Ingeniería Eléctrica · 2018
Planes de mantenimiento para redes y subestaciones eléctricas de media tensión del campo petrolero Casabe en la gerencia de operaciones de desarrollo y producción Del Río, de la vicepresidencia regional central de Ecopetrol S.A. Yondó, Antioquia
El presente proyecto consiste en formular los planes de mantenimiento para las redes y subestaciones eléctricas de media tensión del campo petrolero Casabe ubicado en Yondó - Antioquia, propiedad de Ecopetrol, en adelante Campo Casabe, debido que actualmente no se tienen establecidos planes mantenimiento y se observa baja confiabilidad en el sistema eléctrico del campo petrolero. Por lo anterior, inicialmente se propone aplicar la metodología del Mantenimiento Centrado en Confiabilidad (RCM) definiendo las tareas de mantenimiento necesarias para la correcta operación de los equipos que componen las redes y subestaciones eléctricas de media tensión, mitigando los riesgos asociados con los modos de falla presentes en ellos y sus consecuencias mediante la herramienta computacional Microsoft Excel. A partir de las tareas de mantenimiento, se elaboran los procedimientos para la realización de cada tarea y, finalmente, la formulación de los planes de mantenimiento aplicables para cualquier año para las cuadrillas de media tensión: mantenimiento basado en condición (CBM), servidumbre y día a día. Estos planes de mantenimiento se realizarán para cada red y subestación eléctrica de media tensión asociadas al Campo Casabe y serán entregados al personal de mantenimiento del taller eléctrico con el fin de iniciar su ejecución a partir del 2018.
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Contenido
- Introducciónp. 19
- Objetivosp. 22
- Objetivo generalp. 22
- Objetivos específicosp. 22
- Organización del documentop. 23
- 1. Generalidadesp. 25
- 1.1 Referencias normativasp. 25
- 1.2 Intervención de personas competentesp. 28
- 1.3 Clasificación de los niveles de tensiónp. 29
- 1.4 Trabajos en redes desenergizadasp. 30
- 1.4.1 Elementos de protección personal mínimosp. 30
- 1.4.2 Reglas de orop. 31
- 2. Fundamentos teóricosp. 35
- 2.1 Introducción al mantenimientop. 35
- 2.1.1 Definición de mantenimientop. 35
- 2.1.2 Objetivos del mantenimientop. 36
- 2.1.3 Funciones específicasp. 36
- 2.1.4 Tipos de mantenimientop. 37
- 2.1.4.1 Mantenimiento periódicop. 37
- 2.1.4.2 Mantenimiento programadop. 38
- 2.1.4.3 Mantenimiento predictivop. 38
- 2.1.4.4 Mantenimiento preventivop. 38
- 2.1.4.5 Mantenimiento proactivop. 39
- 2.1.4.6 Mantenimiento correctivop. 39
- 2.1.4.7 Mantenimiento bajo condicionesp. 39
- 2.2 Componentes de las redes y subestaciones eléctricas de media tensiónp. 40
- 2.3 Mantenimiento aplicado en media tensiónp. 62
- 2.3.1 Procedimiento mantenimiento centrado en la confiabilidad (RCM)p. 63
- 2.3.1.1 Definición RCMp. 63
- 2.3.1.2 Siete preguntas del RCMp. 63
- 2.3.1.3 ¿Qué logra el RCM?p. 68
- 2.3.2 Jerarquización del riesgo – criticidadp. 69
- 2.3.2.1 Evaluación de las consecuenciasp. 69
- 2.3.2.2 Evaluación de la frecuencia o probabilidadp. 70
- 2.3.2.3 Clasificación de los riesgosp. 70
- 2.3.2.4 Análisis del riesgop. 73
- 3. Sistema eléctrico de media tensión en campo Casabe, propiedad de Ecopetrolp. 74
- 3.1 Diagramas unifilares y georreferenciaciónp. 75
- 3.1.1 Línea 1, línea 2, interconexión pórtico 1 – pórtico 2p. 77
- 3.1.2 Circuito 1p. 78
- 3.1.3 Circuito 2p. 79
- 3.1.4 Circuito 5p. 80
- 3.1.5 Circuito H16 e interconexión PIA – Cóndorp. 81
- 3.1.6 Circuito Casabe Surp. 82
- 3.1.7 Circuito Peñas Blancasp. 83
- 3.1.8 Circuito 3 – zona industrialp. 84
- 3.1.9 Circuito 4p. 85
- 3.1.10 Circuito 7p. 86
- 3.1.11 Subestación de producción Cóndorp. 87
- 3.1.12 Subestación planta de inyección de agua (PIA)p. 88
- 3.1.13 Campo petrolero Casabep. 89
- 3.2 Inventario componentes de redes y subestaciones eléctricasp. 90
- 3.3 Actividades de mantenimiento actualesp. 93
- 3.3.1 Mantenimiento de líneas eléctricasp. 94
- 3.3.2 Mantenimiento de subestaciones eléctricasp. 99
- Subestaciones de distribuciónp. 101
- Subestaciones de potenciap. 102
- 4 Propuesta y aplicación mantenimiento centrado en la confiabilidad (RCM)p. 104
- 4.1 Equipo sistema eléctrico media tensiónp. 105
- 4.2 Aplicación metodología RCMp. 108
- 5. Procedimientos para el desarrollo de los planes de mantenimientop. 113
- 5.1 Especificaciones técnicasp. 113
- 5.1.1 Elementos de protección personalp. 113
- 5.1.2 Reglas de orop. 31
- 5.1.3 Factores de riesgo eléctrico más comunesp. 115
- 5.1.4 Otros factores de riesgop. 119
- 5.1.5 Perfil mínimo del personalp. 121
- 5.2 Tareas de mantenimientop. 127
- 5.2.1 Tareas de mantenimiento predictivas y preventivasp. 130
- 5.2.1.1 Inspección visualp. 94
- 5.2.1.2 Inspección con dronp. 135
- 5.2.1.3 Inspección termográficap. 95
- 5.2.1.4 Inspección con ultrasonidop. 145
- 5.2.1.5 Limpieza de equipop. 150
- 5.2.1.6 Limpieza de servidumbrep. 99
- 5.2.1.7 Lubricaciónp. 111
- 5.2.1.8 Medida de aislamientop. 166
- 5.2.1.9 Medición de la calidad de la energía eléctricap. 100
- 5.2.1.10 Medida de la continuidad en conductoresp. 176
- 5.2.1.11 Medida del sistema de puesta a tierrap. 181
- 5.2.1.12 Medida de la relación de transformaciónp. 189
- 5.2.1.13 Toma de muestra para análisis de la calidad del aceitep. 194
- 5.2.1.14 Aplicación de pintura anticorrosivap. 202
- 5.2.2 Tareas de mantenimiento “a falta de”p. 207
- 5.2.2.1 Búsqueda de fallap. 207
- 5.2.2.2 Ningún mantenimiento programadop. 210
- 5.2.2.3 Cambio de componentep. 213
- 5.2.2.4 Rediseñop. 216
- 5.3 Tareas de mantenimiento por sistema eléctricop. 219
- 5.3.1 Líneas y circuitos eléctricosp. 221
- 5.3.2 Subestaciones eléctricasp. 44
- Casabep. 113
- 6.1 Tareas de mantenimiento por cuadrilla de trabajop. 233
- 6.1.1 Cuadrilla de mantenimiento basado en condición (CBM)p. 233
- 6.1.2 Cuadrilla de mantenimiento servidumbrep. 234
- 6.1.3 Cuadrilla de mantenimiento día a díap. 234
- 6.2 Prioridad mantenimiento circuitos y subestaciones eléctricasp. 234
- 6.2.1 Criterio 1: Indicadores de densidad de fallap. 235
- 6.2.2 Criterio 2: Circuitos potenciales operativos de producciónp. 237
- 6.3 Consideraciones prioridad tareas de mantenimientop. 242
- 6.4 Planes de mantenimiento redes y subestaciones eléctricas media tensiónp. 245
- 6.4.1 Planes de mantenimiento cuadrilla mantenimiento basado en condiciónp. 246
- 6.4.2 Planes de mantenimiento cuadrilla servidumbrep. 256
- 6.4.3 Planes de mantenimiento cuadrilla día a díap. 258
- Conclusiones y observacionesp. 261
- Glosariop. 265
- Referencias bibliográficasp. 276
- Apéndicesp. 283
- Tabla 1. Matriz de valoración de riesgos (RAM)p. 72
- Tabla 2. Análisis del riesgop. 73
- Tabla 3. Resumen equipos redes y subestaciones eléctricas campo Casabep. 92
- Tabla 4. Rutina actual inspección visual líneas eléctricas media tensiónp. 95
- Tabla 5. Rutina actual inspección termográfica líneas eléctricas media tensiónp. 96
- Tabla 6. Rutina actual inspección por ultrasonido líneas eléctricas media tensiónp. 97
- tensiónp. 24
- Tabla 8. Categorización redes y subestaciones eléctrica MTp. 107
- Tabla 9. Modos de falla equipos eléctricosp. 110
- Estructura de retenciónp. 221
- Estructura de suspensiónp. 222
- Pórticos eléctricosp. 43
- Tabla 13. Tareas de mantenimiento por equipo. Líneas de transmisión: Torres eléctricasp. 225
- Tabla 14. Tareas de mantenimiento por equipo. Subestaciones de potenciap. 226
- Tabla 15. Tareas de mantenimiento por equipo. Subestaciones de distribuciónp. 229
- Tabla 16. Indicadores de densidad de falla por circuitop. 236
- Tabla 17. Circuitos de producción de barriles de petróleo por día campo Casabep. 238
- Tabla 18. Prioridad circuitos potenciales operativos de producciónp. 239
- Tabla 19. Tabla resumen: Prioridad circuitos según criteriosp. 240
- Tabla 20. Prioridad circuitos y subestaciones. Planes de mantenimientop. 241
- Tabla 21. Tiempos improductivos y efectivos díap. 245
- Figura 1. Corte visiblep. 32
- Figura 2. Condenación o bloqueop. 32
- Figura 3. Verificar ausencia de tensión en cada fasep. 33
- Figura 4. Puesta a tierra y en cortocircuitop. 33
- Figura 5. Señalizar la instalación a intervenir y delimitar la zona de trabajop. 34
- Figura 6. Componentes redes de media tensiónp. 41
- Figura 7. Estructura de retención en R, RH y RHHp. 42
- Figura 8. Estructura de suspensión en S y SHp. 43
- Figura 9. Pórtico eléctricop. 44
- Figura 10. Subestación de distribución tipop. 45
- Figura 11. Herrajesp. 46
- Figura 12. Aisladoresp. 47
- Figura 13. Conductores eléctricosp. 48
- Figura 14. Cable de guardap. 49
- Figura 15. Poste eléctricop. 49
- Figura 16. Malla de puesta a tierrap. 50
- Figura 17. Dispositivo de protección contra Sobretensiones (DPS)p. 51
- Figura 18. Pararrayo desionizantep. 52
- Figura 19. Templetes o retenidasp. 53
- Figura 20. Seccionadorp. 54
- Figura 21. Reconectadorp. 55
- Figura 22. Transformadorp. 56
- Figura 23. Interruptorp. 57
- Figura 24. Transformadores de potencial (PT´s)p. 58
- Figura 25. Transformadores de corriente (CT´s)p. 59
- Figura 26. Cajas cortacircuitosp. 60
- Figura 27. CCM (Centro control de motores) o tableros de distribuciónp. 61
- Figura 28. Torre de transmisión eléctricap. 62
- Figura 29. Ubicación geográfica campo Casabe. Yondó, Antioquiap. 74
- pórtico 2 (rosa). Casabe – Ecopetrolp. 77
- Figura 31. Georreferenciación circuito 1. Casabe – Ecopetrolp. 78
- Figura 32. Georreferenciación circuito 2. Casabe – Ecopetrolp. 79
- Figura 33. Georreferenciación circuito 5. Casabe – Ecopetrolp. 80
- Casabe – Ecopetrolp. 81
- Figura 35. Georreferenciación circuito Casabe Sur. Casabe – Ecopetrolp. 82
- Figura 36. Georreferenciación circuito Peñas Blancas. Casabe – Ecopetrolp. 83
- Figura 37. Georreferenciación circuito 3. Casabe – Ecopetrolp. 84
- Figura 38. Georreferenciación circuito 4. Casabe – Ecopetrolp. 85
- Figura 39. Georreferenciación circuito 7. Casabe – Ecopetrolp. 86
- Figura 40. Georreferenciación subestación Condor. Casabe – Ecopetrolp. 87
- Figura 41. Georreferenciación subestación PIA. Casabe – Ecopetrolp. 88
- Figura 42. Georreferenciación campo Casabe – Ecopetrolp. 89
- Figura 43. Esquema simplificado reconectadorp. 91
- Figura 44. Equipo sistema eléctrico media tensión campo Casabep. 106
- Figura 45. Procedimiento RCM y jerarquización del riesgop. 109
- Figura 46. Montaje medición resistencia de puesta a tierrap. 185
- Figura 47. Medición de la tensión de pasop. 186
- Figura 48. Medición de la tensión de contactop. 187
- Figura 49. Indicadores de falla: frecuencia por circuitop. 235
- Figura 50. Modos de falla campo Casabe 2017p. 242
- Figura 51. Pérdidas de producción mensual histórico campo Casabep. 244