la alimentación de
los motores eléctricos que sustituirán las turbinas a gas.
2.1.2. Soto R., Manuel (1997). CÁLCULO DE INDICES NODALES Y
FUNCIONALES DE CONFIABILIDAD EN SISTEMAS ELÉCTRICOS DE
POTENCIA. Tesis para optar al grado de Magíster en Ciencias de la
Ingeniería. Escuela de Ingeniería. Pontificia Universidad Católica de Chile.
Santiago de Chile, Chile
Dado que no existen muchos trabajos en los que se haya efectuado
una recopilación acerca de los tiempos de disponibilidad e indisponibilidad de
instalaciones y equipos dentro de un sistema eléctrico de potencia, el valor
de este trabajo tiene que ver con la utilización referencial de los parámetros
preestablecidos en el mismo. Además, la metodología de evaluación de
confiabilidad sirve de referencia para esta investigación.
2.1.3. Arriagada M., Aldo (1994). EVALUACIÓN DE CONFIABILIDAD EN
SISTEMAS ELÉCTRICOS DE DISTRIBUCIÓN. Tesis para optar al grado de
Magíster en Ciencias de la Ingeniería. Escuela de Ingeniería Pontificia
Universidad Católica de Chile. Santiago de Chile, Chile
El algoritmo para definir los estados de los elementos componentes de
un sistema eléctrico, sirve de referencia para la evaluación de confiabilidad
en esta investigación. El método aplicado y los resultados de la aplicación
tienen validez práctica para la presente investigación.
2.2. Bases Teóricas
2.2.1. Confiabilidad en Redes Eléctricas
Desde los inicios de la industria eléctrica y hasta nuestros días, han
predominado en este campo las empresas de tipo monopolista; es decir, las
empresas eléctricas que tienen, por lo general, la responsabilidad de la
generación, transmisión y distribución de la energía eléctrica de forma
exclusiva en una región geográfica determinada, teniendo asegurada la
retribución económica del servicio a través de una tarifa y estando obligadas
sólo a mantener unos ciertos niveles aceptables de calidad en el suministro
de energía eléctrica a sus clientes.
22
La calidad de la potencia eléctrica abarca todo un conjunto de
elementos cuantitativos y cualitativos, de los cuales el más importante para
la presente investigación y, en general, uno de los más importantes en todas
las redes eléctricas del mundo, sobre todo las petroleras, es la confiabilidad
de la red eléctrica. La confiabilidad se mide en términos de la continuidad del
servicio y se cuantifica a través de la frecuencia y duración de las
interrupciones. La compañía que presta el servicio de suministro eléctrico, en
el caso de ciudades, pueblos, y clientes domésticos, o la compañía que se
procura su propia red eléctrica para suministro particular y privado, son las
responsables de planificar y diseñar su red de modo que se pueda cumplir
con los requerimientos de confiabilidad establecidos. Por lo general, estos
requerimientos de confiabilidad son establecidos por normas internacionales,
por gobiernos o por alguna entidad externa a la propia compañía.
De acuerdo a Nava (2004), se tiene que “la Confiabilidad se define
como la probabilidad de que un componente o equipo no fallará estando en
servicio durante un período determinado, cuando es operado en condiciones
razonablemente uniformes de presión, temperatura, velocidad, vibración…”.
Este concepto es igualmente válido para sistemas eléctricos, mecánicos y
electrónicos, entre otros.
2.2.1.1. Conceptos básicos de Confiabilidad en Redes Eléctricas.
La evaluación de la Confiabilidad, expresada cuantitativamente en la
continuidad del servicio en los sistemas de transmisión y distribución, es de
gran importancia para el diseño y la operación de los sistemas eléctricos de
potencia. A continuación, se definen los conceptos más importantes en la
definición de los índices de cuantificación de confiabilidad, basados en la
traducción de la norma IEEE Std. 493-1990, titulada: Design of reliable
Industrial and Commercial Power Systems.
Disponibilidad (se expresa, generalmente, con la letra R): Es el
promedio de la fracción del tiempo que un componente o sistema
está en servicio efectuando satisfactoriamente la función deseada;
23
Indisponibilidad (se expresa, generalmente, con la letra Q): Es el
promedio de fracción del tiempo que un componente o sistema
está fuera de servicio. Esta magnitud se establece en porcentaje o
en un valor que oscila entre 0 y 1. Su valor es complemento de la
Disponibilidad. Esta puede deberse a fallas o a salidas
4.1.4. Factores influyentes en el estado actual del sistema eléctrico del
sector petrolero, considerando los programas vigentes de mantenimiento y
su filosofía
En esta fase, se investigaron algunas posibles causas y conclusiones
particulares acerca del nivel de confiabilidad encontrado, considerando el
plan de mantenimiento vigente y los criterios de diseño aplicados
previamente en el desarrollo de proyectos eléctricos en la industria petrolera
para líneas de transmisión, cables submarinos y los equipos más importantes
de las subestaciones eléctricas. La Tabla 16 muestra las prácticas de
mantenimiento vigentes para cada uno de los equipos a estudiar,
estableciendo los tiempos en meses de inspección de acuerdo al nivel de
mantenimiento a realizar.
101
Tabla 16. Frecuencia de Mantenimientos, en meses, vigente en PDVSA. (Fuente: El Autor)
EQUIPO NIVEL 1:
VISUAL
NIVEL 2:
VISUAL-MECÁNICO
NIVEL 3:
VISUAL-MECÁNICO-
ELÉCTRICO
TRANSFORMADORES 2 12 36
LÍNEAS DE
TRANSMISION 2 12 36
INTERRUPTORES 1 12 24
La optimización de la confiabilidad en cualquier instalación,
especialmente en las instalaciones eléctricas, depende considerablemente
del buen manejo y uso de las instalaciones o equipos, el establecimiento de
una frecuencia de Inspección óptima y la búsqueda de mejoras de las
condiciones de funcionamiento. Por lo tanto, en las secciones siguientes se
muestra la relación entre la ejecución de los programas de mantenimiento, la
confiabilidad observada en la red y la relación entre ambos aspectos.
4.1.4.1. Líneas de transmisión.
En cuanto a las líneas de transmisión, se realizó un estudio sobre la
data correspondiente a los años 2005 y 2006, en la que se comparó la
cantidad de mantenimientos realizados contra el número de interrupciones
debidas a fallas en las líneas, en aquellas que tuvieron el mayor índice en el
lapso de tiempo estudiado.
En la Figura 38, se muestra la relación entre la cantidad de
mantenimientos realizados a cada línea y el número de interrupciones
durante el año 2005, mientras que en la Figura 39 se muestran esos valores
para el año 2006.
102
Figura 38. Comparación entre el número de mantenimientos realizados y el número de interrupciones durante el año 2005, en las líneas de transmisión más falladas.
(Fuente: El Autor)
Figura 39. Comparación entre el número de mantenimientos realizados y el número de
interrupciones durante el año 2006, en las líneas de transmisión más falladas.
(Fuente: El Autor)
Tanto en el año 2005 como en el año 2006, se observa que no existe
una relación directa entre el número de mantenimientos realizados y la
cantidad de fallas presentadas. En otras palabras, se observa que el
mantenimiento no tiene incidencia directa en la confiabilidad de las líneas de
transmisión, bien sea porque la frecuencia es inadecuada, la calidad es
insuficiente o la filosofía de mantenimiento es equivocada. Cualquiera de
estos tres factores, dos de ellos o los tres, pueden ser causantes del estado
actual de las líneas de transmisión en la red petrolera de occidente.
103
De entrevistas realizadas a personal de mantenimiento de líneas de
Servicios Eléctricos y de Estudios del Sistema Eléctrico, se concluyó que la
calidad del mantenimiento no es pertinente al caso particular y que, debido
al alto nivel isoceraunico en la zona occidental de país, se requiere una
adecuación del aislamiento de las líneas aéreas de transmisión que no es
realizable a través de mantenimientos menores.
En la imagen izquierda de la figura 40, se muestra una línea aérea
perteneciente a la red eléctrica del sector petrolero en el oriente del país, con
un nivel de tensión de 115 kV perteneciente al circuito que recorre la costa
oriental del lago desde el Patio de tanques H-7 hasta Pequiven; en la otra
imagen de la misma figura, se observa una línea de transmisión sobre el lago
de Maracaibo.
Figura 40. Líneas aéreas del sector petrolero. (Fuente: El Autor)
Adicionalmente, se realizó una entrevista con personal de la unidad de
Estudios del Sistema Eléctrico de la Gerencia de Servicios Eléctricos, con la
finalidad de conocer las posibles causas de la alta incidencia de fallas en
líneas de alta y media tensión. De esa entrevista, se concluyó lo siguiente:
104
La tasa de salida en las líneas áreas de alta tensión por falla de
apantallamiento es baja, por lo que se puede concluir que se tiene
buen diseño de apantallamiento. Por lo tanto, la cantidad de los
eventos asociados a descargas atmosféricas corresponde al fenómeno
de Back-Flashover (Descarga retroactiva).
Considerando que la mayoría de las fallas pueden deberse a descargas
retroactivas, se recomienda disminuir las resistencias de puesta a
tierra de las torres a valores menores a 5 Ohms. Debe revisarse en
todas las torres de transmisión la resistencia de puesta a tierra e
incluirse este procedimiento en todos los mantenimientos.
De lo mencionado en el párrafo anterior, se deduce que no siempre las
conexiones de las puestas a tierra de las torres se encuentran en
óptimas condiciones y por eso no tienen buen contacto con el
conductor de puesta a tierra de la torre, posiblemente debido a que
las condiciones ambientales y de salinidad en el Lago de Maracaibo
deterioran rápidamente los elementos que conforman el sistema de
puesta a tierra. Esta tarea de mantenimiento no está siendo realizada
correctamente.
Es probable que los aisladores que conforman la cadena de aisladores
no sean los más adecuados. Por lo tanto, debe ser actividad de
mantenimiento verificar que los aisladores utilizados sean los correctos
(15 Kv de aislamiento por unidad)
4.1.4.2. Subestaciones: Transformadores de potencia.
De los transformadores de potencia instalados en las subestaciones de
media y alta tensión de la red del sector petrolero, más del 70% han
superado su vida útil. Aún cuando una gran cantidad de ellos permanecen sin
fallas o con muy bajo índice de fallas, a pesar de su edad, otros presentan
una alta frecuencia en las mismas, lo que hace que el sistema eléctrico
presente un comportamiento errático y con condiciones muy variables. Sin
105
embargo, el mantenimiento aplicado es rígido y divorciado de cada realidad
particular y del contexto operacional de la instalación.
Por otro lado, se observó que el aceite empleado no siempre es
almacenado adecuadamente ni se le realizan pruebas físico-químicas antes
de ser usado. El mantenimiento que se realiza se limita únicamente a
pruebas y cambios de aceite. No se hace mantenimiento predictivo. En las
inspecciones realizadas y las entrevistas no estructuradas al personal de
mantenimiento de la red eléctrica, se observó que no se está cumpliendo
plenamente con las recomendaciones establecidas en las siguientes normas
internacionales:
IEEE Std C57.93-1995 Guide for Installation and Maintenance of
Liquid-Immersed Power Transformers.
IEEE Std C57.91-1995, IEEE Guide for loading Mineral-Oil Immersed
Transformers (en su Parte 5).
IEEE Std C57.12.90-1999 Standard Test Code for Liquid-Immersed
Distribution, Power, and Regulating Transformers.
IEEE Std C57.106-2002 IEEE Guide for Acceptance and Maintenance of
Insulating Oil in Equipment.
4.1.4.3. Subestaciones: Interruptores de potencia.
En la red eléctrica de PDVSA, la mayoría de los interruptores en alta
tensión son del tipo de uso exterior y los de media tensión están embutidos
en celdas de potencia o switchgear. Los problemas más frecuentes con estos
interruptores son su accionamiento mecánico y control, mientras que los que
están en celdas de distribución de potencia presentan un bajo índice de
fallas. En general, en lo concerniente a estos casos, no se observaron
desviaciones notables.
4.1.4.4. Efectividad en el cumplimiento de los programas.
106
En este apartado se muestran los resultados del estudio de la ejecución
de órdenes de mantenimiento preventivo en la red eléctrica de transmisión
del sector petrolero en Occidente. Se evalúo la ejecución de los planes de
mantenimiento durante todo el año 2006, 2007 y hasta septiembre del 2008.
Los resultados se muestran en la Tabla 17. Es importante resaltar que se
dividió el estudio entre órdenes ejecutadas por la Gerencia de Transmisión,
que contempla líneas y subestaciones en general, y la Gerencia de
Protecciones, que contempla interruptores y todos los sistemas de control de
las protecciones en la subestación.
Tabla 17. Porcentaje de ejecución de órdenes de mantenimiento preventivo durante los
últimos tres años. (Fuente: El Autor)
2006 2007
Gerencia de Protecciones Eléctricas 97% 100%
Gerencia de Transmisión 93% 100%
GerenciaAño bajo estudio
2008
100%
100%
De acuerdo a la tabla mostrada, se observa que a pesar de que el
programa de mantenimiento vigente ha sido ejecutado casi plenamente (al
menos se evidencia así en los datos almacenados en la oficina de control y
operaciones eléctricas del sector petrolero) el impacto en la confiabilidad de
la red que han tenido estos mantenimientos no es proporcional.
De acuerdo a las entrevistas realizadas al persona supervisorio de
operaciones y mantenimiento, se han establecido algunas posibles causas de
la poca efectividad en la reducción de las interrupciones, que se enumeran a
continuación:
La calidad del mantenimiento no está siendo auditada directamente y
por un ente externo.
Los mantenimientos están programados de forma rígida y no flexible,
de modo que algunas órdenes de mantenimiento podrían estarse
cerrando, sin haberse ejecutado plenamente, a criterio del supervisor
en campo.
107
Los procedimientos de mantenimiento deben ser revisados, pues los
mismos datan de más de dos décadas de elaboración.
No se está realizando un mantenimiento contextualizado a cada
realidad operacional.
De lo mencionado anteriormente, se deduce que la revisión del
porcentaje de ejecución de los diferentes programas de mantenimiento
vigentes no tiene utilidad para la estimación de la confiabilidad de la red
eléctrica y sus componentes.
4.1.5. Definición de criterios de diseño
En esta fase se definieron los criterios de diseño, tanto para las líneas
de transmisión y subestaciones eléctricas de alta tensión requeridas, como
para el sistema de alimentación de los motores eléctricos, considerando la
confiabilidad y la reducción en los costos y la frecuencia del mantenimiento
como premisas fundamentales. Los aspectos y elementos de los sistemas
eléctricos de potencia considerados en esta fase son:
Esquema de seccionamiento de las subestaciones en media tensión.
Esquema de seccionamiento de las subestaciones en alta tensión.
Tipo de línea para transporte de la energía eléctrica en media tensión
(cables o torres aéreas).
Tipo de línea para transporte de la energía eléctrica en alta tensión
(cables o torres aéreas).
Tecnología de las subestaciones en media tensión.
Tecnología de las subestaciones en alta tensión.
Para todos los casos, se elaboró una matriz de evaluación de alternativas,
donde se ponderaron los tres aspectos más importantes durante la fase de
diseño, considerando criterios de mantenimiento tales como:
Requerimientos y frecuencia de los mantenimientos.
Costo inicial
Confiabilidad
108
4.1.5.1. Esquema de seccionamiento y tecnología en subestaciones MT.
En la primera parte de esta sección se describen algunos conceptos básicos y
los tipos de tableros de distribución de potencia que pueden emplearse para
las subestaciones en media tensión. Un tablero de distribución de potencia, o
“switchgear”, es un término general que abarca todo arreglo de dispositivos
de conmutación e interrupción en combinación con dispositivos asociados de
control, instrumentación, medición, protección y regulación con
interconexiones, accesorios y estructuras de apoyo para generación,
transmisión, distribución y conversión de potencia eléctrica. Actualmente,
existen en el mercado fundamentalmente dos tecnologías de construcción de
los tableros de distribución, que se explican a continuación.
Tablero de distribución de potencia Metal Enclosed.
Es un arreglo de switchgear completamente incluido por todos lados y por
arriba dentro de láminas de metal (excepto por las aberturas de ventilación y
ventanas de inspección) que contiene circuitos primarios de potencia,
dispositivos de seccionamiento o interrupción, o ambos, con barras y
conexiones y que puede incluir, adicionalmente, dispositivos de control
auxiliares. El acceso al interior del recinto se hace a través de puertas o
cubiertas removibles. Este tipo de tablero incluye los siguientes equipos con
requerimiento ineludible:
a) Interruptores.
b) Fusibles (limitadores o no limitadores de corriente)
c) Barra desnuda y conexiones.
d) Transformadores instrumentos.
e) Cableado de control y accesorios.
Los interruptores y fusibles puede ser fijos o removibles. En caso de
ser removibles, deben ser instalados disparadores automáticos que aíslen los
elementos primarios cuando el elemento removible está desconectado, en
prueba, o removido.
Tablero de distribución de potencia tipo Metal Clad.
109
Se define como un tipo de celda de distribución incluida en metal con
cierto número de características necesarias. Estas características están
completamente definidas en IEEE Std. C37.20.2, “Standard for Metal-Clad
and Station-Type Cubicle Switchgear,”. Brevemente, estas características,
son las siguientes:
- El dispositivo principal de interrupción es removible.
- Los componentes principales del circuito primario están encerrados y
separados por barreras de metal puesto a tierra.
- Todas las partes están encerradas dentro compartimientos de metal
puesto a tierra con obturadores para aislar las partes energizadas cuando
los dispositivos estén desconectados.
- La barra primaria está recubierta con material aislante.
- Hay interlocks mecánicos para operación segura y adecuada.
- Los dispositivos secundarios están, esencialmente, aislados de los
elementos primarios.
- Una puerta a un dispositivo de interrupción primaria puede servir como un
panel de control o de acceso a algunos elementos secundarios.
Los Tableros de Distribución metal-clad están disponibles tanto para
instalaciones interiores como exteriores. El Tablero de Distribución básico es
el mismo para ambos tipos de instalación. Para instalaciones exteriores se
requiere un recubrimiento weatherproof. Los recubrimientos wheatherproof
están hechos en algunos arreglos:
- Formación de cubículos simple, sin pasillo encerrado.
- Línea simple con pasillo encerrado.
- Formación doble, con un pasillo central común.
Las secciones o cubículos de los Tableros de Distribución Metal Clad
están hechos para cada uno de los tipos reconocidos de esquemas de
seccionamiento, incluyendo: Circuitos radiales, red, barra seccionada, barra
principal y de transferencia, breaker y medio, barra en anillo, doble barra-
doble interruptor, etc., etc.
110
El Tablero de Distribución metal-clad tiene las mismas funciones que
los elementos comparables en una subestación convencional de tipo abierto.
Estos elementos pueden incluir switcheo de potencia principal o dispositivos
de interrupción, switches desconectores, barras, transformadores de control
e instrumentación y dispositivos auxiliares, así como otros dispositivos.
Su aplicación se ha hecho más común para resguardar equipos
adicionales incluyendo baterías, cargadores, paneles de bajo voltaje,
microprocesadores compactos y equipo supervisorio de control. La diferencia
de costos entre una subestación abierta y un Tablero de Distribución metal
clad depende de la instalación final y los costos operativos, los cuales
variarán por la aplicación y el sitio. Los interruptores usados son, por lo
general, de vacío, aislados en un medio de gas SF6. Los Estándares que
gobiernan los Switchgear Metal Clad son:
- IEEE Std. C37.20.2, “IEEE Standard for Metal-Clad and Station-Type
Cubicle Switchgear”.
- NEMA Std. SG-5,“Standards for Power Switchgear Assemblies”
- NEMA Std. SG-6, “Standards for Power Switching Equipment.”
- ANSI Std. C37.06.
En general, el aislamiento de las partes activas en tableros de
distribución puede realizarse empleando aire (Air Insulated Switchgear) o
gas (Gas Insulated Switchgear) de acuerdo a consideraciones técnico-
económicas importantes, tales como las que se derivan del análisis de las
tecnologías existentes en el mercado actual. A continuación, se describen
algunos aspectos comparativos entre las tecnologías de aislamiento en Aire y
de aislamiento en SF6.
Dimensiones
Las celdas con aislamiento en aire presentan dimensiones mayores que
las celdas con aislamiento en SF6, tal y como se muestra en la Tabla 18.
111
Tabla 18. Dimensiones promedio de celdas en 34.5 kV. (Fuente: El Autor)
Ancho (mm) Alto (mm) Prof.(mm)
Peso por
Celda(Kg.)
AIRE 1233 2506 2807 1795
SF6 733 2365 1933 1221
De acuerdo a la Tabla 18, se pueden establecer porcentajes
comparativos que se muestran en la Tabla 19.
Tabla 19. Comparación de Dimensiones promedio en celdas en 34.5 kV. (Fuente: El Autor)
Ancho(mm) Alto (mm) Prof.(mm)
Peso por
Celda(Kg.)
SF6/AIRE 59.46% 94.39% 68.85% 68.01%
Se observa que la altura de ambas celdas es muy similar, mientras que
tanto el ancho como la profundidad y el peso de las celdas en SF6, son de
entre un 60 a 70 % menor que los de las celdas en Aire. En general, el área
ocupada por un tablero de distribución en SF6 es de alrededor del 40% de la
ocupada por una misma celda con aislamiento en Aire, tal y como se muestra
en la Tabla 20.
Tabla 20. Área ocupada por un tablero de distribución SF6 en comparación con uno igual en
Aire. (Fuente: El Autor)
AREA
SF6/AIRE 40.94%
Mas adelante, en la evaluación económica, se considerarán las
implicaciones de estas observaciones con más detalle.
Corrientes nominales y de cortocircuito
Las celdas con aislamiento en SF6 presentan capacidades de corriente
mayores que las celdas con aislamiento en Aire, para los mismos niveles de
tensión nominal e iguales niveles de aislamiento. Las barras empleadas para
ambos tipos de celdas son regularmente las mismas; es decir, barras de
cobre con recubrimiento de plata en los extremos. Sin embargo, los diseños
usados para aislamiento en SF6 muestran una mayor capacidad de corriente
112
nominal en barras que los diseños en mercado para celdas aisladas en aire,
tal como se muestra en la Tabla 21.
Tabla 21. Promedio de corriente nominal máxima disponible en el mercado actual, tanto
para aislamiento en aire como para aislamiento en SF6. (Fuente: El Autor)
Corriente Máxima De Barra
AIRE 2510
SF6 3286
SF6/AIRE 131%
Se observa que para tableros aislados en SF6 se consigue una
capacidad de corriente nominal que es, en promedio, un 30% mayor que la
disponible para tableros aislados en aire.
En este caso, la capacidad de tolerancia a corrientes de cortocircuito es
alrededor de un 40% más alta para tableros aislados en SF6 que para
tableros aislados en Aire.
Medio de extinción de los interruptores
En general, puede decirse que ambas tecnologías son
complementarias. Es ésta la razón por la cual los fabricantes han continuado
con la producción y venta, tanto de interruptores en vacío como de
interruptores en SF6. Todos los nuevos desarrollos se presentan igualmente
ventajosos para ambas tecnologías, entre ellos, el uso de actuadores
magnéticos y sensores en los paneles de los tableros de distribución de
potencia presenta las mismas ventajas comparativas.
Los nuevos interruptores en vacío y SF6 actuados magnéticamente son
totalmente intercambiables, lo cual permite el re-equipamiento de los
tableros de distribución por un mínimo costo. Ambos equipos pueden ser
considerados en la actualidad como libres de mantenimiento, o de clase b, de
acuerdo con la norma IEC 60056, por lo que PDVSA debe especificarles
siempre en cumplimiento con este requerimiento particular. Ninguno de los
medios de interrupción puede ser considerado completamente mejor o peor
que el otro. En general, factores económicos o experiencias previas deben
ser los elementos que priven en la selección del interruptor.
113
De acuerdo a la evaluación comparativa de los diseños ofrecidos por los
fabricantes conocidos en PDVSA y descritos en los apartados anteriores, se
observa que la tendencia es hacia el uso preferente de interruptores con
medio de extinción en vacío. En general, la tendencia es la misma; sin
embargo, para niveles de tensión por debajo de los 15 kV el empleo de
interruptores con medio de extinción en vacío es casi unánime.
Comparación económica de alternativas
De la observación y estudio de las ofertas técnicas existentes en el
mercado, se obtuvo una tabla comparativa de costos de acuerdo al nivel de
tensión y características particulares del tablero de distribución. La
comparación se realiza entre las siguientes tecnologías:
- Tablero Metal Clad Aislado en Aire con interruptor en Vacío.
- Tablero Metal Clad Aislado en Gas SF6 con interruptor en Vacío.
- Tablero Metal Clad, Encapsulado, Aislado en Gas SF6 con
interruptor en Vacío.
Los resultados porcentuales son válidos igualmente para la utilización,
en todos los casos, de interruptores con medio de extinción en gas SF6. La
Tabla 22, en la parte de Comparación relativa de costos para configuración
en barra simple, muestra los resultados obtenidos, de acuerdo a lo expuesto
en los párrafos anteriores, para una configuración de barra simple; mientras,
en la otra parte, se muestran los mismos resultados para una configuración
de doble barra.
114
Tabla 22. Comparación relativa de costos para configuración en barra simple y
Comparación relativa de costos para configuración en doble barra. (Fuente: El Autor)
Configuración en Barra Simple
Valor Comparativo de Costos (%) Tablero de Distribución
15 kV 24 kV 36 kV
GIS, Metal Clad 130.00% 110.00% 90.00%
GIS, Metal Clad - Encapsulada 130.00% 110.00% 90.00%
AIS, Metal Clad 100.00% 100.00% 100.00%
Configuración en Doble Barra
Valor Comparativo de Costos (%) Tablero de Distribución
15 kV 24 kV 36 kV
GIS, Metal Clad 85.00% 85.00% 85.00%
GIS, Metal Clad - Encapsulada 150.00% 130.00% 80.00%
AIS, Metal Clad 100.00% 100.00% 100.00%
4.1.5.2. Criterios generales para el diseño en subestaciones MT
Medio de aislamiento de partes vivas
En general para plataformas en el lago, donde el costo por metro
cuadrado de construcción es muy significativo, la adquisición de tableros
de distribución con aislamiento de partes vivas en SF6 resulta, sin lugar a
dudas, la mas conveniente.
En áreas en tierra con bajo costo por metro cuadrado de construcción
pueden emplearse celdas con aislamiento tanto en aire como en SF6, con
costos variantes de acuerdo a la configuración de las barras y esquemas
de seccionamiento.
Para subestaciones que requieran niveles de corriente por encima de los
2500 A es conveniente emplear celdas con aislamiento en SF6.
Para subestaciones que deban soportar niveles de cortocircuito mayores
de los 60 kA es conveniente emplear celdas con aislamiento en SF6.
Medio de aislamiento de partes vivas
Se recomienda el uso de interruptores con medio de extinción en vacío
para todos los niveles en media tensión.
115
Esquema de seccionamiento
Al considerar criterios de confiabilidad se observa que el esquema de
barra principal y de transferencia resulta económica y técnicamente mas
beneficioso que una esquema de barra simple, mas económico. Por lo tanto,
es recomendable emplear en subestaciones de media tensión, el esquema de
barra principal y de transferencia con un medio de aislamiento de partes
vivas igual tanto para el tablero en alta tensión como para el tablero en baja
de los transformadores de potencia instalados.
4.1.5.3. Esquema de seccionamiento y tecnología de interruptores en las
subestaciones en alta tensión.
En este caso el estudio técnico y económico se ha simplificado ya que,
en general, para alta tensión, se ha considerado siempre como aceptable el
empleo de tecnologías convencionales. Por lo tanto, se compara esta
tecnología tradicional con el uso de un Sistema Modular Compacto. Se
observar que el diseño del tipo modular compacto con medio de extinción de
arco en gas SF6, presenta notables ventajas con respecto a lo convencional,
como por ejemplo, menores interrupciones, menores costos de
matenimiento, menor tiempo para ingenierías básica y de detalles y por lo
tanto, en general, un menor costo global, tal y como se muestra en la figura
41.
116
Figura 41. Comparación global de costos entre subestaciones convencionales y SMC´s.
(fuente: el Autor)
A continuación, se describen los aspectos más resaltantes de la
comparación de un sistema modular compacto y una subestación
convencional:
El costo total de inversión es menor que en una subestación convencional.
Se requiere mucho menor espacio, se estima que el espacio ocupado por
el patio en 115 kV no debe exceder los 150 mts2, mientras que si se
utiliza una subestación convencional, el espacio requerido estaría
alrededor de los 1000 mts2. Es decir, el espacio es de alrededor del 15%
del ocupado por una subestación convencional.
El tiempo total del proyecto es mucho menor.
Los costos de operación y mantenimiento son menores
Menores probabilidades de falla
Se incrementa la disponibilidad
Se mejora notablemente la seguridad para los operadores y
mantenedores
Se maximiza la economía durante el ciclo de vida (Life Cost Cycle, LCC)
Adicionalmente, es importante resaltar que las bahías de los Sistemas
Modulares son diseñadas de modo que todos los equipos están previamente
117
probados y nivelados al mismo aislamiento. Mientras tanto una subestación
convencional se basa en la interconexión de distintos equipos de los cuales
se debe conocer y calcular por separado los niveles de aislamiento, la
capacidad térmica y de la capacidad cortocircuito.
Los interruptores desconectables y extraíbles, que se emplean en las
SMC´s, tienen funciones de desconexión con bajas exigencias de
mantenimiento. Los interruptores pueden ser tanque vivo o tanque muerto,
dependiendo de la tecnología y el fabricante. En todos los casos el medio de
extinción del arco es en SF6. En la figura 42 se muestra una fotografía del
patio en 145 kV de una subestación en la cual se ha instalado un sistema
modular compacto tradicional.
Figura 42. Fotografía de un Sistema Modular Compacto tradicional(SMC), con interruptores
extraíbles (Withdrawle Circuit Breaker, WCB) del tipo tanque vivo (LTB). (Fuente: PDVSA)
Un sistema modular compacto (SMC) puede estar compuesto por
interruptores extraíbles del tipo tanque vivo (LT-WCB), por interruptores
tanque vivo desconectables (LT-DCB) o en el caso de SMC híbridos, por
interruptores del tipo tanque muerto. En la figura 43 se muestra un SMC
118
Híbrido, con interruptor del tipo tanque muerto. El término híbrido se refiere
la combinación de las tecnologías de aislamiento en aire (AIS) y las mas
novedosas tecnologías con aislamiento en gas SF6 a través de
compartimientos del tipo metal-clad. En este sentido, el SMC Híbrido emplea
los mismos componentes de interrupción y seccionamiento de las
subestaciones encapsuladas en SF6, que han sido probados a nivel mundial
como de alta confiabilidad y rendimiento con barras aisladas en aire, de las
cuales se pueden conectar varios módulos híbridos. Por lo general, un
módulo Híbrido puede contener los siguientes elementos:
Interruptor de potencia
Seccionadores
Seccionadores de puesta a tierra
Terminales de cables
Transformadores de voltaje en SF6
Gabinete de protección y control
Figura 43. Fotografía de un Sistema Modular Compacto Híbrido(SMC), con interruptores del
tipo tanque muerto, con aislamiento en gas SF6 (GIS). (Fuente: PDVSA)
119
4.1.5.3.1. Evaluación técnica comparativa.
La base para evaluar comparativamente el desempeño técnico de las
diferentes tecnologías consideradas en este nivel de tensión, es la
confiabilidad de las mismas. Los parámetros son las horas esperadas de
interrupción al año, considerando horas por mantenimiento, fallas y
reparación. Estos datos fueron suministrados por un fabricante de equipos
eléctricos a nivel mundial. Las tecnologías que se comparan son las
siguientes:
Subestación Convencional con interruptores y seccionadores
convencionales
Subestación Modular Compacta con Interruptores extraíbles (WCB), AIS.
Subestación Modular Compacta con interruptores desconectables (DCB),
AIS.
Subestación Modular Compacta con interruptores tanque muerto (DTCB).
GIS.
Los interruptores considerados son del tipo “tanque vivo” o “tanque
muerto” y medio de extinción del arco en gas SF6, aislamiento en aire (AIS)
o en gas (GIS). En la Tabla 23 se puede observar el número de horas al año
que se espera que cada elemento de interrupción quede fuera de servicio.
Tabla 23. Horas fuera de servicio por elemento de seccionamiento. (Fuente: El Autor)
Elemento Interrupciones (horas/año)
Interruptor Convencional 1.39
Interruptor Desconectable (AIS) 1.39
Interruptor extraíble (AIS) 0.31 Interruptor Tanque Muerto Híbrido
(GIS) 0.29
Seccionador 2.12
Se observa que el elemento de mayor cantidad de interrupciones y/o
duración de las mismas es el seccionador. En las subestaciones
120
convencionales se requiere inevitablemente del uso de estos elementos para
poder hacer mantenimiento a los interruptores, sin embargo, considerando
que ya estos equipos fallan más que, incluso, los interruptores
convencionales se observa que su utilidad es cuestionable, en cuanto a su
calidad como elemento de potencia individual. En la figura 44 se muestra
esta tendencia.
En la figura 44 se muestran los diferentes tipos de interruptores de
potencia que se consideran para la aplicación en alta tensión. La elección
puede ser entre interruptores del tipo tanque muerto o tanque vivo en sus
variantes desconectable, convencionales, tipo extraíble y híbridos.
Figura 44. Interruptores. (Fuente: ABB Group)
En la figura de la izquierda se muestran interruptores del tipo tanque
vivo convencionales (LTCB), en la figura del centro interruptores de tanque
vivo modulares y en la figura de la derecha interruptores tanque muerto en
un módulo GIS, en un sistema modular compacto.
El tiempo durante el cual cualquier subestación, en el sector petrolero,
se encuentra fuera de servicio impacta directamente en la producción
petrolera, mas aún cuando esta subestación es de alta tensión y tiene, por
ende, asociadas otras subestaciones de distribución. La producción de pozos
BES (Bombas electro sumergibles), BCP (Bombeo de cavidad progresiva) e
121
indirectamente el bombeo en estaciones de flujo depende principalmente del
suministro eléctrico. Por lo tanto, una interrupción en el servicio eléctrico de
una duración de algunas horas puede significar miles de barriles de
producción petrolera (MBBPD) que al año se traducen en miles y hasta
cientos de miles de dólares en pérdidas. En este sentido, el parámetro más
importante en cuanto a la selección de la tecnología es la confiabilidad que la
misma pueda garantizar a cualquier diseño eléctrico y se observa que los
diseños que presentan una mayor confiabilidad son los módulos compactos
con interruptores extraíbles con aislamiento en aire (AIS) y los módulos
compactos híbridos con interruptores tanque muerto y aislamiento en SF6
(GIS).
Interruptores Tanque Vivo SF6 (AIS)
Los interruptores del tipo tanque vivo (LTB) están disponibles para
operación monopolar o tripolar. Para interruptores con un elemento de
ruptura de arco por polo, se pueden utilizar ambos modos de operación. Para
interruptores con dos cámaras, solo aplican operaciones monopolares. Para
operación tripolar, los polos del interruptor están enlazados con el
mecanismo de operación sobre unas varillas transmisión mecánica. Cada
polo es accionado individualmente por las varillas o, en el caso de los LTB-D,
se accionan los tres polos por un mismo mecanismo.
Cada polo del interruptor constituye un elemento sellado en SF6, el cual
contiene la unidad de interrupción, el aislador y una cámara para el
mecanismo de accionamiento. Los tres polos del interruptor pueden estar
sobre soportes individuales o sobre un soporte común. La confiabilidad de los
interruptores de potencia tipo tanque vivo, aislados en SF6, de nueva
tecnología ha aumentado considerablemente con respecto a los viejos
interruptores de las décadas pasadas. En la figura 45 se muestra cómo estos
elementos de potencia han pasado a tener una tasa de fallas menor que la
de los seccionadores convencionales. Por lo tanto, el uso de estos elementos
mecánicos de aislamiento del interruptor comienza a ser distorsionante de la
confiabilidad total, en los nuevos diseños y se evidencia la necesidad de
122
emplear sucesivamente interruptores de potencia tanque vivo con
interrupción en SF6.
Figura 45. Desarrollo de tecnologías en interruptores de potencia, y su tasa de fallas en
comparación con la de los seccionadores. (Fuente: el Autor)
Existen actualmente interruptores Tanque Vivo desconectables,
convencionales y extraíbles, así como interruptores tanque muerto de tipo
convencional y compacto para subestaciones híbridas. Para determinar el
tipo de interruptor más conveniente al diseño modular compacto se
consideran los aspectos técnicos y económicos.
Interruptores tanque muerto SF6 (GIS)
El interruptor del tipo tanque muerto que se emplea para
subestaciones hibridas, va embutido dentro del compartimiento GIS en
donde se agregan los otros elementos que se han mencionado en los
párrafos anteriores. Este interruptor opera como interruptor con medio de
extinción en SF6 de autosoplado. La energía para la interrupción de las
corrientes es parcialmente proporcionada por el arco en si mismo. Por lo
tanto este sistema provee un ahorro en energía con respecto a otros
interruptores de alrededor del 50%.
4.1.5.3.2. Evaluación económica comparativa.
123
En este apartado se considera económicamente la comparación entre
diseños de subestaciones que emplean interruptores convencionales,
desconectables y extraíbles. En este sentido, se consideran los costos en la
fase de desarrollo del proyecto, definición y construcción, tal y como se
muestra en la Tabla 24 Los costos se muestran como porcentajes del costo
de una subestación convencional.
Tabla 24. Estimación relativa de costos en la fase de desarrollo del proyecto entre
Subestaciones Convencionales y SMC con interruptores desconectables (DCB) e
interruptores extraíbles (WCB). (Fuente: El Autor)