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Proyecto Fin de Grado
Grado en Ingeniería de las Tecnologías Industriales
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la
central hidroeléctrica de Alcalá del Río,
aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
Autor: Luz María Fernández Bravo
Tutores: Manuel Burgos Payán, José María Maza Ortega
Dep. Ingeniería Eléctrica
Escuela Técnica Superior de Ingeniería
Universidad de Sevilla
Sevilla, 2015
Proyecto Fin de Grado
Grado en Ingeniería de las Tecnologías Industriales
Desarrollo de un plan de mantenimiento para
la central hidroeléctrica de Alcalá del Río
aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
Autor:
Luz María Fernández Bravo
Tutores:
Manuel Burgos Payán
Profesor titular
José María Maza Ortega
Profesor titular
Dep. de Ingeniería Eléctrica
Escuela Técnica Superior de Ingeniería
Universidad de Sevilla
Sevilla, 2015
Proyecto Fin de Carrera: Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica
de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
Autor: Luz María Fernández Bravo
Tutores: Manuel Burgos Payán, José María Maza Ortega
El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros:
Presidente:
Vocales:
Secretario:
Acuerdan otorgarle la calificación de:
Sevilla, 2015
El Secretario del Tribunal
AGRADECIMIENTOS
A mis tutores, D. Manuel Burgos Payán y D. José María Maza Ortega, porque gracias a
su dedicación y su gran labor como docente, he podido llevar a cabo este proyecto.
Agradecer la ayuda prestada por el personal de la Agrupación de Centrales de Sevilla,
perteneciente a la Unidad de Producción Hidráulica Sur de Endesa Generación. Sin su
colaboración no habría sido posible la realización de este proyecto. Tendría muchos
nombres que mencionar, Vicente Giménez, José Antonio Gallego, José Antonio Parejo,
Juana Arjona, Sergio Navoz, Francisco José Caire, Juan Carlos Cuevas Acedo, a todos
ellos les estaré eternamente agradecidos.
Querría hacer especial mención al jefe de agrupación, D. José Manuel Fernández
Puntas, mi padre, que me prestó toda la ayuda e información necesaria, tanto profesional
como personalmente. Gracias por guiarme en este proyecto, así como lo has hecho en
todas las decisiones que he tomado en la vida.
Por último, a mi familia y amigos, ya que sin su apoyo incondicional y su ayuda jamás
habría conseguido llegar donde hoy estoy y sacar esta carrera adelante.
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
17
CONTENIDO
1 Introducción y objeto del proyecto ................................................................................... 23
Introducción ........................................................................................................................ 23
Objeto del proyecto ............................................................................................................. 24
2 Definición de rcm ............................................................................................................ 25
Mantenimiento centrado en confiabilidad (RCM) ................................................................ 25
Historia de RCM ................................................................................................................. 26
Definición de RCM ............................................................................................................. 27
Fase de implantación del RCM ............................................................................................ 28
2.1.1 Fase 1: Formación del equipo natural de trabajo ............................................... 29
2.1.2 Fase 2: Selección del sistema y del contexto operacional .................................. 30
2.1.3 Fase 3: Análisis de modos de fallos y sus efectos (AMFE)................................ 33
2.1.4 Fase 4: Aplicación lógica de RCM ................................................................... 38
3 Centrales hidroeléctricas.................................................................................................. 43
Introducción ........................................................................................................................ 43
El proceso en España .......................................................................................................... 45
Fundamentos de las centrales hidráulicas............................................................................. 46
3.1.1 Tipos de centrales hidráulicas ........................................................................... 46
3.1.2 Componentes de una central hidráulica............................................................. 49
Central de Alcalá del Río .................................................................................................... 55
3.1.3 La empresa Mengemor ..................................................................................... 55
3.1.4 Alcalá del Río .................................................................................................. 57
3.1.5 La central ......................................................................................................... 58
4 Sistema de gestión de la información y gestión del mantenimiento................................... 61
5 Desarrollo del proyecto ................................................................................................... 63
Objeto ................................................................................................................................. 63
Contexto operacional .......................................................................................................... 63
5.1.1 Emplazamiento de la central............................................................................. 63
5.1.2 Descripción de la Central ................................................................................. 64
5.1.3 Conducción y Toma de agua ............................................................................ 66
5.1.4 Características principales de la Central............................................................ 67
5.1.5 Servicios Auxiliares corriente alterna ............................................................... 71
5.1.6 Servicios de Continua (Baterías) ...................................................................... 72
5.1.7 Grupo Electrógeno ........................................................................................... 73
Introducción y objeto del proyecto
18
5.1.8 Seguridad ......................................................................................................... 73
Desglose en sistemas/subsistemas por ubicaciones técnicas ................................................. 74
Sistemas a los que se le aplica RCM .................................................................................... 78
5.1.9 Sistema Alternador........................................................................................... 79
5.1.10 Sistema Salida Energía de los Grupos............................................................... 84
5.1.11 Sistema Transformador .................................................................................... 90
5.1.12 Sistema salida energía de 70 kV ....................................................................... 93
Selección de políticas de mantenimiento ............................................................................. 95
5.1.13 Política de mantenimiento del Sistema Alternador ............................................ 96
5.1.14 Política de mantenimiento del Sistema Salida Energía de los Grupos G2 y G3 .. 96
5.1.15 Política de mantenimiento del Sistema Transformación de los Grupos 2 y 3 ..... 97
5.1.16 Política de mantenimiento del Sistema Salida Energía de 70 kV ....................... 97
Comparación de resultados.................................................................................................. 97
6 Conclusiones ................................................................................................................. 103
7 Bibliografía ................................................................................................................... 105
8 Anexos .......................................................................................................................... 107
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
19
INDICE DE FIGURAS
Figura 2.1. Flujograma implantación de RCM 29
Figura 2.2. Diagrama matriz de criticidad 32
Figura 2.3 Un activo físico mantenible 35
Figura 2.4 Diagrama de modos de fallo 38
Figura 2.5 Diagrama de decisión de RCM 39
Imagen 3.1 Embalse de Cornalvo (Mérdia) 43
Imagen 3.2 Central Hidroeléctrica de Wisconsin 44
Imagen 3.3 Central de Itaipú 44
Imagen 3.4 Presa de Ricobayo 45
Imagen 3.5 Central Hidroeléctrica de Cantillana 47
Imagen 3.6 Presa de Salime (Oviedo) 48
Imagen 3.7 El Carpio 48
Imagen 3.8 Central Hidroeléctrica de Guillena 49
Imagen 3.9 Central mareomotriz en el río Rance, Francia 49
Imagen .310 Esquema de una Central Hidráulica de embalse 50
Imagen 3.11 Turbina Pelton 51
Imagen 3.12 Turbina Francis 52
Imagen 3.13 Central con turbina Kaplan 53
Imagen 3.14 El rey Alfonso XIII en la inauguración de la central de Mengíbar 55
Imagen 3.15 Plano general de la canalización y aprovechamiento de energía del río
Guadalquivir, entre Córdoba y Sevilla 56
Imagen 3.16 Alcalá del Río 57
Imagen 3.17 Fachada de la central 58
Imagen 3.18 Vista de la central 59
Imagen 3.19 Alfonso XIII en una de las visitas realizadas a Alcalá del Río con
motivo de la construcción de la presa y central eléctrica 59
Imagen 3.20 Empezando a construir 59
Introducción y objeto del proyecto
20
Imagen 3.21 Parte de la construcción 60
Imagen 3.22 Alzado de la presa pensado inicialmente 60
Imagen 5.1 Emplazamiento 64
Imagen 5.2 Vista aérea de la Central Hidroeléctrica de Alcalá del Río 65
Imagen 5.3 Cuadro de mando de las compuertas ataguías 66
Imagen 5.4 Sala de Alternadores de la central 67
Imagen 5.5 Depósito de aceite para la lubricación de los cojinetes superior e inferior 70
Imagen 5.6 Conmutador de servicios auxiliares 71
Imagen 5.7 Batería 1 73
Imagen 5.8 Batería 2 73
Imagen 5.9 Rotor del G2 79
Imagen 5.10 Bobinado del estator 80
Imagen 5.11 Circulación de aceite de refrigeración de los cojinetes superior e inferior
de G2 81
Imagen 5.12 Cojinete pivote 82
Imagen 5.13 Equipo de frenado del grupo G2 82
Imagen 5.14 Algunos de los relés del generador G3 84
Imagen 5.15 Esquema unifilar del sistema salida de energía 85
Imagen 5.16 Celda del seccionador del grupo III y seccionador de línea 045-Z 86
Imagen 5.17 doble terna de trafos de intensidad y una terna de trafos de tensión
del G3: situados en la celda de trafos de medida y protección 87
Imagen 5.18 Celda de salida del grupo III y seccionador de barra 043-1 88
Imagen 5.19 Seccionador de SSAA 89
Imagen 5.20 Fusibles 89
Imagen 5.21 resistencias de PAT 89
Imagen 5.22 Transformador del G3 90
Imagen 5.23 Relé Buchholz 91
Imagen 5.24 Termostato 91
Imagen 5.25 Detector de aceite 92
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
21
Imagen 5.26 Relé del transformador del grupo III 92
Imagen 5.27 Sistema salida energía 70 kV 93
Imagen 5.28 Trafos de intensidad 93
Imagen 5.29 Interruptor de G2 94
Imagen 5.30 Seccionador de G2 95
Tabla 5.1 Datos del mantenimiento actual de la central 98
Tabla 5.2 Datos del mantenimiento según la metodología RCM 99
Introducción y objeto del proyecto
22
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
23
1 INTRODUCCIÓN Y OBJETO DEL PROYECTO
Introducción
En la actualidad, las empresas gastan mucho dinero en tener buenos métodos de mantenimiento
en sus equipos industriales, ya que un fallo en la instalación no sólo supone la pérdida de dinero
por la indisponibilidad y no funcionamiento, sino también un gasto en reparaciones que se
podrían haber evitado. Es por esto que las políticas de mantenimiento y los distintos métodos
que existen es un tema de gran importancia, y es necesario un análisis correcto de las mismas.
Las centrales hidroeléctricas tienen una gran importancia dentro del sistema eléctrico, ya que
forman parte de las energías de base necesarias para cubrir la demanda del sector diaria con una
oferta económica y segura.
Es por ello que es importante tener un correcto mantenimiento de estas centrales, ya que
siempre que el sistema lo requiere y disponen de recursos, deben entrar en funcionamiento.
Además, este tipo de instalaciones sufren constantemente cambios en sus regímenes de carga en
base a los caudales circulantes en cada momento, lo que condiciona de gran manera la operación
y el mantenimiento de las mismas.
En las centrales hidroeléctricas, la fiabilidad y disponibilidad están condicionadas, no sólo por
el diseño y la calidad de su montaje e instalación, sino por la calidad de la operación ( los
problemas técnicos van a estar en gran medida condicionados por la forma de operar) y por el
mantenimiento que se realice.
Concretamente, la central de Alcalá del Río se puso en explotación a principios del siglo XX,
con los diseños y tecnologías propios de la época. Sin embargo, con el paso del tiempo, se han
ido mejorando los equipos y, actualmente, también dispone de la más avanzada tecnología del
siglo actual. Indudablemente, también se ha visto modificado el modo de operar los grupos
generadores ya que, inicialmente, eran operados manualmente atendiendo la demanda local. En
la actualidad, la operación es completamente automática y el sistema eléctrico globalizado.
Todo lo anterior dificulta la elaboración de un programa de mantenimiento adecuado que sea
capaz de compatibilizar esta diversidad.
Respecto al mantenimiento de estas centrales, es muy común prestar gran importancia al
mantenimiento de los equipos principales y no preocuparse en la misma medida de todos los
equipos auxiliares o adicionales. Esto es un grave error, pues una bomba de refrigeración o una
simple bomba de achique pueden ocasionar problemas tan significativos en la central, como lo
pueden dar los equipos principales.
Por este motivo, es importante que el plan de mantenimiento no esté basado solamente en las
recomendaciones de los fabricantes, sino en el análisis de fallos potenciales de la central. Este
análisis ofrece resultados excelentes debido a que se requieren buenos conocimientos de los
equipos y de los procesos. Esto es la base del RCM, y el motivo por el cual esta metodología la
aplican cada vez más las empresas para sus industrias y, en este caso, Endesa Generación está
implantándola en sus centrales.
Gracias a Endesa Generación, en la Unidad de Producción Hidráulica Sur, he podido contribuir
al desarrollo del mantenimiento RCM, que en un futuro va a ser implantado en la central
hidroeléctrica de Alcalá del Río. El desarrollo y resultados de esta metodología se exponen en
Introducción y objeto del proyecto
24
este proyecto fin de grado titulado “Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central
hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad”.
Objeto del proyecto
El objeto del proyecto es aplicar la metodología del Mantenimiento basado en Confiabilidad (
Reliability Centred Maintenance, RCM) a equipos críticos de una central hidroeléctrica fluyente
como es la central hidroeléctrica de Alcalá del Río, y proponer actuaciones para la mejora del
plan de mantenimiento existente, con el fin de aumentar la fiabilidad operacional de los equipos.
De forma adicional, se persiguen los siguientes objetivos secundarios:
- Analizar la funcionalidad de las centrales hidroeléctricas fluyentes.
- Evaluar cuáles son los modos de fallo más críticos en los equipos analizados. En este
proyecto se ha analizado toda la parte eléctrica de la central.
- Analizar las consecuencias que tendría la ocurrencia de cada modo de fallo
- Implementar una serie de tareas para evitar esos posibles fallos en los distintos equipos
de la central.
- Programar unos periodos de tiempo para la realización de dichas tareas e
implementarlos en una serie de instrucciones de mantenimiento denominadas hojas de
ruta.
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
25
2 DEFINICIÓN DE RCM
En este capítulo vamos a ver la metodología que se ha seguido para la realización del proyecto y
los fundamentos técnicos del mantenimiento centrado en confiabilidad (RCM).
Mantenimiento centrado en confiabilidad (RCM)
Durante los últimos años, el mantenimiento ha experimentado muchos cambios. Estos cambios
se deben principalmente al enorme aumento de activos físicos (planta, equipamientos,
edificaciones,…) que deben ser mantenidos en todo el mundo, diseños más complejos, nuevos
métodos de mantenimiento y sus responsabilidades. Más concretamente, los gerentes de todo el
mundo buscan una estructura estratégica que sintetice los nuevos desarrollos en un modelo
coherente, para luego evaluarlo y aplicar el que mejor satisfaga sus necesidades y las de la
compañía.
Desde el punto de vista de la ingeniería, un activo físico tiene que ser mantenido y, de tanto en
tanto, modificado.
Los diccionarios más importantes definen mantener como, causar que continúe (Oxford),
conservar su existente (Webster), o conservar cada cosa en su ser (Real Academia Española).
Esto sugiere que mantenimiento significa preservar algo. Por otro lado, están de acuerdo con
que modificar algo significa cambiarlo de alguna manera. Así, Moubray concluye en que
mantenimiento es asegurar que los activos físicos continúen haciendo lo que los usuarios
quieren que hagan. Los requerimientos de los usuarios van a depender de dónde y cómo van a
utilizar ese activo, es decir, de su contexto operacional. Con esto, podemos definir
Mantenimiento Centrado en Confiabilidad como “un proceso utilizado para determinar qué
se debe hacer para asegurar que un activo físico continúe haciendo lo que queremos que haga en
un contexto operacional dado”.
Existen diferentes enfoques que tradicionalmente se adoptan para intentar mejorar la gestión del
mantenimiento en las empresas. Escogiendo un enfoque a corto plazo, las empresas optan por
establecer políticas similares a otras empresas del sector, impulsar proyectos puntuales dentro
del área de mantenimiento siguiendo las tendencias del momento o dejar la gestión del
mantenimiento en manos de una consultora externa, que en ocasiones no ofrece un apoyo
suficiente.
Una visión a largo plazo propone la ingeniería de mantenimiento, constituida por una serie de
tecnologías especificas de mantenimiento, como herramienta de soporte a los principios
generales de la gestión del mantenimiento.
Se define la ingeniería del mantenimiento como un conjunto de conocimientos y técnicas que
permitirán la aplicación del conocimiento científico a la utilización de los distintos recursos,
tanto humanos, como materiales, mediante invenciones útiles para satisfacer las necesidades de
mantenimiento de nuestros activos.
Dentro de estas nuevas técnicas, la metodología de gestión de mantenimiento denominado
Mantenimiento Centrado en confiabilidad (RCM) constituye una de las principales y más
efectivas herramientas para mejorar y optimizar el mantenimiento en las empresas.
Definición de rcm
26
El éxito del RCM a nivel mundial, se debe principalmente a que permite establecer la
necesidades de los diferentes equipos en su contexto operacional, teniendo en cuenta el posible
impacto que pueden provocar los fallos de estos equipos en el ambiente, la seguridad de las
personas y las operaciones, aspectos que actualmente son considerados de vital importancia
dentro de cualquier proceso productivo.
Historia de RCM
A partir de la década de los 30, podemos analizar la evolución del mantenimiento a través de
tres etapas, que se caracterizan por la metodología específica utilizada en cada una de ellas.
La primera etapa cubre el periodo hasta la II Guerra Mundial. Los tiempos de parada no eran
muy importantes, ya que la industria no estaba muy mecanizada y esto implicaba que la
prevención del fallo de los equipos no fuera una prioridad de las empresas. Los equipos eran
sencillos y robustos, muy fáciles de reparar y sobredimensionados; por este motivo, no eran
necesarios sistemas de mantenimiento que fuesen más allá de una simple rutina de limpieza o
lubricación, ni personal muy cualificado.
A causa de la II Guerra Mundial, la presión de la guerra llevó a que se aumentase la demanda de
todo tipo de bienes, a la vez que decaía la mano de obra. Todo esto desembocó a un aumento
brutal en la mecanización, y a una mayor dependencia de los equipos. A partir de este periodo,
el tiempo de parada de las máquinas comenzó a cobrar importancia. La idea de que los fallos se
podían y debían prevenir dio como resultado el concepto de mantenimiento preventivo, que en
los años 60 consistía principalmente en revisiones completas de los equipos a intervalos
programados.
El coste del mantenimiento empezó a aumentar considerablemente en relación con los costes de
operación de las máquinas, por lo que se llevó al desarrollo de sistemas de planeamiento y
control de mantenimiento. Además, el alto coste de adquisición de los equipos llevó a una
mayor preocupación por aumentar la vida útil de estos.
La tercera etapa se desarrolla durante la segunda mitad de los años 70, en la cual se aumentó
considerablemente la mecanización y la automatización en las empresas. Los efectos de los
periodos en los que las máquinas estaban paradas son mayores en la producción, costo total y
servicio al cliente que en etapas anteriores. La automatización implica una relación más estrecha
entre la condición de los equipos y la calidad del producto, mientras que el aumento de la
mecanización hace que cada vez sean más serias las consecuencias de un fallo de una
instalación para la seguridad y/o el medio ambiente.
Por otro lado, algunas de las creencias básicas hasta el momento sobre el mantenimiento
empiezan a cuestionarse debido a las nuevas investigaciones y técnicas. En particular, se hace
evidente que la conexión entre el tiempo que lleva funcionando un equipo y sus posibilidades de
fallo es menor de lo que se creía entonces.
Se desarrolla el mantenimiento predictivo y comienza a ponerle énfasis en darle importancia a
los valores de fiabilidad y mantenimiento en la etapa de diseño de la infraestructura, equipos y
dispositivos.
En los últimos años de los 70, se empiezan a aplicar en las empresas las filosofías de
Mantenimiento Productivo Total (TPM) y Mantenimiento Centrado en Confiabilidad (RCM).
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
27
El RCM es un proceso desarrollado entre los años 60 y 70 con la finalidad de ayudar a las
empresas a determinar las políticas más adecuadas para mejorar las funciones de los activos
físicos y para manejar las consecuencias de sus fallos.
Este proceso surgió en la industria de la aviación comercial internacional de Estados Unidos,
impulsado por la idea inicial de reducir los tiempos de indisponibilidad de las flotas a causa del
mantenimiento, reducir el coste de mantenimiento, y mejorar la seguridad de vuelo.
El éxito del RCM en la industria aeronáutica no tuvo precedentes. En un periodo de 16 años
posterior a su implantación, las aerolíneas comerciales no experimentaron incremento en los
costes unitarios de mantenimiento, aun cuando el tamaño y la complejidad de las aeronaves, así
como los costes de operación se incrementaron durante el mismo periodo. También, para el
mismo periodo, se incrementaron los records de seguridad de las aerolíneas.
Los beneficios obtenidos por la industria aeronáutica no fueron un secreto y pronto el RCM fue
adoptado y adecuado a las necesidades de otras industrias como la de generación de potencia
mediante energía nuclear y solar, la minera, la de transporte marítimo, etc., así como el
ambiente militar. En todas ellas se presentan exitosos resultados tras la aplicación del RCM,
mediante la conservación o incremento de la disponibilidad, al mismo tiempo que se ahorra en
costes de mantenimiento. Algunos detalles del método se encuentran aun en desarrollo para
adaptarse a las necesidades cambiantes de una amplia variedad de industrias, sin embargo, los
principios básicos se mantienen.
Definición de RCM
Según Moubray, el RCM es un método empleado para determinar las necesidades de
mantenimiento de cualquier activo físico en su contexto de operación. Entendiéndose por
mantenimiento (UNE-EN 13306:2011) la combinación de todas las acciones técnicas
administrativas y de gestión, durante el ciclo de vida de un elemento, destinadas a conservarlo o
devolverlo a un estado en el cual pueda desarrollar la función requerida. La función requerida
(UNE-EN 13306:2011) es la función o combinación de funciones de un elemento que se
consideran necesarias para proporcionar un servicio dado. Esta función puede definirse de
muchas formas dependiendo exactamente de donde y como se esté usando el elemento, es decir
dependiendo del contexto operacional.
El RCM sirve de guía para identificar las actividades de mantenimiento con sus respectivas
frecuencias a los activos más importantes de un contexto operacional y su éxito se apoya
principalmente en el análisis funcional de los activos de un determinado entorno operacional,
realizado por un equipo natural de trabajo.
De acuerdo con la normativa, existe un método de mantenimiento a seguir para que se catalogue
como RCM. Dicho método es el resultado de resolver siete preguntas:
- ¿ Cuáles son las funciones y los parámetros de funcionamiento de un activo en su
contexto operacional?
- ¿ De qué manera falla el activo cumpliendo dichas funciones?
- ¿ Cuál es la causa del fallo?
- ¿ Qué sucede cuando ocurre el fallo?
- ¿ Cómo de importante es el fallo?
- ¿ Qué puede hacerse para prevenir o predecir el fallo?
- ¿ Qué debe hacerse si no se encuentra una tarea preventiva o predictiva adecuada?
Definición de rcm
28
Estas preguntas iremos respondiéndolas a medida que vamos avanzando en el proceso de
implantación de RCM.
Fase de implantación del RCM
Antes de comenzar el análisis de las necesidades de mantenimiento de los activos en cualquier
organización, es fundamental conocer qué tipo de activos físicos existen y decidir cuáles son los
que se deben someter al proceso de revisión del RCM. Esto significa que debe realizarse un
registro completo de los equipos.
Una vez obtenido este registro, para una correcta aplicación del RCM es necesaria una
meticulosa planificación de los pasos a seguir. La figura 1 ilustra los pasos a seguir en la
implantación del RCM:
Fase 1: Formación del equipo natural de trabajo.
Fase 2: Selección del sistema y definición del contexto operacional. En este paso se
establece el sistema o el conjunto de sistemas a los que se le va a aplicar RCM, así
como sus límites, su estructura y sus condiciones de operación. Con el objeto de ser
prácticos solo se aplicará el estudio a los elementos y sistemas de la planta con mayor
impacto, evaluando este según el análisis de criticidad de todos los sistemas y equipos
de la planta.
Fase 3: Análisis de modos de fallos y sus efectos (AMFE). Se aplica este método para
analizar los modos de fallo que sean posibles causantes de cada fallo funcional, y
determinar los efectos sobre el sistema y la probabilidad de que ocurran.
Fase 4: Aplicación lógica de RCM. Tiene como fin seleccionar de forma adecuada las
tareas de mantenimiento para cada uno de los equipos revisados. Permite seleccionar,
para cada uno de los elementos estudiados, una serie de tareas concretas a llevar a cabo
mediante la aplicación de la lógica RCM a cada uno de los modos de fallo encontrados.
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
29
2.1.1 Fase 1: Formación del equipo natural de trabajo
Para dar respuestas a las 7 preguntas básicas del RCM, es necesario crear un equipo natural de
trabajo, constituido por personas con distintas funciones dentro de la organización que sean
capaces de responder entre todos a dichas preguntas.
En la práctica, el personal de mantenimiento de la organización no puede responder a todas las
preguntas por sí mismo, debido a que algunas de las respuestas deben ser proporcionadas por el
personal de producción u operación, sobre todo las relacionadas con el funcionamiento deseado
del equipo y las consecuencias y efectos de los fallos. Por este motivo, las personas que trabajan
diariamente con los equipos son una valiosa fuente de información que no hay que ignorar en el
análisis mediante la metodología RCM.
Definición de rcm
30
Para asegurar que todos los puntos de vista estarán contemplados a la hora de hacer el estudio,
es importante que haya personas de distintos departamentos. En general, lo ideal es un grupo
formado por 5 o 6 personas.
El grupo de trabajo según Moubray debe incluir los siguientes componentes:
-Personal de operación: experto en manejo de sistemas y equipos, las personas que viven el día
a día de la operación de los equipos son una valiosa fuente de información.
-Personal de mantenimiento: expertos en reparación y mantenimiento de sistemas y equipos.
-Ingeniero de procesos: aporta visión global del proceso.
-Programador: aporta visión sistémica de la actividad.
-Especialista externo: experto en un área específica. En ocasiones también es interesante incluir
al fabricante de equipos como especialista.
-Facilitador: asesor experto en la metodología RCM. Su función principal consiste en guiar y
conducir el proceso de implementación del RCM. Dentro de las funciones que desempeña está
la de guiar al equipo de trabajo en la realización del análisis de los modos y efectos de fallos
(FMEA), y en la selección de actividades de mantenimiento, ayudar a decidir a qué nivel debe
ser realizado el análisis de modos y efectos de fallos, ayudar a identificar los activos que deben
ser analizados bajo la metodología RCM, asegurar que toda la documentación a registrar
durante el proceso de implementación del RCM sea conducida correctamente y asegurar un
verdadero consenso en las reuniones.
Para que el grupo de trabajo sea efectivo se debe facilitar la interacción y participación de todos
los miembros en las discusiones, en una atmosfera relajada e informal, donde los desacuerdos
sean ampliamente debatidos con el fin de resolverlos. Además, no existen jerarquías en el grupo
de trabajo, se escucha a cada uno y no hay miedo a hacer sugerencias. La ayuda externa es bien
recibida y usada cuando es adecuada. Hay aceptación y compromiso con el objetivo por parte de
todos.
La clave para Moubray en todo este proceso es el consenso. Cada miembro del grupo aporta y
contribuye en la medida que pueda en cada etapa del proceso. Ninguna decisión debe ser
tomada mientras no haya sido aceptada por todos los miembros del grupo.
2.1.2 Fase 2: Selección del sistema y del contexto operacional
En primer lugar, tenemos que seleccionar los sistemas o equipos a los que se les va a implantar
el método RCM. Se debe determinar la parte de nuestras instalaciones a estudiar y la parte o
elementos que quedarán excluidos de ese estudio. Una vez delimitado el sistema a estudiar,
tenemos que determinar su composición, los elementos de nivel inmediatamente inferior que lo
constituyen y así sucesivamente, siguiendo con una estructura de árbol hasta el nivel que ya se
considere como un todo indivisible desde el punto de vista del mantenimiento.
Téngase en cuenta que esta estructura puede no ser jerárquica en el sentido estricto, sino tener
ramas que se interrelacionan en un mismo nivel o ramas entre niveles no contiguos. Los
subsistemas que a su vez tienen bucles de control están en este caso y por tanto, se deben tratar
los bucles como unidades indivisibles, desde el punto de vista del sistema principal, de manera
que quede reducido a una estructura jerárquica en árbol pura.
Para abordar esta fase del método, es necesario hacer frente a dos cuestiones:
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
31
- El nivel de detalle (parte, equipo, planta) que se requiere para realizar el análisis de los
modos y efectos de fallos del sistema seleccionado.
- Si debería ser analizada toda el área seleccionada o no y, en el caso de no ser necesario,
qué debería hacerse para seleccionar la parte a analizar y con qué prioridad deben
analizarse cada una de las partes.
Para entender mejor lo que significa nivel de detalle es necesario que los grupos de trabajo
confirmen o definan los distintos niveles que presenta una determinada organización, es decir, el
grado de división existente en la organización: corporación, filiales, departamentos, plantas,
sistemas, equipos, componentes son ejemplos de división de una determinada organización. A
continuación se definen algunos términos necesarios para entender lo que significa nivel de
detalle:
Parte: representa el nivel más bajo de detalle al cual un equipo puede ser desensamblado
sin que sea dañado o destruido. Ejemplos: engranajes, bolas de cojinetes, ejes,
resistores, chips… (El tamaño no es el criterio a considerar para establecer cual
elemento constituye una parte de un equipo determinado)
Equipo: nivel de detalle constituido por un grupo o colección de partes ubicadas dentro
de un paquete identificable, que cumple al menos una función relevante como ítem
independiente. Ejemplos: válvulas, motores, bombas, compresores…
Sistema: nivel de detalle constituido por un grupo lógico de equipos que cumplen una
serie de funciones requeridas por una organización. La mayoría de los sistemas están
agrupados en función de los procesos más importantes. Ejemplos: sistema de
generación de vapor, de tratamiento de aguas, de condensado, de protección,…
Planta: nivel de detalle constituido por un grupo lógico de sistemas que funcionan en
conjunto para proveer un producto o servicio por procesamiento o manipulación de
materiales o recursos.
Área: nivel de detalle constituido por un grupo lógico de plantas que funcionan en
conjunto para proveer varios productos o servicios de una misma clase o de distintas
clases. Por ejemplo, un grupo de plantas de hidrógeno que constituye un área
denominada “Complejo de Hidrógeno”.
La experiencia de expertos en metodología RCM considera más eficaz el análisis de los
distintos “sistemas” como nivel de detalle de la organización. Esto se debe a que en la mayoría
de las organizaciones los “sistemas” son normalmente identificados y usados para los bloques
funcionales, esquemas, diagramas,.. etc., y por tanto se tiene de ellos una información más
detallada y precisa.
Es necesario que los grupos de trabajo tengan un especial cuidado con respecto a la selección
del nivel de detalle que se espera del AMFE, ya que un análisis realizado a un alto nivel de
detalle puede llegar a ser complicado e irrealizable, o por el contrario, un análisis realizado a un
bajo nivel de detalle podría ser muy superficial y poco eficiente para la gestión del
mantenimiento en la organización.
Partiendo del nivel de detalle del sistema, para responder la segunda cuestión es necesario se
identifique todos los sistemas existentes con sus componentes en el área seleccionada y
jerarquizar de acuerdo a importancia y criticidad cada uno de esos sistemas con sus respectivos
equipos.
Definición de rcm
32
Este concepto de criticidad del elemento es una metodología que permite jerarquizar sistemas,
instalaciones y equipos, en función de su impacto global, con el fin de optimizar el proceso de
asignación de recursos (económicos, humanos y técnicos). La criticidad es una medida de riesgo
en la operación de un equipo, depende de la probabilidad de que se produzca un modo de fallo y
su severidad. La definición de criticidad puede tener varias interpretaciones dependiendo del
objetivo que se pretenda y de las necesidades de la organización, por lo que existe una gran
diversidad de herramientas de criticidad.
Para realizar un análisis de criticidad son necesarios los siguientes pasos:
- Definir un alcance y propósito para el análisis.
- Establecer criterios de importancia.
- Seleccionar un método de evaluación para jerarquizar los sistemas seleccionados.
Para este proyecto se ha consultado el análisis de criticidad realizado por la organización según
el método de evaluación de factores ponderados basado en el concepto del riesgo.
El riesgo se define como el producto de la frecuencia por la consecuencia del fallo. La
frecuencia es el número de fallos en un tiempo determinado. Para cuantificar la consecuencia
del fallo se utiliza la ponderación de varios factores o criterios de importancia en función de las
necesidades de la organización.
Los criterios de importancia dependen de cada organización, los más utilizados son Seguridad,
Ambiente, Producción, Costes (Operaciones y Mantenimiento), Frecuencia de Fallos y Tiempo
promedio para reparar.
Los resultados de este análisis se muestran en la Matriz de Criticidad, que se divide en tramos
dependiendo de la ponderación de factores realizada en el análisis. En la figura 2.2 podemos
diferenciar entre no crítico (NC), semi-crítico (SC) y crítico (C), dependiendo de la
multiplicación entre la frecuencia y la consecuencia del fallo.
Figura 2.2: Diagrama matriz de criticidad
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
33
2.1.2.1 Contexto operacional:
Según Moubray, cualquiera que comience a aplicar RCM a cualquier proceso o activo, debe
asegurarse de tener un entendimiento del contexto operacional antes de comenzar. El contexto
operacional no solo afecta drásticamente las funciones y expectativas de funcionamiento del
activo que se está tratando, sino que también afecta a la naturaleza de los modos de fallo que
pueden ocurrir, sus efectos y sus consecuencias, la periodicidad con la que pueden ocurrir y qué
debe hacerse para manejarlas.
Por ejemplo, dos activos idénticos operando en distintas plantas, pueden resultar en planes de
mantenimiento totalmente distintos si sus contextos de operación son diferentes. Un caso típico
es el de un sistema de reserva, que suele requerir tareas de mantenimiento muy distintas a las de
un sistema principal, aunque ambos sistemas sean físicamente idénticos.
Los aspectos generales para la definición del contexto operacional de sistemas que hay que tener
en cuenta son los siguientes:
- Resumen Operativo: Especificar el propósito que cumple el sistema a analizar,
describiendo los equipos, procesos y dispositivos de seguridad implicados, así como
detallar las metas relativas a la seguridad y medio ambiente y establecer planes futuros.
- Personal: Especificar la rotación de turnos de trabajo, las operaciones realizadas y los
parámetros de calidad definidos.
- División de Procesos: Especificar la división del proceso en sistemas, definir los límites
de los mismos y listar los componentes de los mismos, incluyendo indicadores y
dispositivos de seguridad.
La información que es necesario recopilar inicialmente para el desarrollo del contexto
operacional es la siguiente:
- Perfil de operación.
- Ambiente de operación.
- Calidad/Disponibilidad de las entradas requeridas (combustible, aire, etc.).
- Alarmas, Monitorización.
- Políticas de repuestos, recursos, logística.
- P&IDs del sistema.
- Esquemas del sistema y/o diagramas de bloque, que normalmente son desarrollados a
partir de los P&IDs.
2.1.3 Fase 3: Análisis de modos de fallos y sus efectos (AMFE).
El Análisis de los Modos y Efectos de Fallos (AMFE ó FMEA) es la herramienta principal del
RCM para optimizar la gestión de mantenimiento en una organización determinada, ya que
ayuda a responder las primeras cinco preguntas básicas del RCM.
El FMEA es un método sistemático que permite identificar los problemas antes de que ocurran
y puedan afectar o impactar a los procesos y productos en un área determinada, bajo un contexto
operacional dado. A partir del análisis realizado por los grupos de trabajo RCM a los distintos
activos en su contexto operacional, se obtiene la información necesaria para prevenir las
consecuencias y los efectos de los posibles fallos a partir de la selección adecuada de las
actividades de mantenimiento.
Definición de rcm
34
El objetivo básico del FMEA es encontrar todas las formas o modos en los que puede fallar un
activo dentro de un proceso, e identificar las posibles consecuencias de los fallos en función de
tres criterios básicos en el RCM: seguridad humana, seguridad del medio ambiente e impacto en
la producción.
Para cumplir este objetivo, los grupos de trabajo deben realizar el FMEA siguiendo la siguiente
secuencia:
- Definir las funciones de los activos y sus respectivos estándares de operación/ejecución.
- Definir los fallos funcionales asociados a cada función del activo.
- Definir los modos de fallos asociados a cada fallo funcional.
- Establecer los efectos y consecuencias asociados a cada modo de fallo.
2.1.3.1 Funciones y estándares de ejecución:
Una función se define como el propósito o la misión de un activo en un contexto operacional
específico.
Todo activo físico tiene más de una función. Si el objetivo del mantenimiento es asegurarse que
continúe realizando estas funciones, entonces todas ellas deben ser identificadas junto con los
parámetros de funcionamiento deseados. La metodología define los siguientes tipos de
funciones:
Funciones Primarias: Son las funciones que un activo tiene que cumplir dentro de un
proceso, usualmente vienen definidas por el propio nombre del activo. Por ejemplo, la
función primaria de una bomba es bombear un determinado fluido.
Funciones Secundarias: Son las funciones que el activo está capacitado para cumplir
además de las primarias. Entre las funciones secundarias más características están:
- Contención: La mayoría de los activos cuyas funciones primarias son la
transferencia de material, especialmente si es un fluido, tienen que contener a su
vez a estos materiales.
- Integridad estructural: Algunos activos tienen una función secundaria
estructural de soporte. Por ejemplo, la función primaria de un edificio es
proteger a personas, pero además sirve de soporte del techo del mismo.
- Apariencia: La apariencia de algunos activos envuelve funciones específicas.
Por ejemplo, la función primaria de la pintura de los equipos industriales es
proteger frente a la corrosión, por otro lado una pintura de color brillante puede
ser usada para mejorar la visibilidad del mismo por razones de seguridad.
- Higiene y Seguridad: Los activos deben ser capaces de operar de forma segura
y limpia.
- Protección: Existen equipos que tienen como misión proteger en primera
instancia a las personas de los posibles efectos de los fallos y posteriormente
proteger a los activos.
- Economía y eficiencia: cualquiera que use un equipo tiene unos recursos
financieros finitos, por lo que hoy en día es muy importante que sean eficientes.
- Control: El patrón de funcionamiento de los equipos de control consiste en
tomar mediciones con dispositivos especiales, que se encargan de captar señales
de temperatura, presión, flujo… las cuales serán traducidas en valores
específicos y comparadas con rangos normales de operación, permitiendo de
esta forma controlar y vigilar el buen funcionamiento de los distintos procesos.
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
35
- Subsidiarias: Son funciones realizadas en el proceso principal por equipos
especiales adecuados a procesos específicos que no están relacionados
directamente con el producto final del proceso principal.
Para poder identificar claramente cuándo un activo no está cumpliendo sus funciones de manera
eficiente, es necesario que el grupo de trabajo defina de forma precisa los estándares de
ejecución asociados a cada función de los activos a analizar con respecto a su contexto
operacional.
La metodología RCM define un estándar de ejecución como el parámetro que permite
especificar, cuantificar y evaluar de forma clara la función de un activo. Cada activo puede tener
más de un estándar de ejecución en su contexto operacional.
Cuando cualquier activo es puesto en funcionamiento debe ser capaz de rendir más que el
estándar mínimo de funcionamiento deseado por el usuario. Lo que el activo físico es capaz de
rendir se conoce como capacidad inicial. Por lo tanto, para que un activo físico pueda ser
mantenido, el funcionamiento deseado debe de estar dentro del margen de su capacidad inicial,
y también debemos conocer el funcionamiento mínimo que el usuario está dispuesto a aceptar
dentro del contexto en el que va a ser utilizado (por ejemplo, si queremos que una bomba
funcione a 800 litros por minuto, necesitamos una bomba que tenga una capacidad inicial de
1000 litros por minuto).
Figura 2.3: Un activo físico mantenible
Respecto al estándar de calidad del producto, consiste en lograr de forma satisfactoria productos
que cumplan los estándares de calidad exigidos y esto depende fundamentalmente de la
capacidad de los activos con los que se obtiene esos productos.
Los estándares ambientales, con penalizaciones por incumplimiento cada vez más fuertes y
estrictas, obligan a las personas envueltas en el desarrollo de planes de mantenimiento a conocer
exactamente las consecuencias que puede ocasionar un fallo con respecto al ambiente.
2.1.3.2 Fallos funcionales:
Una vez definida la función que cada activo debe cumplir en un contexto operacional dado, el
siguiente paso es determinar cómo ese activo deja de cumplir sus funciones. La pérdida de una
función es lo que en RCM se denomina fallo funcional.
tenemos que asegurarnos
que la capacidad esté
por arriba de este nivel
CAPACIDAD INICIAL (lo que puede hacer)
FUNCIONAMIENTO DESEADO (lo que el usuario quiere que haga)
El mantenimiento
cumple sus objetivos
manteniendo la
capacidad del activo
físico en esta zona
Definición de rcm
36
Un fallo funcional se define como la incapacidad de cualquier activo físico de cumplir una
función según un parámetro de funcionamiento aceptable para el usuario. El nivel de
insatisfacción producido por causa del fallo funcional dependerá de las consecuencias que pueda
generar la aparición de dicho fallo dentro del contexto operacional.
Los diferentes fallos funcionales pueden incidir sobre una función de forma parcial o total. El
fallo total de la función ocurre cuando hay una pérdida completa de la función del activo de
forma inesperada. El fallo parcial ocurre cuando el activo no puede alcanzar el estándar de
ejecución esperado, es decir, cuando opera de forma ineficiente o fuera de los límites
específicos tolerados.
Una pérdida parcial de la función casi siempre proviene de modos de fallo diferentes de los que
provocan una pérdida total, y las consecuencias casi siempre son diferentes.
La definición de un fallo funcional para un activo depende en gran parte del contexto
operacional del mismo, por lo que no debemos generalizar acerca de los fallos funcionales que
tengan dos activos que sean idénticos.
2.1.3.3 Modos de fallos:
El RCM define modo de fallo como cualquier evento que causa un fallo funcional. En otras
palabras, el modo de fallo es el que provoca la pérdida de función total o parcial de un activo en
su contexto operacional. Cada fallo funcional puede tener más de un modo de fallo. Debemos
tener clara la diferencia entre fallo funcional (un estado de fallo en el activo) y modo de fallo (
un evento que puede causar un fallo).
Algunos ejemplos de modos de fallo que pueden ocurrir son suciedad, corrosión, lubricación
inadecuada, ensamblaje incorrecto, operación incorrecta, materiales incorrectos,…
Las actividades de prevención, anticipación o corrección de fallos funcionales deben estar
orientadas a atacar modos de fallo específicos asociados a cada fallo funcional. Esta es una de
las principales diferencias entre la forma tradicional de gestión del mantenimiento y la
metodología RCM.
En el proceso de análisis de modos de fallos, el grupo de trabajo buscará información
consultando:
- Listas genéricas de modos de fallos.
- Personal de operación y/o mantenimiento que haya tenido una larga asociación con el
activo.
- Registros e historiales técnicos existentes del activo.
- Fabricantes y vendedores de activos.
- Otros usuarios del mismo activo.
2.1.3.4 Efectos de fallos y consecuencias:
Los efectos de los fallos describen qué sucede al producirse un modo de fallo. Nótese que el
efecto de fallos corresponde a responder a la pregunta 4 “¿ Qué sucede cuando ocurre el fallo?”,
mientras que las consecuencias del fallo corresponden a la pregunta 5 “¿cómo de importante es
el fallo?”. De este modo, la identificación de los efectos del modo de fallo deberá incluir toda la
información necesaria que ayude a la evaluación de las consecuencias de los fallos.
Por esto, al describir los efectos de los fallos, debemos responder a una secuencia de preguntas:
-¿Qué evidencias (si hubiera) hay de que se ha producido un fallo?
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
37
La descripción de los modos de fallo debe ser tal que, en circunstancias normales, permita al
grupo de trabajo de RCM decidir si será evidente la pérdida de la función a partir de algún tipo
de señal o de manifestación física como ruido, humo…
-¿ Hay maneras en que el fallo pueda ser una amenaza para la seguridad o el medio ambiente?
Se debe detallar si existe la posibilidad de que alguna persona pueda ser herida o alguna norma
ambiental incumplida. Normalmente, estos modos de fallo aparecen por la mala operación de
los equipos, caídas de objetos, presiones excesivas de trabajo, derrames de sustancias
químicas… y suelen ser inusuales gracias al avance en el diseño moderno de las instalaciones y
sus equipos.
-¿De qué manera afecta a la producción o a las operaciones?
Para decidir cuál es la mejor actividad de mantenimiento a ejecutar sobre los activos, es
necesario que el grupo de trabajo tenga claramente definido la naturaleza y severidad de las
consecuencias de los modos de fallos.
En algunos casos, los modos de fallo afectarán al producto final, a los procesos, calidad del
producto o eficiencia del servicio prestado; en otros, podrán afectar a la seguridad humana o al
ambiente.
Se debe describir de forma clara si el modo de fallo conlleva impacto en la producción o en las
operaciones. En estos casos, normalmente, los modos de fallo generan paros completos de los
procesos, reducción de la producción o de la calidad de los productos, aumento de costes de los
procesos, etc.
El impacto del modo de fallo en la organización depende del contexto operacional donde trabaje
el activo, del estándar de ejecución deseado para la función del activo y de las consecuencias
físicas generadas tras la aparición del modo de fallo.
La combinación de estos tres factores hace que cada modo de fallo tenga una forma
característica de impactar en la seguridad, el ambiente y las operaciones.
Para contestar a la quinta pregunta planteada al principio, Moubray ha definido una serie de
categorías para clasificar las consecuencias del fallo. Estas son:
Consecuencias ocultas: Cuando el fallo que se ha producido no es evidente para el
operario en circunstancias normales. Pueden ser activos que tengan funciones ocultas o
no evidentes, por ejemplo equipos de reserva, de control o de seguridad.
Consecuencias evidentes: en este caso, se produce un fallo que es evidente por sí solo
para el operario en circunstancias normales. Por ejemplo, fallos que activen luces de
emergencia, que hagan que se paren las máquinas o que interrumpan alguna parte del
proceso, que den problemas en la calidad del producto, etc.
Consecuencias para la seguridad y el medio ambiente: Cuando una función evidente
falla, ese modo de fallo afecta a la seguridad humana si causa una pérdida de función u
otros daños que puedan lesionar o matar a alguien. Por otro lado, el modo de fallo
afectará al medio ambiente si causa una pérdida de función u otros daños que puedan
infringir en el cumplimiento de alguna normativa o reglamento medioambiental.
Consecuencias operacionales: surgen a partir de funciones evidentes de los activos
cuyos fallos afectarán de forma importante a la producción o a las operaciones (cantidad
de producto, calidad del mismo, costes de operación, costes directos de reparación…).
Definición de rcm
38
Consecuencias no operacionales: Los fallos no afectan a la producción o seguridad, por
lo que sólo repercuten económicamente en el coste directo de la reparación.
En la figura 2.4 podemos ver un resumen de lo que sería la clasificación de los modos de fallo
según sus consecuencias. Esta clasificación permite al proceso RCM crear un marco estratégico
de trabajo completo para manejar los fallos. Más adelante veremos qué tareas aplicar
dependiendo de las consecuencias de los fallos y de si merece la pena o no realizar
mantenimiento, y que acción se tomaría en el caso de no encontrarse una tarea preventiva
adecuada.
Figura 2.4: Diagrama de modos de fallo
2.1.4 Fase 4: Aplicación lógica de RCM
Esta última fase consiste en realizar la selección del tipo de actividad de mantenimiento que
ayude a prevenir la aparición de cada modo de fallo previamente identificado.
El árbol lógico de decisión RCM es una herramienta que permite seleccionar actividades
adecuadas de mantenimiento para evitar la ocurrencia de cada modo de fallo o disminuir sus
posibles efectos.
El equipo de trabajo debe identificar el tipo de actividad de mantenimiento, apoyándose en la
lógica RCM (ver figura 2.5). Tras seleccionar el tipo de actividad adecuada, se procede a
especificar la acción de mantenimiento concreta a ejecutar y la frecuencia de ejecución de la
misma.
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
39
Figura 2.5: Diagrama de decisión de RCM (fuente: www.mailxmail.com)
El RCM clasifica el mantenimiento en dos grandes grupos: mantenimiento preventivo y
mantenimiento correctivo. Este último es elegido cuando no es posible identificar una tarea
Definición de rcm
40
preventiva efectiva. Cada mantenimiento tiene una serie de tareas asociadas, las cuales se
mencionan a continuación.
2.1.4.1 Mantenimiento Preventivo
Tareas programadas en base a condición: Estas actividades se basan en el hecho de
que la mayoría de los modos de fallos no ocurren instantáneamente, sino que se
desarrollan progresivamente en un periodo de tiempo. Si la evidencia de este tipo de
modo de fallo puede ser detectada bajo condiciones normales de operación, es posible
que se pueda actuar para prevenir o evitar las consecuencias del fallo funcional. El
momento en el proceso en el cual es posible detectar que el fallo está ocurriendo o está
a punto de ocurrir es conocido como fallo potencial y se define como una condición
física identificable que indica que el fallo funcional está a punto de ocurrir o que ya está
ocurriendo dentro del proceso. También se conoce como mantenimiento predictivo.
Muchas veces encontrar estas tareas para prevenir las consecuencias de los fallos es
posible utilizando técnicas modernas de monitorización de la condición de los equipos.
Por tanto, una tarea a condición es factible si:
- es posible definir una condición clara de fallo potencial
- el periodo desde el fallo potencial ( desde que se hace detectable el fallo) hasta que se
produce el fallo funcional es razonablemente consistente (intervalo P-F)
- es práctico monitorizar el elemento a intervalos menores que el anterior
- el intervalo P-F es suficientemente largo como para actuar a fin de reducir o eliminar las
consecuencias del fallo funcional
Tareas de Reacondicionamiento: Son las actividades periódicas que se llevan a cabo
para restaurar un activo a su condición original, es decir, actividades de prevención
realizadas a los activos a un intervalo de frecuencia menor al límite de vida operativo
del activo, en función del análisis de sus funciones en el tiempo. En este tipo de
actividades, el activo es puesto fuera de servicio, se realiza una inspección general y se
reemplazan, en caso de ser necesario, las piezas defectuosas. Las tareas de restauración
programadas son conocidas como overhauls, y su aplicación más común es en equipos
mayores: compresores, turbinas, calderas, etc.
Tareas de sustitución-reemplazo cíclico: Este tipo de actividad está orientada
específicamente hacia el reemplazo de componentes o partes usadas de un activo a un
intervalo temporal inferior al de su vida útil (antes que se produzca el fallo). Las
actividades de reemplazo devolverán la condición original al componente, ya que se
sustituye uno viejo por uno nuevo. La diferencia con las anteriores es simplemente que
éstas inciden en los componentes y las de reacondicionamiento involucran a todos los
componentes de un equipo mayor, además de que un overhaul no implica una
sustitución de piezas viejas sino que puede limitarse a acciones de limpieza, reparación,
inspección, etc.
Tareas de búsqueda de fallos ocultos: Tal y como se definió en apartados precedentes,
los modos de fallos ocultos no son evidentes bajo condiciones normales de operación,
por lo que este tipo de fallos no tienen consecuencias directas, pero éstas consecuencias
pueden propiciar la aparición de fallos múltiples dentro de un contexto operacional.
Uno de los caminos que puede ayudar a minimizar los efectos de un fallo múltiple es
tratar de disminuir la probabilidad de ocurrencia de fallos ocultos, chequeando
periódicamente si la función oculta está trabajando correctamente.
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
41
2.1.4.2 Mantenimiento Correctivo
Rediseño: En el caso de no conseguir actividades de prevención que ayuden a reducir
los modos de fallos que afecten a la seguridad o al ambiente a un nivel aceptable, es
necesario realizar un rediseño que minimice o elimine las consecuencias de esos modos
de fallos. En el caso de que los modos de fallo no afecten a la seguridad o medio
ambiente, también se puede optar a esta opción si es factible económicamente. Por
tanto, habrá que hacer un estudio del coste de rediseñar el equipo o de asumir el fallo y
ver lo más ventajoso.
Actividades de mantenimiento no programado: En el caso de no conseguir
actividades de prevención económicamente más baratas que los posibles efectos
derivados de los modos de fallos con consecuencias operacionales o no operacionales,
se podrá tomar la decisión de esperar hasta el fallo y actuar entonces de forma
correctiva.
Definición de rcm
42
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
43
3 CENTRALES HIDROELÉCTRICAS
La humanidad ha ido adquiriendo experiencia a lo largo de los años en el aprovechamiento de
las grandes masas de agua para diversos usos, permitiendo mayor desarrollo y un aumento de la
calidad de vida. La ingeniería también supo aprovechar esta energía desarrollando centrales y
turbinas, las cuales tienen un rango de utilización muy amplio. En este capítulo se hace un breve
recorrido a lo largo del tiempo de este tipo de centrales, se analizan las distintas turbinas
hidráulicas que pueden funcionar y, posteriormente, nos centramos en la central de Alcalá del
Río, la cual es objeto de estudio de este proyecto.
Introducción
El aprovechamiento de la fuerza del agua para sustituir al esfuerzo humano viene desde épocas
muy antiguas. Se empleaban diversos medios para elevar el agua de los ríos a una altura mayor
que la de sus márgenes, de donde se llevaba por canales y zanjas a los campos. La construcción
de las primeras ruedas hidráulicas se iniciaron hacia 2200 a.C. en China y la India, desde donde
se trasladó esta técnica posteriormente hacia Asia menor y Europa. Un ejemplo de estos
mecanismos es la rueda persa o saqia. Se trata de una rueda grande montada en un eje
horizontal, con cucharas en su
periferia, acopladas a engranajes
o movidas por animales.
Los romanos conocían y usaban
las ruedas hidráulicas como una
fuente de fuerza mecánica. El
ingeniero Vitruvio introdujo
importantes mejoras en su
diseño, pero fueron los sajones
los que popularizaron su uso en
Gran Bretaña. Las evidencias
más antiguas son las
encontradas en documentos
cedidos por el rey Ethelbert de
Kent, con fecha 762 d.C.
Con el nacimiento de la industria
eléctrica, una nueva aplicación
vino a sumarse a las formas de aprovechamiento de la energía hidráulica: la producción de
electricidad. De esta forma, el agua que antes se dedicaba a regar campos o hacer funcionar
molinos, pasó además a mover turbinas para generar electricidad, permitiendo así una
utilización más completa y eficaz de los recursos hidráulicos existentes en el mundo. La primera
turbina hidráulica para una central eléctrica la construyó Fourneyron en 1827. Este ingeniero
mejoró la rueda hidráulica, dando lugar a la turbina hidráulica centrífuga. Con un salto de 100
metros, una de las primeras podía operar a 2.300 rpm. Pero esta altura no era frecuente en
Europa, por lo que se vio desplazada por la turbina Jonval, de flujo axial, que comenzó a
funcionar en 1843.
Imagen 3.1: Embalse de Cornalvo (Mérida), instalación que data
de la época romana. (fuente: El desarrollo Hidroeléctrico en España)
Centrales hidroeléctricas
44
La construcción de las primeras centrales hidráulicas se encuentra prácticamente ligada en el
tiempo al mismo nacimiento de la industria eléctrica. En la fecha de 1882 (tres años después de
que Thomas Edison inventase la lámpara eléctrica) empezó a funcionar la primera central
hidroeléctrica del mundo en Appleton (Wisconsin, EE.UU). Esta misma, aunque solo era capaz
de alimentar a 250 lámparas de incandescencia, fue un acontecimiento importante para el
desarrollo de la energía hidráulica como fuente de energía eléctrica.
Imagen 3.2: central hidroeléctrica de Wisconsin (fuente: www.americaslibrary.gov)
Alrededor de 1870, el ingeniero británico Lester Pelton, quien trabajaba en los yacimientos de
oro de California, diseñó la turbina Pelton. Lester descubrió se podía trabajar más rápido y de
forma más eficaz utilizando chorros de agua a alta presión dirigidos sobre unos álabes en forma
de cuchara y colocados alrededor de su circunferencia.
En 1895, la Niagara Falls Power Company instaló dos turbinas centrífugas Fourneyron, que
desarrollaban una potencia de 11000 caballos de vapor. Pero poco a poco las turbinas Francis se
impusieron a estas. En 1913, surge la turbina Kaplan, que se caracteriza por poseer unas paletas
orientables que se adaptan a cualquier condición de funcionamiento, variando su rendimiento en
función del salto o de la potencia solicitada.
Así, a nivel internacional, han ido evolucionando los distintos recursos hidráulicos hasta
centrales tan importantes como la de Itaipú (Paraguay- Brasil, con 12600 MW) o de Guri
(Venezuela, con 10300 MW).
Imagen 3.3: Central de Itaipú ( Fuente: www.eoi.es)
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
45
El proceso en España
En España, las primeras centrales hidroeléctricas fueron construidas a finales del siglo XIX y se
produjo un desarrollo tan notable, que en 1901 el 40% de las centrales existentes eran de este
tipo.
El emplazamiento de las centrales hidroeléctricas estuvo condicionado por que tenían que
coincidir un lugar de salto de agua con un centro de consumo, ya que por limitaciones técnicas
no era posible la electricidad a distancia. Esto hizo que sólo se aprovechasen los recursos
hidroeléctricos que estuviesen cerca de los centros de consumo, y que muchas industrias se
localizaran cerca. Con la llegada de la corriente alterna, a principios del siglo XX, apareció la
posibilidad de transportar la electricidad a grandes distancias, lo que hizo que se desarrollase
mucho más las centrales y, en este caso, las hidroeléctricas. Se construyeron las primeras
centrales hidráulicas, aunque no experimentó un desarrollo tan ascendente, debido a la escasez
de recursos económicos en aquellos entonces dentro del sector eléctrico.
Para poder hacer frente al reto económico y financiero, se crearon numerosas sociedades
anónimas dedicadas a la producción y distribución de electricidad, algunas de las cuales todavía
existen hoy en día. Otras fueron evolucionando y dando lugar a compañías eléctricas.
En los años veinte, se marcó como objetivo el aprovechamiento de las cuencas hidroeléctricas,
lo que llevó a la siguiente década al inicio del aprovechamiento de la cuenca del Duero, y sirvió
de modelo para el desarrollo de las cuencas posteriores. En conjunto, las sociedades privadas y
los poderes públicos, condujo a la construcción de una serie de embalses encadenados en cada
cuenca que permitió poner los recursos hidráulicos al servicio conjunto del suministro de agua a
poblaciones e industrias.
Imagen 3.4: Presa de Ricobayo, una de las pertenecientes a los saltos del Duero ( Fuente: www.todopueblos.com)
En los años de postguerra, se sumaron empresas eléctricas de carácter público a las
construcciones de centrales hidroeléctricas que hasta entonces habían sido realizadas por
empresas privadas, lo que provocó un aumento de su desarrollo. En efecto, aunque el
crecimiento del parque eléctrico fue basándose desde mediados de los años sesenta cada vez
más en centrales termoeléctricas de combustibles fósiles y, después, nucleares, las centrales
hidráulicas no por ello dejaron de construirse y, como consecuencia de esta evolución, España
cuenta con uno de los parques eléctricos más desarrollados del mundo.
Centrales hidroeléctricas
46
Concretamente en Sevilla, la primera central de la empresa Sevillana de Electricidad entró en
funcionamiento el 1 de marzo de 1896. Esta sociedad se había formado dos años antes, y
centraba sus esfuerzos principalmente en proporcionar alumbrado público. Aunque también
existían otras empresas dedicadas a la electrificación, como Bonnet y Cía., Sevillana fue la que
más éxito tuvo. Un hecho muy significativo de su éxito fue que se encargaron de iluminar en
1901 el Real de La Feria de Abril, lo que además se convirtió en una bonita tradición que se
sigue todos los años. Además, esta empresa tenía como objetivo conseguir una red de transporte
público, como es el tranvía.
Fundamentos de las centrales hidráulicas
Una central hidráulica es una instalación donde se produce electricidad aprovechando la energía
de un salto de agua. La energía potencial de una masa de agua se convierte en energía cinética a
lo largo de una conducción que desciende hasta la entrada de una turbina situada a nivel
inferior. Cuando el agua llega a la turbina la hace girar sobre su eje, que arrastra en su
movimiento al generador eléctrico. De este modo, la energía mecánica de rotación de la turbina
se convierte en energía eléctrica.
El aprovechamiento de la energía hidráulica se basa en dos características de un flujo de agua:
su caudal y el salto aprovechable. Se denomina salto de agua al paso brusco de una masa de
agua en cantidad y altura suficiente como para que su energía potencial ofrezca posibilidades de
explotación.
Se denomina salto bruto, salto real o salto total H a la diferencia de altura entre el embalse o
nivel superior desde donde parte el agua, hasta el nivel inferior donde el agua ya ha sido
aprovechada por los equipos adecuados y devuelta a la superficie. Dado que el agua en su
recorrido sufre una serie de pérdidas de carga, realmente solo será utilizable la energía restante,
por lo que se define el salto neto o salto útil como la diferencia entre el salto bruto y el total de
pérdidas de carga correspondientes al recorrido completo del agua.
Para aprovechar mejor el agua de los ríos, se construyen presas que puedan disponer de una
reserva de agua utilizable en función de la demanda de electricidad, que compatibilice el
aprovechamiento energético del agua con otros usos demandados por la sociedad, que lamine
las posibles avenidas naturales de los ríos y que aumenten el salto de la central.
Otra manera de incrementar la altura del salto es derivar el agua por un canal de pendiente
pequeña (menor que la del cauce del rio), consiguiendo un desnivel mayor entre el canal y el
cauce natural del rio.
3.1.1 Tipos de centrales hidráulicas
Las centrales hidráulicas se pueden clasificar según su régimen de flujo en cuatro tipos:
fluyentes, de embalse, de bombeo y mareomotrices.
3.1.1.1 Centrales Fluyentes
Aprovechan el agua que fluye de manera natural por el cauce del río con la ayuda de una
pequeña presa llamada azud. No cuentan prácticamente con reserva de agua, sino que
aprovechan el caudal que varía a lo largo del año. En temporada de precipitaciones abundantes
desarrollan su potencia máxima, mientras que durante la temporada seca disminuye la potencia.
Estas centrales a su vez se pueden dividir en varios tipos:
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
47
Centrales a pie de presa: se caracterizan por tener grandes caudales (mayores de 15
m3/s) y salto reducido (menor de 20 m). Algunos ejemplos pueden ser la central de
Cantillana (en el río Guadalquivir), que cuenta con dos turbinas Kaplan para generar
6,32 MW, ó la central de Alcalá del Río, la cual es objeto de estudio de este proyecto.
Esta central, también situada en el rio Guadalquivir, cuenta igualmente con dos turbinas
Kaplan y cuya potencia es 6,08 MW. Otros ejemplos son la central de Marmolejo, en
Jaén (16,96 MW) o la central de Mengíbar ( Jaén, 4,2 MW).
Imagen 3.5: Central Hidroeléctrica de Cantillana. (Fuente: Endesa Generación)
Centrales de derivación: Tienen saltos y caudales variables. Parte del agua del río es
desviada mediante unos canales de derivación hacia la central y, después de pasar por la
turbina, vuelven a su cauce normal del río.
3.1.1.2 Centrales de embalse
Se alimentan de agua embalsada en pantanos mediante presas de considerable tamaño. El
embalse es capaz de almacenar los caudales de los ríos afluentes, llegando en ocasiones a
elevados porcentajes de captación. Una mayor cota del nivel de agua (salto hidráulico)
proporciona en general mayor potencia ya que, a mayor energía potencial, mayor energía
cinética en la que se convertirá. El agua embalsada es conducida, según la demanda, a través de
conductos que la encauzan hacia las turbinas.
Podemos dividirlas en:
Centrales a pie de presa: La turbina recibe el agua directamente de la presa. Algunos
ejemplos que nos podemos encontrar son: la central de Ribarroja en el río Ebro,
Tarragona. Posee una potencia total de 270 MW, funcionando con cuatro turbinas
Kaplan; central de Iznájar ( cuevas de San Mateo, Málaga), que cuenta con una potencia
de 76.8 MW; central de Salime (Oviedo, río Navia), con una potencia de 159,2 MW
formada por cuatro grupos de turbinas Francis.
Centrales hidroeléctricas
48
Imagen 3.6 : Presa de Salime (Oviedo). (Fuente: www.saltosdelnavia.com)
Centrales de derivación: Parte del agua del río es desviada mediante unos canales de
derivación hacia la central y, después de pasar por la turbina, vuelven a su cauce normal
del río. Entra muchas podemos encontrar la central de el Carpio, Córdoba. Es una
central con una potencia de 7MW y compuesta por tres turbinas Francis.
3.1.1.3 Centrales de Bombeo
Estas centrales se caracterizan por tener un funcionamiento reversible: por un lado permiten
acumular, mediante bombeo en periodos de baja demanda energética, un volumen de agua en el
embalse superior y, por otro, permiten producir energía en periodos de alta demanda energética
utilizando esa agua embalsada. Pueden ser de dos tipos: de turbina y bomba, o de turbina
reversible. Este tipo de centrales están conectadas a la red nacional de muy alta tensión (220 ó
400 kV).
Centrales de bombeo puras: Son un tipo de centrales de bombeo en la que la aportación
de agua al embalse se realiza exclusivamente mediante bombeo de la central. La central
Imagen 3.7:El Carpio.(Fuente: El Guadalquivir: Canalización y Electricidad.)
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
49
de Guillena forma parte de este tipo de centrales, con una potencia de 210 MW y tres
grupos de turbinas Francis. Otros ejemplos pueden ser las centrales La Muela I y II en
el río Júcar (Valencia) que suman una potencia de turbinado de 1480 MW y de bombeo
de 1295 MW.
Imagen 3.8: central Hidroeléctrica de Guillena. (Fuente: www.panoramio.com)
Centrales de bombeo mixtas: el embalse superior recibe aportaciones de agua tanto de
la central como de otras fuentes.
3.1.1.4 Centrales mareomotrices
Estas centrales aprovechan la fuerza de las mareas para mover las turbinas. Un ejemplo es la
planta mareomotriz en el río Rance (Francia) , que cuenta con 24 turbinas tipo bulbo de 10 MW
cada una; además son turbinas reversibles, de manera que se puede turbinar agua cuando la
marea está alta y bombearla cuando está baja.
Imagen 3.9: Central mareomotriz en el rio Rance, Francia. (Fuente: www.wikipedia.com)
3.1.2 Componentes de una central hidráulica
Los elementos esenciales de una central hidráulica son las turbinas, los alternadores y los
transformadores de potencia.
Centrales hidroeléctricas
50
Figura 3.10: Esquema de una central hidráulica de embalse. (Fuente: “Centrales Hidroeléctricas en España”, Endesa)
3.1.2.1 Turbinas
Las turbinas hidráulicas son máquinas que utilizan directamente la energía de un salto de agua y
la transforman en energía mecánica. Sus elementos fundamentales son:
El rotor o rodete: es el elemento móvil sobre el que ejerce su empuje la corriente
líquida que procede del distribuidor. Su misión es transformar en trabajo útil la mayor
parte de la energía total que posee el agua.
El distribuidor: es una tubería de sección variable, dotado en ciertos casos de paletas
orientables, cuya misión es enviar la corriente líquida al rotor en la dirección adecuada
para reducir las pérdidas provocadas por rozamientos o turbulencias. Regula el gasto del
líquido enviado al rotor, que está en relación con la mayor o menor potencia
suministrada por la máquina.
El descargador o aliviador: es un órgano fijo cuyo propósito es conducir hacia la
descarga el caudal de agua utilizado por el rodete. También recupera parte de la energía
cinética que posee el líquido en la salida del rotor.
Las turbinas utilizadas por las centrales hidroeléctricas son fundamentalmente de tres tipos:
Pelton, Francis y Kaplan. En casos muy especiales se utilizan turbinas de Bulbo o de Hélice,
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
51
que son versiones especiales de las turbinas Francis. La elección de una u otra depende del
caudal y la altura del salto.
3.1.2.2 Turbinas Pelton
Las turbinas Pelton son de uso habitual en saltos de gran altura (de hasta 1600-1800 metros) y
caudales pequeños (hasta 0,5 /s aproximadamente), y pertenecen a la clase de turbinas de
acción.
Transforman toda la energía del agua en energía cinética antes de chocar con los álabes del
rodete. Tienen una corona de álabes en forma de cuchara sobre los que se dirigen chorros de
agua mediante inyectores; la cuchara devuelve el chorro y transforma su energía cinética en
energía mecánica de rotación.
El distribuidor de esta turbina está constituido por una tobera donde se acelera la corriente
líquida. El rotor tiene la típica forma de doble cuchara de forma que el líquido se divide en dos
partes. La descarga no requiere una disposición especial ni existen problemas de retención pues
el líquido se encuentra a la presión atmosférica.
Figura 3.11: Turbina Pelton. (Fuente: "Centrales Hidroeléctricas en España", Endesa)
3.1.2.3 Turbina Francis
Las turbinas Francis se utilizan preferentemente en saltos de menor altura que las Pelton, de
hasta 450 metros, en cursos de agua de caudales intermedios. Estas turbinas trabajan según el
principio de reacción: el agua actúa sobre el rodete radialmente y, al atravesarlo, se desvía en
ángulo recto para descargarse en sentido paralelo al eje de rotación. Una turbina Francis está
formada principalmente por los siguientes componentes:
Centrales hidroeléctricas
52
- Un distribuidor formado por una corona circular con aletas móviles para poder regular
la entrada de fluido, variando su inclinación mediante el regulador. La entrada del
fluido al rotor es radical a través de una cámara en forma espiral, cuya sección
disminuye de forma progresiva con la finalidad de mantener fija la velocidad. El
movimiento de las palas de distribución a los álabes fijos del rodete. El regulador de
velocidad es automático y mantiene, en todo instante, un equilibrio entre el par motor y
el resistente; para ello actúa sobre la entrada de agua.
- Un rodete móvil constituido por álabes fijos que tienen una superficie con doble
curvatura. El curso de la corriente a lo largo de las paletas se modifica pasando de
centrípeto en la entrada, a axial en a salida. En el rotor se produce una presión menor
que la atmosférica, por lo que el descargador debe ser hermético para evitar la entrada
de aire.
- Un tubo de descarga cuya misión es unir el cuerpo de la turbina con el cauce del
desagüe. Su función es recuperar la mayor parte posible de energía cinética del líquido
que sale del rotor para transformarla en energía de presión y, de esta forma, procurar
que la presión de la corriente en el cauce de desagüe se aproxime a la atmosférica.
Figura 3.12: Turbina Francis. (Fuente: "Centrales hidroeléctricas en España", Endesa)
3.1.2.4 Turbinas Kaplan
Las turbinas Kaplan presentan álabes en forma de hélice cuyo paso puede variarse por un
dispositivo automático, de forma que el rendimiento sea máximo para la carga a la que está
sometida. Este mecanismo que acomoda la posición de la hélice se denomina combinador.
Como consecuencia de la sensibilidad de la turbina Kaplan a la cavitación, no puede emplearse
en saltos mayores de los 50-75 metros. Sin embargo, si se utiliza para caudales medios y
grandes (50 /s y superiores).
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
53
Figura 3.13: Central con turbina Kaplan. (Fuente: "Centrales hidroeléctricas en España", Endesa)
3.1.2.5 Turbinas de Bulbo
Las turbinas de bulbo se utilizan en cursos de agua de gran caudal que presentan saltos muy
reducidos. Su funcionamiento se basa en el aumento de la velocidad del agua producido por el
estrechamiento del conducto en el que se instala la turbina. El eje de la turbina se coloca en
posición horizontal.
3.1.2.6 Generador
El generador es una máquina que transforma en corriente alterna la energía mecánica de
rotación que le transmite la turbina.
El principio de funcionamiento de un generador se basa en la Ley de Faraday. Cuando varía el
campo magnético que atraviesa una bobina, se produce en ella una fuerza electromotriz
proporcional al número de espiras de ésta y a la velocidad con que varía el campo magnético. El
generador crea un periodo o ciclo de corriente alterna cada vez que una de sus bobinas es
atravesada por el campo magnético correspondiente a un par de polos inductores. La frecuencia
de la corriente alterna es exactamente proporcional a la velocidad de giro del rotor.
En el generador de una central eléctrica existen dos elementos fundamentales: un elemento fijo
alojado en una carcasa envolvente, llamado estator, y un cilindro rotatorio alojado en el interior,
denominado rotor. El estator contiene un devanado fijo en el que se inducen las corrientes
eléctricas generadas por el giro del rotor. En el rotor se aloja un devanado de campo en el que se
recogen las corrientes enviadas por una excitatriz.
La velocidad de giro de los generadores de centrales hidroeléctricas depende del número de
polos que posea el rotor, siendo frecuentes en estos casos las velocidades comprendidas entre
125 y 750 revoluciones por minuto.
Centrales hidroeléctricas
54
Durante el funcionamiento del generador se produce en su interior un intenso calor debido a las
corrientes eléctricas que circulan, por lo que es necesario la utilización de un fluido refrigerante
como es el aire o agua en centrales pequeñas, y hidrógeno líquido en centrales de mayor
tamaño.
3.1.2.7 Transformador
Son equipos donde se eleva la tensión de la corriente eléctrica generada con objeto de reducir
las pérdidas de energía en las líneas de transporte.
Está compuesto por dos o más arrollamientos de hilo conductor sobre un núcleo común. Uno de
los arrollamientos, el primario, es atravesado por una corriente eléctrica que crea un flujo
magnético variable, y, en uno o más arrollamientos secundarios se genera una corriente inducida
como consecuencia del flujo magnético variable que los atraviesa. El intercambio de energía
entre el arrollamiento primario y secundario se realiza por las variaciones de flujo, por lo tanto,
los transformadores no se utilizan en corriente continua.
El empleo de altas tensiones permite reducir las intensidades que circulan por las líneas de
transporte, reduciendo considerablemente el diámetro de los cables necesarios. De los grandes
centros de transformación se distribuye la corriente en tensiones intermedias hasta los
transformadores locales que alimentan directamente a los consumidores.
3.1.2.8 Otros elementos de una central hidroeléctrica
Presa: se denomina a la construcción levantada en el lecho del rio con la finalidad de
atajar el agua, provocando un embalsamiento, y que el nivel de la superficie de la
misma se eleve.
Canal de derivación o conducción en carga: El primero es una canalización, que puede
ser abierta o cerrada, normalmente revestida interiormente para evitar filtraciones y
rugosidades, que conduce el agua desde la toma, a menudo con una pequeña presa de
derivación, hasta la cámara de presión, o la antecámara de turbinas. La segunda es la
canalización que lleva el agua desde el embalse hasta la chimenea de equilibrio cuando
trabaja a cierta presión, por estar su toma de aguas bajo el nivel del embalse.
Cámara de presión y antecámara de turbinas: Ensanchamiento en el que desemboca el
canal de derivación y que lo enlaza directamente ya sea con la entrada de la turbina
(antecámara de turbina para saltos menos de 15 metros), o con las tuberías forzadas
(cámara de presión para saltos de más de 15 metros).
Tuberías forzadas: conductos para llevar el agua desde la cámara de presión a las
turbinas cuando el salto es menor de 15 metros. Puede ser directa cuando la distancia
entre el embalse y las turbinas es corta y la pendiente pronunciada, o con chimenea de
equilibrio intermedia en caso contrario.
Chimenea de equilibrio: es una cámara de expansión con superficie libre a la atmósfera,
encargada de amortiguar las sobrepresiones provocadas por las maniobras de apertura o
cierre de la admisión de la turbina en particular del golpe de ariete.
Compuertas: son dispositivos encargados de abrir o cerrar el paso de agua y regular su
caudal cuando no se trate de conducciones forzadas.
Válvulas: Son órganos de obturación encargados de abrir y cerrar el paso del agua por
los conductos forzados. Pueden ser de seccionamiento, que cierren el paso del agua
hacia las turbinas cuando sea necesario o de seguridad para evitar embalamientos de la
turbina.
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
55
Imagen 3.14: El rey Alfonso XIII en la
inauguración de la central de Mengíbar. (Fuente: “Compañía Sevillana de Electricidad:
Cien Años de Historia”)
Cámara de turbinas: es el espacio destinado para el alojamiento de las turbinas.
Tubo de aspiración: es el enlace entre la turbina y el desagüe, permitiendo además un
aprovechamiento de la energía restante a la salida de las turbinas.
Canal de desagüe: se encarga de recoger el agua a la salida de las turbinas y devolverla
al río.
Casa de maquinas: que aloja los grupos generadores y la maquinaria auxiliar necesaria
para su funcionamiento.
Central de Alcalá del Río
La idea de construir una central hidráulica en Alcalá del Río surge de las mentes de unos
ingenieros jefes de una empresa llamada Mengemor. Esta firma, fundada en 1904, puso mucho
interés en sacar partido a toda la zona del Guadalquivir, y a mitad de ese siglo fue absorbida por
Sevillana de Electricidad.
3.1.3 La empresa Mengemor
Mengemor es el acrónimo formado de los apellidos de don Carlos Mendoza y Sáez de
Argandoña (1872-1950), don Antonio González Echarte (1864-1942) y don Alfredo Moreno
Osorio (1871-1932), unos Ingenieros de
Caminos, Canales y Puertos con gran visión de
futuro y fuertes aspiraciones. El primero y el
tercero comenzaron fundando un gabinete de
ingeniería, al que un poco más tarde se les unió
González Echarte, quien tenía conocimientos
más amplios en el campo de la electricidad.
Fue ahí cuando surgió el nombre, y se fundó el
14 de marzo de 1904 nombrando como
presidente y gerente a Don Carlos Crespi de
Valldaura, Conde de Serramagna.
La primera central de energía construida por la
empresa en Andalucía fue en la provincia de
Almería, en Ohanes, que producía una potencia
de 300 KVA.
Los ingenieros de Mengemor, a cuyo frente se
encontraba don Carlos Mendoza, habían sido
contratados para construir la central de
Mengibar, central hidráulica de tipo fluyente en
el rio Guadalquivir. Dicha central fue
inaugurada el día 30 de noviembre del año
1916, acudiendo para ello el Rey Alfonso XIII
al lugar. Don Carlos Mendoza por aquellos días tenía en mente la idea de aprovechar
completamente el río Guadalquivir con varias centrales a lo largo de su curso. En números, la
producción sería de 200 millones de kWh, una cantidad muy considerable en comparación con
la facturación de Mengemor entonces, que era de 20 millones de kWh. Además, él era
consciente de la importancia de la demanda de la minería para el incipiente sector de la
electricidad, por lo que veía una buena idea el centrar su atención en sitios próximos a las
Centrales hidroeléctricas
56
Figura 3.15: Plano general de la canalización y aprovechamiento de energía del río Guadalquivir, entre Córdoba y Sevilla. (Fuente: “Compañía Sevillana de Electricidad: Cien años de Historia”)
cuencas mineras del sur. Así que ese día que estuvo con el Rey fue la ocasión para introducirle
la idea y comentar acerca del proyecto.
Mendoza veía ventaja en este proyecto por una serie de aspectos: para empezar, se haría
navegable el río andaluz, desde Sevilla hasta Córdoba, ya que desde la Antigüedad el transporte
fluvial había sido una fuente de entrada de recursos y riqueza. Si se llevaba a cabo una
canalización, podría navegarse por el río mucho mejor. Además, tenía en mente que esta
canalización no podía impedir el sembrado, ya que en nuestro sur la agricultura siempre ha sido
muy abundante e importante. Por el contrario, el proyecto tendría también como consecuencia
que las zonas regables aumentarían en gran número en ciertas provincias. Don Carlos había
pensado concretamente en construir once centrales hidroeléctricas, con el objetivo de
aprovechar la fuerza del agua para producir energía. Con esta fuente de energía renovable,
ecológica y barata no era, ni es necesario, gastar dinero en combustible, ni contaminar.
Cuando el Rey en la inauguración de Mengíbar escuchó tales ideas, se mostró a favor y acogió
con entusiasmo el proyecto. El 13 de abril de 1917 se reunió el Consejo de Administración de
Mengemor, y se dio lectura a la Memoria titulada Navegación y aprovechamiento de la energía
hidráulica del Guadalquivir entre Córdoba y Sevilla, en el que decía que el problema de la
navegación en el rio se solucionaría estableciendo una serie escalonada de presas de compuertas
de alturas variables con esclusas que permitieran el paso de barcazas, y de centrales que
aprovecharan la energía del agua al salvar cada uno de estos escalones, energía que calculaba en
unos 60.000 HP aprox. en aguas normales. Así, ese día se autorizó la redacción del proyecto, y
la solicitud oficial ante el Ministerio de Fomento se realizó el 14 de marzo de 1919.
Para llevar a cabo el proyecto, Mengemor decidió fundar una sociedad anónima que fuese
independiente, que fue llamada “Canalización y Fuerzas del Guadalquivir”. Don Carlos
Mendoza fue nombrado como Presidente.
Se acordó que los saltos se irían construyendo en sentido ascendente, y que se empezaría con
uno nuevo cuando se hubiese colocado el 75% de la energía del anterior. Sin embargo, esta
disolución resultó ser desfavorable más adelante para el desarrollo de dicho proyecto.
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
57
Figura 3.16: Alcalá del Río. (Fuente:
www.wikipedia.com)
Lo primero que se construyó fue el embalse del Jándula. Hubo ciertos problemas iniciales, y
resultó bastante caro, ya que se tenía que construir en un sitio que estaba en el corazón de Sierra
Morena y el núcleo de población más cercano, Andújar, estaba a 40 km, lo que representaba a
un desafío para el transporte de personal. La central entró en funcionamiento el 6 de agosto de
1930.
El embalse de Jándula también era una parte muy importante del proyecto: por una parte debía
garantizar que la obra fuese viable económicamente, por medio de su explotación eléctrica. Por
otra parte, sería una gran reserva de agua para cuando tuviesen lugar los periodos de estiaje del
río Guadalquivir.
En Alcalá del Río se iniciaron las obras en el verano de 1928. Hubo muchos problemas de
organización. Además, el río en esa zona tenía la característica de aumentar su caudal
repentinamente hasta 8000 m3/s, lo que hacía aún más complicado la construcción.
Debido a diversos problemas, lo único que llegó a realizarse del proyecto entero fueron el
embalse del Jándula y los saltos de Alcalá y Cantillana.
En 1951 fue la integración con Sevillana Electricidad. Se aprobó por las Juntas Extraordinarias
de ambas compañías el 21 de noviembre de 1951, y comenzó a surtir efecto el día 1 de
diciembre de ese año. Es nombrado vicepresidente Don Carlos Mendoza Gimeno, hijo del
fundador de Mengemor.
3.1.4 Alcalá del Río
El nacimiento del Guadalquivir está localizado en la Cañada de las Fuentes (Quesada), en la
Sierra de Cazorla. Su cauce se extiende en
dirección este-oeste pasando por las provincias de
Jaén, Córdoba y Sevilla, para desembocar al
Océano Atlántico en Sanlúcar de Barrameda. Tiene
una longitud aproximada de 660 kilómetros.
Los distintos pueblos que han ocupado tierras
andaluzas desde la Antigüedad han sacado partido
del río. Así, civilizaciones como los fenicios, los
tartesos, los romanos, los visigodos y los árabes
han encontrado en él una gran herramienta para la
agricultura, la industrial, el comercio y el
transporte.
Alcalá del Río se sitúa en la zona noroccidental de
la provincia de Sevilla. Su núcleo urbano, así
como también la mayor parte de su término municipal, se integran en la depresión del
Guadalquivir, una de las unidades básicas estructurantes de la provincia, junto con Sierra
Morena y la Sierra Sur. La superficie del término municipal abarca un total de 82,42 km2, y en
enero de 2012 su población ascendía a 11.513 habitantes.
La zona debió habitarse desde el Calcolítico (Edad del Cobre), según se corrobora por los restos
arqueológicos encontrados. En el mismo suelo estuvo asentada una vez la antigua ciudad
romana de Ilipa Magna Estrabón (geógrafo e historiador griego, 63 ó 64 a.C.-19 ó 24 d.C.).
Además, llegó a acuñar moneda propia. Quizás esta importancia se debía a su puerto fluvial, por
Centrales hidroeléctricas
58
el cual se calcula que embarcaron unos 50 millones de ánforas olearias durante dos siglos y
medio, periodo que duró su esplendor. Se conservan ciertos elementos de la época, como el
“cipo romano” que sirve de pila para el agua bendita en la capilla de San Gregorio Osetano, o la
“muralla de la villa”. Así mismo, se siguen conservando otros restos de origen visigodo. Más
tarde, los musulmanes se asentaron en el lugar y le dieron el nombre de “Al-Kalat-Criad-Al-
Kibir”, del que deriva su denominación actual.
Una nueva época de gran esplendor llegó cuando fue reconquistada por Fernando III. Más tarde,
en el siglo XIV, fue ocupada por el Marqués de Cádiz, tras sus luchas con el Marqués de
Medina-Sidonia. Como dato curioso, puede destacarse que se utiliza el mismo escudo que
Sevilla capital según un privilegio real, que fue concedido por ser Alcalá guarda del río y
defensa del puerto de Sevilla. Con la llegada del siglo XX y la Revolución Industrial a España,
se produce un gran cambio y lo importante pasan a ser los núcleos de mayor intensificación
industrial, que hace que en parte Andalucía fuera con desventaja. Y es en este contexto cuando
se crea la empresa Mengemor y comienza con sus proyectos, y se abre así un nuevo capítulo en
la historia de Alcalá del Río.
3.1.5 La central
La central de Alcalá del Río comenzó a construirse en el verano de 1928, y entró en servicio tres
años más tarde, en 1931. Mengemor le encargó el diseño arquitectónico a don Casto Fernández-
Shaw. Fue una de las primeras presas móviles con compuertas que se construyó en España, por
lo que constituyó en su época una obra de vanguardia. El edificio que alberga la sala de
máquinas fue diseñado para parecer un castillo medieval desde el exterior.
La central contaba con una presa móvil constituida por 8 compuertas metálicas apoyadas en
pilas que cierran vanos de 15 m. de luz por 8,5 m. de altura, y que toma el aspecto de un puente
cuando se elevan las compuertas, en las crecidas del río. La cimentación en la margen izquierda
se encontraba a 10 m. de profundidad y se alcanzó por recintos de tablestacas metálicas. La
central con 7.600 KVA en dos unidades, forma parte de la presa en esta margen izquierda,
mientras que la esclusa está situada en la margen derecha. La obra civil del tablero del puente y
de la esclusa se realizó por cuenta del Estado, aunque no fue liquidada hasta 1.948. Del resto de
la construcción a realizar por el Estado, los accesos al puente se hicieron en 1938, en plena
Imagen 3.17: Fachada de la central. (Fuente: Endesa Generación)
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
59
Imagen 3.19. Alfonso XIII en una de las visitas realizadas a Alcalá del Río con motivo de la
construcción de la presa y central eléctrica. (Fuente: “El Guadalquivir: Canalización y Electricidad”)
Imagen 3.20: Empezando a construir.(Fuente: “El Guadalquivir: Canalización y Electricidad”)
guerra civil. Las compuertas de la esclusa, como las de los escalones realizados más tarde, que
son necesarias para la navegación, no se han instalado todavía hoy. Se terminó la construcción y
se puso en servicio la Central el 13 de junio de 1.931. Su coste, algo inferior a lo presupuestado,
ascendió a 11.243.000 pesetas”.
Imagen 3.18: Vista de la Central. (Fuente: Endesa Generación)
Cuando comenzaron las obras, se tuvo que hacer frente a problemas de ingeniería hidráulica y
de cimentación, porque en el río hubo grandes crecidas y, además, la composición aluvial de los
estratos dificultó el anclaje de los estribos que eran necesario para la presa. Es más, en la
actualidad sigue habiendo pequeñas desviaciones en el cauce, que siguen siendo registradas y
vigiladas por los técnicos de Endesa.
Centrales hidroeléctricas
60
Figura 3.22: Alzado de la presa pensado inicialmente. Dos dibujos publicados en la Revista de Obras Públicas a fecha de 1 de noviembre de 1926.
Imagen 3.21: Parte de la construcción. Hubo muchos problemas relacionados con la
cimentación de la presa, y de hecho aún hoy en día es un foco problemático: debido al movimiento de la presa (pequeño pero constante) se han instalado unos cables como anclaje de la misma. Dichos cables pueden verse desde la sala de turbinas. Y cada mes se mide la
curvatura de la presa, para mantener ese movimiento bajo control. (Fuente: “El Guadalquivir: Canalización y Electricidad”)
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
61
4 SISTEMA DE GESTIÓN DE LA
INFORMACIÓN Y GESTIÓN DEL
MANTENIMIENTO
El objetivo general de un sistema de información para la gestión del mantenimiento es
proporcionar a la dirección de la empresa el medio de análisis para la optimización de la gestión
y ayuda a la toma de decisiones estratégicas, tácticas y operativas. Presenta una serie de
objetivos particulares como:
- Facilitar la programación de las tareas de mantenimiento.
- Ayudar a planificar el aprovisionamiento de los recursos necesarios para el
mantenimiento, donde se incluye la mano de obra, los repuestos, las herramientas, los
útiles y, en ocasiones, terceras empresas.
- Facilitar la mejor utilización posible de los recursos.
- Producir informes sobre el estado del sistema general de mantenimiento atendiendo a un
conjunto de indicadores, que permitan el control del mantenimiento en los diferentes
niveles de actividad.
Un requisito para este tipo de sistemas es su compatibilidad e integración con los restantes
subsistemas de información de la organización.
Se pueden encontrar cinco grandes grupos dentro de las funciones básicas de este tipo de
sistemas:
Cubrir las tareas relativas a la captura y tratamiento de información:
Sólo se puede tratar informáticamente aquello que está codificado. La información
descriptiva, no clasificada según algún criterio (al que corresponderán los códigos), será
muy difícil de tratar a la hora de establecer medidas, comparaciones, etc.
Codificación y tratamiento de las causas de intervención y tipos de trabajo, etc.
Codificación de instalaciones, dispositivos y elementos, sin perder de vista su estructura
y su relación con la distribución en planta.
Codificación de todos los recursos de mantenimiento.
Toda la codificación de la entrada de datos, deberá ser clara y unitaria.
Captura "on-line" mediante sistemas automáticos, monitorización, etc.
Proporcionar ayuda al nivel operativo. Base de los conocimientos:
Gestión de archivo histórico de maquinaria, desde el punto de vista de las operaciones
de mantenimiento.
Elaboración de una "Base de Conocimientos" a partir del histórico del punto anterior y
de la codificación de síntoma, causa y solución. Sistema experto para el mantenimiento.
Ayuda al mantenimiento mediante programa de diagnóstico de averías y sistema de
apoyo a la toma de decisiones técnicas, de nivel operativo. Este punto es consecuencia y
enlaza con el sistema experto citado.
Sistema de gestión de la información y gestión del mantenimiento
62
Proveer herramientas para la gestión-planificación del trabajo y proporcionar una
herramienta para la planificación estratégica del departamento de mantenimiento:
Determinación de parámetros de gestión del mantenimiento, tales como: tiempo medio
entre fallos, tiempo estándar de intervención, etc., para cada elemento o instalación.
Clasificación ABC de instalaciones referidas a su mantenimiento, considerando una
sola variable, como por ejemplo el punto de vista de la incidencia en el departamento de
mantenimiento, o multivariable, considerando el punto de vista de la incidencia en la
producción, la seguridad, y/o cualquier otra que desee incluirse, en forma aislada o
combinada.
Procedimiento de ayuda a la planificación mensual, proporcionando un sistema flexible,
fomentándose la gestión por excepción y las alertas.
Dotar de procedimientos para autocontrol y mejora continua del mantenimiento:
Procedimiento de autoevaluación del mantenimiento mediante verificación de
medidores que determinen el funcionamiento del sistema. Empleo de ratios a efectos
comparativos, tanto dentro de la propia empresa, como en relación con empresas
similares.
Implementación del ciclo de mejora continua.
Integración con los restantes subsistemas de información, sistemas informáticos, equipos y
aplicaciones:
Elaboración de una base de datos para el mantenimiento preventivo y la planificación
del mismo, conectada con las de gestión de compras, personal, contabilidad de costos y
producción, unificando las correspondientes codificaciones.
Conexión con la mecanización de captura de datos en planta (sistema de control de
presencia y producción, etc.).
Conexión de la base de datos documental de mantenimiento con la base de datos
documental general.
Completa integración en la organización general de la planta.
Las funciones precedentes son las bases que deben presidir la elaboración del sistema de
información para el mantenimiento y dan una idea de su capacidad.
La organización en la que se ha desarrollado este proyecto cuenta con un sistema de gestión del
mantenimiento potente denominado GEMA, que es el módulo de mantenimiento de plantas del
sistema SAP R/3.
SAP R/3 es un ERP (Enterprise Resource Planning), un sistema integrado de gestión que
permite controlar todos los procesos que se llevan a cabo en una empresa, a través de módulos.
Un sistema integrado significa que, una vez que la información es almacenada, está disponible a
través de todo el sistema, facilitando el proceso de transacciones y el manejo de información.
El módulo SAP está orientado a cubrir todas las actividades de mantenimiento, dando soporte a
la planificación, programación y ejecución de estas actividades. Permite la optimización de los
procesos de negocio mediante la gestión del ciclo de vida de los activos, organizando las
actividades de mantenimiento correctivo y preventivo, y el control de órdenes de trabajo.
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
63
5 DESARROLLO DEL PROYECTO
Objeto
En este apartado se hará una amplia exposición del desarrollo e implantación del proyecto de
mantenimiento centrado en confiabilidad (RCM) en la central hidroeléctrica de Alcalá del Río,
basándonos en los principios explicados anteriormente.
Primeramente tenemos que comenzar con un estudio por minorizado de la central hidroeléctrica
según los principios RCM. Para ello debemos formar un grupo de trabajo que analice y haga
este estudio según la metodología RCM y lleve a cabo la implantación del mismo que se ha
descrito anteriormente.
Una vez constituido el grupo de trabajo, se hace una explicación del contexto operacional de la
central. En el contexto operacional se define todas y cada una de las funciones de ésta y se
explica el funcionamiento de cada uno de sus elementos. Esta parte es una de las más
importantes según la filosofía del RCM, ya que una mala explicación del contexto operacional
de los elementos a mantener puede llevar a la elección de una mala política de mantenimiento
de los mismos.
La explicación del contexto operacional de la central hidroeléctrica nos llevará a un desglose en
sistemas y subsistemas de la central. Este desglose en sistemas y subsistemas nos hará ver
detalladamente cada una de las funciones primarias y secundarias y se verán cuales son los
sistemas a los que aplicaremos el RCM.
Una vez definido los sistemas a los que aplicaremos el RCM, analizaremos para cada función
primaria y secundaria cuáles son sus fallos funcionales, sus modos de fallos y los efectos de los
fallos.
Para acabar el proceso de implantación del RCM en la central, una vez analizados todos los
aspectos anteriores, se hará una selección de las políticas de mantenimiento para dichos
sistemas, es decir, el tipo de mantenimiento de los elementos y el seguimiento que se le harán a
dichos mantenimientos.
Contexto operacional
A continuación se hace el estudio del contexto operacional de la central de hidroeléctrica de
Alcalá del Río. Como ya se ha explicado, en el contexto operacional se hace un análisis de
criticidad de los diferentes equipos, para realizar un análisis de los modos y efectos de fallos de
los elementos a los que se aplica el RCM.
5.1.1 Emplazamiento de la central
Alcalá del Río, Municipio de la provincia de Sevilla, se encuentra situado en la comarca de la
Vega del Guadalquivir, a 14 Km. de Sevilla capital.
Con respecto al nivel del mar, se encuentra a una altitud de 40 metros en la zona más alta del
casco histórico. La temperatura media anual se sitúa en torno a los 18º, y las precipitaciones
alcanzan regularmente los 600 mm.
Desarrollo del proyecto
64
Su término municipal comprende una extensión
de 82,4 Km2. Se encuentra situado en la zona
Noroccidental de la provincia de Sevilla, y
supone una superficie de aproximadamente el
0,59% del total de la misma. Colinda al Norte con
los Municipios de Castilblanco de los Arroyos,
Burguillos y Villaverde del Río; al Este con
Brenes y La Rinconada; al Sur con La Rinconada
y La Algaba; al Oeste con el Municipio de
Guillena.
Reúne una población de 11.513 habitantes,
repartida entre sus cuatro núcleos poblacionales y
en otros hábitats de población dispersos por el
término municipal, según la revisión del Padrón
de habitantes de enero de 2012.
La situación de Alcalá del Río respecto a las vías
de comunicación es la siguiente:
Las carreteras principales son la C-433 y la C-
431. La primera comunica al Sur con Sevilla a
través de La Rinconada y al Norte con Burguillos
hasta Cazalla de la Sierra. La C-431 es
actualmente la vía rodada más importante. Enlaza
con Sevilla por La Algaba y prosigue hacia el Este hasta Córdoba a través de Municipios como
Villanueva del Río, Cantillana o Lora del Río. Sirve, además, como eje vertebrador Este-Oeste
del Municipio y conecta los núcleos de Esquivel y El Viar con Alcalá del Río.
No existe trazado de ferrocarril en el Municipio.
Las comunicaciones fluviales a lo largo del Guadalquivir hasta el mar tienen su punto final en la
presa situada en el meandro que el Guadalquivir provoca a su paso por esta localidad. Así, las
embarcaciones que llegan hasta este punto son de pequeño tamaño por el obstáculo que supone
la escasa profundidad del cauce en el tramo de Sevilla a Alcalá del Río, por los bancos de arenas
y gravas que aparecen en la bajamar.
5.1.2 Descripción de la Central
La C.H. Alcalá del Río, data del año 1930, se compone de una presa móvil de compuertas y de
la Central, que está situada en la zona izquierda de la presa. El edificio es de tipo rectangular,
con dimensiones aproximadas de 50 x 15 metros, diseñado por el arquitecto Don Castro
Fernández-Shaw, y cuenta con un estilo Medievo visto desde el exterior. Fue una de las
primeras presas móviles con compuertas que se construyó en España, por lo que constituyó en
su época una obra de vanguardia. Dentro del edificio podemos encontrar dos grupos de 3500
KVA, existiendo desde origen un hueco para instalar un tercer grupo. Por la situación de
implantación actuales los grupos existentes son denominados II y III, faltando el primero.
La presa, con clasificación CLASE B, es de hormigón, tiene una longitud total de 204.50 metros
y una altura sobre cimientos de 23.35 m. Dispone de 8 compuertas de aliviadero, con una
capacidad total de alivio de 8000 m3/seg. También cuenta con un sistema de esclusas en su parte
Imagen 5.1: Emplazamiento. (Fuente:
Endesa Generación.)
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
65
izquierda, que haría posible la navegación hasta Córdoba. Dicho sistema nunca llegó a
funcionar, permaneciendo en la actualidad cerrada, siendo utilizada para la ubicación de una
toma de agua de agua de emergencia para el abastecimiento a la población de Sevilla.
La producción anual media es de 20.971 GWh. (Datos tomados entre los años 1954 y 2000).
5.1.2.1 Embalse
El embalse, de una capacidad total teórica de 20.20 Hm3, se encuentra muy aterrado,
disponiendo en la actualidad de una capacidad útil de aproximadamente 11.5 Hm3.
Los niveles de referencia principales son:
- Cota máxima capacidad: 10 m.
- Cota de coronación: 15.36 m.
- Cota normal explotación: 9.25 a 9.31 m.
- Cota mínima explotación: 4 m.
- Cota apertura de compuertas: 9.31 m.
- Cota alto nivel embalse: 9.41 m.
Originalmente la cota de explotación de la central era la 10.00 m. Esta cota, se vio reducida a la
8.50 (principios de los 60) por un problema de deslizamiento detectado en los pilares del Puente
de compuertas, que era la entrada al pueblo de Alcalá del Río.
Posteriormente, a principios de los 70, se realizan las obras necesarias para la sujeción del
puente y se vuelve a subir la cota hasta llegar a la actual de 9.25 m. Esta cota no se subió más
debido a que se inundaban las tierras situadas en la ribera del río aguas arriba de la presa de
Alcalá, ya que al subir la cota del Guadalquivir, los arroyos Gabino y Siete Arroyos también
suben su cota inundando las tierras de sus márgenes.
Imagen 5.2: Vista aérea de la Central Hidroeléctrica de Alcalá del Río. (Fuente: “El Guadalquivir: Canalización y Electricidad.”)
Desarrollo del proyecto
66
5.1.2.2 Aliviaderos y compuertas
Podemos encontrar 8 compuertas de presa de dimensiones 15 x 8.50 metros. Son compuertas
móviles construida en hierros perfilados en de tablero y cubierta de chapa en el paramento de
aguas arriba. Es del clásico tipo Vagón Stoney Simples. Cubre desde la solera hasta la cota
máxima del mismo. Tienen un caudal máximo de aliviadero de 8.000 m3/s, es decir, cada una
de ellas tiene una capacidad de 1.000 m3/s.
En cuanto a su accionamiento, se mueven mediante 2 cadenas situadas en los extremos que se
accionan mediante un sistema de engranajes cada una, accionados por 1 motor con las
siguientes características:
- Marca: Brow Boveri
- Modelo: MSRp86
- Potencia: 18 CV
- Tensión: 220
- Intensidad: 46.5 A
- Velocidad de Giro: 960 r.p.m.
5.1.2.3 Caudal desaguado por compuertas
La apertura máxima de compuertas se sitúa en 12 metros.
El desagüe con apertura de 8.5 m a la cota 10 m. es de 945 m3/s. Según las normas de
explotación, la apertura de compuerta se debe realizar en escalones de 25 a 25 cm., en secuencia
desde la compuertas nº 8 a la compuerta nº 1.
5.1.3 Conducción y Toma de agua
5.1.3.1 Toma de agua
En esta central, la toma de agua de los grupos, está protegida por una rejilla dotada de un
limpiador automático que cubre toda su longitud y evita la acumulación y entrada de brozas y
grandes troncos en la cámara espiral de la turbina, que podrían provocar atranques o averías,
tanto en el distribuidor como en las palas del rodete Kaplan.
A su vez, cada grupo tiene dos compuertas
de toma que, cuya función es aislar la
cámara espiral, en caso de inspecciones o
trabajos en la misma, de modo que ésta
queda totalmente estanca, pudiéndose entrar
en ella a través de una boca de hombre
situada en la sala de turbina.
Cada toma está formada por dos compuertas,
una denominada TABLÓN (sin capacidad
de cierre en carga) y la otra DESLIZANTE,
(preparada para cerrar contra caudal).
Ambas se accionan de forma manual desde
unos armarios situados entre ellas. La forma
de actuarlas es la siguiente:
Para el cierre:
Imagen 5.3:Cuadro de mando de las compuertas ataguías. (Fuente: Endesa Generación)
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
67
- Cerrar Compuerta TABLÓN
- Cerrar compuerta DESLIZANTE
- Bloquear y señalizar armarios de mando
- Abrir válvula de desagüe
- Abrir boca de hombre
Para la apertura:
- Cerrar boca de hombre
- Cerrar válvula de desagüe
- Desbloquear armarios de mando
- Abrir compuerta DESLIZANTE unos 15 cm.
- Cuando estén equilibrados los niveles de agua terminar de abrir compuerta
DESLIZANTE y TABLÓN
5.1.4 Características principales de la Central
5.1.4.1 Generalidades
Los grupos de Alcalá del Río, a plena carga, evacuan un caudal de 52 m3/s, con un salto de 8.05
m. (9.25 m aguas arriba – 1.20 m media diaria aguas abajo).
Actualmente, el salto bruto máximo de explotación, que debe coincidir con la bajamar, es de
9.25 m (9.25 m aguas arriba – 0 m media diaria aguas abajo), siendo el gasto específico en este
caso de 61 m3/s.
El salto mínimo de funcionamiento es 4.00 m, lo que ocurre en situación de grandes caudales
circulantes por el rio, cuando la cota de aguas abajo es de 5.31 m, ya que la de aguas arriba se
mantiene en la 9.31 m, debido al funcionamiento en automático de la Central.
A partir de este salto hay que proceder a parar los grupos dejándolos fuera de servicio.
5.1.4.2 Turbinas
Las Turbinas de Alcalá del Río son de tipo Kaplan de eje vertical. Construidas por Voith
(Alemania) y puestas en servicio aproximadamente en 1932.
Imagen 5.4: Sala de Alternadores de la central. (Fuente. Endesa Generación)
Desarrollo del proyecto
68
Tiene una potencia de 4.250 CV, funciona a una velocidad de 136 r.p.m. y puede turbinar a 56
m3/s.
El rodete está formado por 4 álabes de acero inoxidable. El diámetro exterior del rodete con los
álabes cerrados es de 2400 mm.
El distribuidor, con 24 álabes móviles, dispone de un servomotor acoplado directamente al
regulador con brazo de maniobra vertical hasta el propio distribuidor. Actualmente, estas
máquinas no necesitan engrase, al haberse dotado de cojinetes autolubricados todos los
elementos móviles del mismo.
La Turbina Kaplan consta de los siguientes elementos principales:
- tubo de aspiración.
- Cámara espiral.
- Rueda motriz.
- Distribuidor.
- Cojinete y eje.
El aceite de mando para el funcionamiento y maniobra de la turbina, se encuentra en
almacenado en la planta de turbinas. Dispone de dos circuitos diferenciados: uno para el
funcionamiento de las palas directrices (100 kg/cm2) y otro para el funcionamiento de las palas
del rodete Kaplan, con una presión de 20 kg/cm2. En este tanque de aceite también se encuentra
las bombas y el bloque de válvulas de mando. El tipo de aceite de potencia es aries medio con
un peso de 1000 Kg por cada grupo. Este aceite se refrigera mediante un intercambiador de
calor aire-aceite, situado en la cara norte exterior del edificio, por lo que el aceite circulará por
tuberías externas a la cuba. Estas tuberías discurren por la planta de turbina situándose el equipo
en la zona de toma de aguas de los grupos.
La Punta de Rodete forma un depósito hermético, con aceite tipo aries medio. Son
aproximadamente 370 Kg para la lubricación de las palas Kaplan.
5.1.4.3 Alternador
Se trata de un alternador trifásico de eje vertical de la casa constructora AEG.
Tipo: GL3 1316/spez
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
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Potencia nominal: 3.800 KVA
Tensión de salida: 6 kV
Frecuencia: 50 Hz
Factor de potencia: 0.8
Velocidad nominal: 136 r.p.m.
Intensidad nominal de Generación: 366 A
Números: II=2301257 y III=2301256
El alternador se compone de los siguientes elementos principales:
Estator, formado por la carcasa, soportes, bobinado del estator, circuito magnético y
refrigeración del conjunto estatórico.
Rotor, compuesto por el eje, cuerpo del rotor, bobinas polares, aros de excitación y
ventiladores.
Otros componentes del alternador son:
3 Cojinetes ( superior, inferior y empuje) y excitatriz.
La refrigeración del estator es mediante circulación de aire tomado del exterior/interior e
impulsado por ventiladores fijados en los extremos del rotor a través de los conductores de
ventilación, formados en el apilado del paquete magnético, saliendo caliente al exterior. El
sistema dispone de calefacción para evitar acumulación de humedades en situación de parada.
5.1.4.4 Excitación del alternador
La excitación del Alternador es del tipo estática indirecta, es decir, el alternador es excitado a
través de la excitatriz principal, que a su vez es controlada por un equipo estático.
La excitatriz principal está formada por 103 bobinas de 4 secciones, 411 delgas.
Tensión: Tensión de excitación 48 V
Regulador de tensión: INGELECTRIC TEAM, coseno en regulación: 1
Reactiva: Debido a las características del salto y al tipo de grupos (Kaplan), en esta central no
se genera reactiva.
Dispone de sistema de excitación estática TEAM cuando funciona en automático, inyectando
sobre la excitatriz principal. El mando y la señalización se encuentra en armarios y panel de
cada grupo, en la sala de control.
La excitatriz se encuentra sobre el alternador, en la prolongación del eje del mismo.
5.1.4.5 Cojinetes del Alternador
El alternador cuenta con dos cojinetes guía, superior e inferior, situados en interior de una cuba.
Los cojinetes están formados por dos sectores idénticos, fijos sobre espejo móvil. Dichos
cojinetes deben tener una holgura teórica de 0,225 y una tolerancia admisible de +- 0,025 mm
en ambos.
Se utiliza aceite como fluido lubricante contenido en las cubas de cada uno de ellos. Este fluido
es aceite Repsol turbo aries 68. La refrigeración de dicho aceite se realiza por disipación del
calor en las diferentes tuberías que conforman la instalación, no existiendo ningún refrigerante
aire-aceite. Para la circulación del aceite en estos cojinetes, se dispone de un deposito de 60 L
situado en la sala de turbinas que, mediante una bomba, se eleva desde este depósito hasta el
Desarrollo del proyecto
70
repartidor, situado en la carcasa de la excitatriz. Este repartidor dispone de tres salidas, dos de
ellas reguladas mediante válvulas manuales, donde el aceite cae por gravedad hasta los
cojinetes, y un tercero que funciona como
retorno del aceite sobrante o rebosadero. En la
imagen 5.5 podemos observar el depósito de
60 L.
Existe también un cojinete de empuje ó pivote,
de 12 patines equilibrados sobre superficie
aislada, con espejo móvil.
Para la refrigeración del cojinete pivote, hay
una cuba de capacidad 200 L fabricada en
chapa de acero, de forma cilíndrica, donde el
pivote queda bañado permanentemente en
aceite del tipo Repsol turbo aries 68. Para su
refrigeración, se hace recircular el fluido, por
lo que tiene entrada de aceite frío procedente
del refrigerante e impulsado por la bomba. También tienen un rebosadero con tubería de
recogida de aceite y caída por su peso al tanque. Esta bomba se encuentra ubicado en la planta
de Alternadores.
5.1.4.6 Frenado del Alternador
Está formado por cuatro gatos hidráulicos dotados de zapatas de ferodos para la fricción con el
disco o yanta de frenado, solidaria al rotor. Tienen una doble aplicación:
Llevar al Grupo a velocidad cero, parada total. Entra en funcionamiento cuando el
grupo está al 50% de su velocidad nominal. Para ello, se utiliza aire a presión,
procedente de compresor auxiliar, situado en planta de turbinas.
Mediante equipo hidráulico con accionamiento manual. Pueden maniobrarse para la
sustentación del rotor en caso de necesidad por desmontaje del cojinete pivote. El
equipo está formado por una bomba manual, válvulas auxiliares de maniobra y deposito
de aceite, y se encuentran en la sala de alternadores frente al grupo.
Los cuatro gatos hidráulicos están situados en cruceta inferior alternador, ubicada en planta
turbinas que se accede mediante escalera situada en la sala de turbinas.
5.1.4.7 Autómatas
Mediante los autómatas se controlan las secuencias de arranque y parada de los grupos, así
como el control de nivel del embalse, mediante la maniobra de compuertas. Cada uno de los
autómatas está conectado a un sistema SCADA, dotado con impresora para el cronológico de
alarmas.
5.1.4.8 Transformador principal
Los transformadores principales elevan los valores de tensión de salida de los grupos de 6 kV a
66 kV, a fin de reducir los valores de intensidad y, por tanto, las perdidas en las líneas de
transporte, utilizadas para la evacuación de la energía generada. Cada grupo dispone de su
propio transformador. En los dos casos, el secundario de 6 kV está conectado en estrella con
neutro accesible, cada uno de ellos dotados de sus protecciones eléctricas y térmicas.
Imagen 5.5: deposito de aceite para la
lubricación de los cojinetes superior e inferior.
(Fuente: Endesa Generación)
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
71
Los transformadores están conectados a la Subestación de Alcalá del Río de 66 kV a través de
su correspondiente interruptor y seccionador de aislamiento. En la subestación se dispone de
todo el aparellaje necesario, así como de los transformadores de medida para protecciones
eléctricas y medida reglamentaria.
Las características de cada transformador son:
- Marca: CENEMESA
- Tipo: NST – 36 – 125 – 75 / 66
- Potencia: 4500 KVA
- Tensión: 6.3/70 kV
- Tensión en cortocircuito: 7.48 %
- Amperios: 412/37
- Conexiones: D2 Y / con neutro aislado
- Peso del aceite: 5.713 Kg.
En cuanto al refrigerante, se utiliza aceite mineral dieléctrico tipo Elekoil-80 para evacuar el
calor al exterior. El aceite también se utiliza como medio aislante.
También cuentan con un depósito de expansión que permite asumir los cambios de volumen del
aceite, producidos por el calentamiento o enfriamiento del mismo.
5.1.5 Servicios Auxiliares corriente alterna
Los servicios auxiliares de corriente alterna se
toman normalmente del trafo existente en los
embarrados de 6 KV, para tal fin. Esta máquina
puede conectarse indistintamente a las celdas de
media tensión de ambos grupos, garantizando la
disponibilidad de energía en ausencia de alguno
de ellos, por descargo o averías. En cuanto a las
protecciones, cuenta con fusibles de 2’5 A en el
punto común de su conexión AT.
En ausencia de este suministro, la central dispone
de una alimentación de socorro desde los
servicios auxiliares de la subestación, así como
de un grupo electrógeno de 160 A, situado en el
taller y usado prioritariamente para dar
suministro a las compuertas de presa.
El arranque y puesta en servicio del grupo
electrógeno de emergencia, se efectúa de forma
automática ante la ausencia de alimentación normal, emitiendo al sistema las señales y alarmas
necesarias para su seguridad y la de toda la instalación.
La selección de la fuente de servicios auxiliares se realiza mediante un conmutador automático,
situado en el cuadro principal en panel de servicios auxiliares con tres posiciones:
Servicios auxiliares caseta de 15 KV. Posición I: Servicio de socorro para descargos o
indisponibilidades de la barra de 6 kV.
Imagen 5.6: Conmutador de servicios auxiliares. (Fuente: Endesa Generación)
Desarrollo del proyecto
72
Grupo electrógeno. Posición II: Esta posición se usará en caso de emergencia ante un
"cero" zonal. En la actualidad la operación del grupo electrógeno es manual, se
arrancará previamente al cambio de posición del conmutador.
Servicios auxiliares 6 kV. Posición III: Servicio prioritario actualmente, es la selección
para la toma de auxiliares 220V CA propia de la central derivada de la barra de 6 KV.
5.1.6 Servicios de Continua (Baterías)
La central cuenta con dos sistemas de alimentación de corriente continua: una para el mando y
control de los autómatas y protecciones de la central, y otro para la alimentación del telemando
y comunicaciones al exterior, propiedad de Endesa Distribución Eléctrica.
Presentan las siguientes características:
- Dos baterías, con doble equipo rectificador, conectadas en paralelo, mediante sistema de
diodos de potencia. Ambas situadas en la sala de control. Cada una dispone de doble
rectificador, alimentado a 3x220 Vca y suministran una tensión de 48 Vcc a los equipos
de mando, señalización y protección de la central. A continuación se anexan las
principales características de ambas.
Detalle Batería 1
Detalle Batería 2
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
73
5.1.7 Grupo Electrógeno
El grupo electrógeno se encuentra situado en un cuarto aislado en el taller. Cumple la función de
Servicios Auxiliares de corriente alterna en caso de cero en la central.
Sus características son:
- Marca: Electra Molins
- Modelo: EMJ – 68 / MP - 100
- Potencia: 62.4 Kw / 68 KVA
- Tensión: 220 v
- Intensidad: 178 A
- Velocidad de Giro: 1500 r.p.m.
- Peso: 965 Kg
- Fases: 3
- Nº de Serie: 808848
- Combustible: Gasoil con una capacidad de 140 l
5.1.8 Seguridad
Los principales riesgos que pueden presentarse en esta instalación, son:
Inundación: se detecta mediante sistema de boyas de nivel (Marca HIDROSEGUR HSM-
10186), colocadas en los fosos de cada una de las turbinas, emitiendo la alarma alto nivel foso
turbina, por ser el punto más bajo del edificio.
Esta riesgo se atenúa mediante el sistema de achique existente en cada una de las maquinas, que
evacuan el agua filtrada al exterior, por sendas tuberías instaladas en la planta de turbinas.
Imagen 5.7: batería 1. (Fuente: Endesa Generación)
Imagen 5.8: batería 2. (Fuente: Endesa Generación)
Desarrollo del proyecto
74
Incendio: En cuanto a la protección contra incendios, la central cuenta con una instalación de
alarmas, que cuenta con sensores de diferente tecnología, colocados estratégicamente en todas
las dependencias. Dicho sistema emite alarmas acústicas audibles en toda la central y exterior,
además de comunicar al sistema de telemando.
Para minimizar los efectos de un posible incendio, se dispone de equipos de extinción portátiles,
tanto en el interior como en el exterior: 2 extintores portátil de 6 kg de polvo ABC, 5 de extintor
portátil de 5 kg de CO2 y 4 de carro móvil de 25 kg de polvo ABC.
Intrusismo: Actualmente se dispone de sistema de detección de intrusos y video vigilancia
conectado con central de asistencia propia de Endesa.
Desglose en sistemas/subsistemas por ubicaciones técnicas
Cada uno de los sistemas principales o auxiliares que forma parte del conjunto Central
Hidraulica de Alcalá del Río esta codificada según unas ubicaciones técnicas que pasamos a
desglosar. La utilizacion de esta codificacion nos ayuda a la hora de identificar cada uno de los
sistemas y subsistemas rápidamente, sobre todo a la hora de la utilizacion de un software de
mantenimiento, ya que cargas el código en dicho software y te da la política de mantenimiento a
seguir con el sistema o subsistema y la orden de trabajo a seguir.
ANEXO 1. Árbol de ubicaciones técnicas de la CH de Alcalá del Río.
H64AL ALCALÁ DEL RÍO
H64AL0 INSTALACIONES COMUNES ALCALÁ DEL RÍO
H64AL0-ET EDIFICIOS TERRENOS Y ACCESOS
H64AL0-ET01 EDIFICIOS TERRENOS Y ACCESOS CENTRAL
H64AL0-ET01-ED EDIFICIO
H64AL0-ET01-TN TERRENOS
H64AL0-ET02 POBLADO
H64AL0-ET02-ED EDIFICIOS
H64AL0-ET02-TN TERRENOS
H64AL0-IA INSTALACIONES AUXILIARES
H64AL0-IA01-AQ ACHIQUE
H64AL0-IA01-AS AIRE COMPRIMIDO DE SERVICIO
H64AL0-IA01-CI CONTRA INCENDIOS
H64AL0-IA01-MQ MAQUINARIA TALLER
H64AL0-IA01-RT RED DE TIERRAS
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
75
H64AL0-IA01-SG SEGURIDAD EN EL TRABAJO
H64AL0-IA01-TE TRANSPORTE / ELEVACION
H64AL0-PA PRESA ALCALÁ DEL RÍO
H64AL0-PA01-AU EQUIPOS AUXILIARES
H64AL0-PA01-AV COMPUERTAS
H64AL0-PA01-AV01 COMPUERTA 1
H64AL0-PA01-AV02 COMPUERTA 2
H64AL0-PA01-AV03 COMPUERTA 3
H64AL0-PA01-AV04 COMPUERTA 4
H64AL0-PA01-AV05 COMPUERTA 5
H64AL0-PA01-AV06 COMPUERTA 6
H64AL0-PA01-AV07 COMPUERTA 7
H64AL0-PA01-AV08 COMPUERTA 8
H64AL0-PA01-CP CUERPO PRESA
H64AL0-PA01-EL EMBALSE / LAGO
H64AL0-PA01-MC MEDIDA Y CONTROL
H64AL0-RE SISTEMA REFRIGERACIÓN COMÚN
H64AL0-SA SERVICIOS AUXILIARES CA/CC
H64AL0-SA01-CA CORRIENTE ALTERNA
H64AL0-SA01-CC CORRIENTE CONTINUA
H64AL0-SA01-CJ CONTAJE
H64AL0-SA01-MT ESTACION TRANSFORMADORA
H64AL0-TC SISTEMA TELECONTROL
H64AL0-TC01-CE EQUIPO CMUNICACIONES
H64AL0-TC01-RM REMOTA
H64AL0-TC01-XT AUXILIARES TELECONTROL
Desarrollo del proyecto
76
H64AL2 GRUPO 2 ALCALÁ
H64AL2-AT SISTEMA ALTERNADOR G2
H64AL2-AT01-AL ALTERNADOR
H64AL2-AT01-EX EXCITACIÓN
H64AL2-AT01-FR FRENADO
H64AL2-AT01-LU CIRCUITOS LUBRICACION
H64AL2-AT01-MC MEDIDA Y CONTROL
H64AL2-AT01-VC VENTILACIÓN
H64AL2-CS MANDO CONTROL Y SEÑALIZACION G2
H64AL2-CS01-CO CONTROL GRUPO
H64AL2-M0 SALIDA ENERGÍA G2
H64AL2-M001-CJ CONTAJE
H64AL2-M001-LI CABLE
H64AL2-M001-MR MANIOBRA
H64AL2-M001-PT PROTECCION
H64AL2-M001-TM TRAFOS DE MEDIDA
H64AL2-M3 SALIDA 70KV G2
H64AL2-M301-MR MANIOBRA 70KV G2
H64AL2-M301-TM TRAFOS MEDIDA 70KV G2
H64AL2-TR TRANSFORMACIÓN G2
H64AL2-TR01-TP TRANSFORMADOR
H64AL2-TU SISTEMA TURBINA G2
H64AL2-TU01-AQ ACHIQUE POZO TURBINA G2
H64AL2-TU01-CM CIRCUITOS ACEITE DE MANDO
H64AL2-TU01-DT DESAGÜE TURBINA
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
77
H64AL2-TU01-EN ENGRASE TURBINA G2
H64AL2-TU01-LU CIRCUITOS LUBRICACION COJINETE
H64AL2-TU01-MC MEDIDA Y CONTROL
H64AL2-TU01-OG ÓRGANO DE GUARDA: COMPUERTA
H64AL2-TU01-RE REFRIGERACION
H64AL2-TU01-RH REGULACION HIDRÁULICA
H64AL2-TU01-TB TURBINA
H64AL3 GRUPO 3 ALCALÁ
H64AL3-AT SISTEMA ALTERNADOR G3
H64AL3-AT01-AL ALTERNADOR
H64AL3-AT01-EX EXCITACIÓN
H64AL3-AT01-FR FRENADO
H64AL3-AT01-LU CIRCUITOS LUBRICACION
H64AL3-AT01-MC MEDIDA Y CONTROL
H64AL3-AT01-VC VENTILACIÓN
H64AL3-CS MANDO CONTROL Y SEÑALIZACION G3
H64AL3-CS01-CO CONTROL GRUPO
H64AL3-M0 SALIDA ENERGÍA G3
H64AL3-M001-CJ CONTAJE
H64AL3-M001-LI CABLE
H64AL3-M001-MR MANIOBRA
H64AL3-M001-PT PROTECCION
H64AL3-M001-TM TRAFOS DE MEDIDA
H64AL3-M3 SALIDA 70KV G3
H64AL3-M301-MR MANIOBRA 70KV G3
Desarrollo del proyecto
78
H64AL3-M301-TM TRAFOS MEDIDA 70KV G2
H64AL3-TR TRANSFORMACIÓN G3
H64AL3-TR01-TP TRANSFORMADOR
H64AL3-TU SISTEMA TURBINA G3
H64AL3-TU01-AQ ACHIQUE POZO TURBINA G3
H64AL3-TU01-CM CIRCUITOS ACEITE DE MANDO
H64AL3-TU01-DT DESAGÜE TURBINA
H64AL3-TU01-EN ENGRASE TURBINA G3
H64AL3-TU01-LU CIRCUITOS LUBRICACION COJINETE
H64AL3-TU01-MC MEDIDA Y CONTROL
H64AL3-TU01-OG ÓRGANO DE GUARDA: COMPUERTA
H64AL3-TU01-RE REFRIGERACION
H64AL3-TU01-RH REGULACION HIDRÁULICA
H64AL3-TU01-TB TURBINA
Sistemas a los que se le aplica RCM
Según el análisis del contexto operacional de la central hidroeléctrica de Alcalá del Río sacamos
en conclusión que, según la filosofía del RCM, tendremos que poner un mayor control del
análisis del mantenimiento en aquellos elementos de la central que afecten a su principal
funcionamiento que es el de generar energía eléctrica. Por eso los sistemas a los aplicaremos
RCM serán:
Sistema alternador
sistema salida energía de los grupos G2 y G3
sistema transformación de los grupos G2 y G3
sistema de salida de energía de 70 kV
Como los grupos G2 y G3 son exactamente iguales, vamos a analizar los sistemas para un solo
grupo, en este caso el G2, sabiendo que el otro tendría las mismas características.
La realización del estudio del RCM de estos sistemas lo analizaremos a continuación
individualmente, realizando para cada uno el análisis del contexto operacional particular de cada
sistema y realizando el análisis de sus funciones, fallos funcionales, modos de fallos y efectos
de fallos. Para terminar realizaremos un estudio de la selección de las políticas de
mantenimiento que realizaremos a los sistemas según la filosofía RCM.
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
79
En el ANEXO 2 podemos encontrar el esquema unifilar de la central de Alcalá del Río, donde
recoge los distintos sistemas mencionados anteriormente y que corresponden con la parte
eléctrica de la central.
5.1.9 Sistema Alternador
5.1.9.1 Contexto Operacional
Se trata de un alternador trifásico de eje vertical de la casa constructora AEG.
- Tipo: GL3 1316/spez
- Potencia nominal: 3.800 KVA
- Tensión de salida: 6 kV
- Frecuencia: 50 Hz
- Factor de potencia: 0.8
- Velocidad nominal: 136 r.p.m.
- Intensidad nominal de Generación: 366 A
- Números: II=2301257 y III=2301256
- Rotor: Polos Salientes
- Peso Alternador: 60 toneladas
El conjunto alternador comienza desde su parte superior con la excitatriz principal de 115 V,
que tiene el cometido de generar la corriente continua necesaria para excitar directamente al
alternador. Esta, a su vez, se alimenta por un equipo de excitación estático de 48 V.
Bajo la excitatriz principal tenemos el rotor del alternador. La cruceta superior está apoyada
sobre el estator del Alternador y soporta: la cuba de cojinetes pivote, cuba y cojinete superior,
estator de la excitatriz principal, estator de la excitatriz piloto y los porta-escobillas. Por la parte
inferior, nos encontramos con otra cruceta apoyada sobre la obra civil y que soporta la cuba y el
cojinete inferior y los gatos de frenado. A continuación, encontramos el plato de acoplamiento,
con un tramo de eje al acoplamiento de Turbina.
Rotor del Alternador
Construido en acero forjado, y un peso de
17000 Kg. El eje está taladrado en toda su
longitud, ya que por su interior discurre los
mecanismos de accionamiento y control de
posición del rodete. Dicho eje, por la parte
superior, lleva calado el casquillo guía
(machón) del cojinete superior, y por la parte
inferior lleva calado el espejo del cojinete
inferior. El cuerpo del rotor es de diámetro
4900 mm incluidas las bobinas polares y tiene
una altura de 845 mm, incluidas las aletas de
ventilación.
Polos del Rotor
La masa polar es de hierro fundido.
Las bobinas inductoras de cada polo, están construidas con pletina de cobre electrolítico puesta
de canto, aisladas entre sí mediante aislamiento de clase F. Estas bobinas están montadas sobre
Imagen 5.9: Rotor del G2. (Fuente: Endesa Generación)
Desarrollo del proyecto
80
el polo por medio de un marco aislante de baquelita o de fibra de vidrio. El conjunto completo
queda ajustado sobre el marco con planchas de fibra de vidrio.
Los polos van fijados mediante tornillos al cuerpo del rotor.
Anillos del Rotor
Los anillos colectores de la corriente de excitación están encastrados con una chaveta en la
parte inferior del eje. El cuerpo es de acero y sobre él van montadas las bobinas aisladas con
mica y barnizadas, y los dos anillos de rozamiento de las escobillas son de cobre con tres
ranuras de ventilación en toda la superficie de rozamiento cada uno.
Sobre dichos anillos están presionando el conjunto de escobillas de carbón, que están en la cara
inferior del alternador y caladas en los porta-escobillas con un muelle que las presiona sobre
dichos anillos, con el fin que la superficie de fricción sea lo más homogénea posible.
Detección de sobre-velocidad
La detección de sobre-velocidad se realiza mediante la medida de un sensor de paso por
proximidad incluida en una cadena taquimétrica que dispone el autómata de control y el
regulador de velocidad de turbina.
Cuando se produce una sobre-velocidad, el grupo comienza a acelerarse. Una vez alcanzado el
120% ( 56 Hz , 163 rpm) de la velocidad, las unidades tacométricas activarían la salida digital
ED 6.18 del PLC, que a su vez, actuaría sobre el relé maestro 86M.
El relé maestro 86 M es un dispositivo biestable que, cuando recibe una señal de disparo,
cambia y queda enclavado en la disposición de bloqueo, impidiendo cualquier maniobra manual
o automática en la secuencia de arranque. Para retornar a la posición inicial, necesita la
actuación de un operario. Este relé actúa en los equipos de la central que intervienen en el
arranque de los grupos, impidiendo que se pueda realizar esta secuencia y llevándolos a una
posición segura. Por ejemplo, envía una señal permanente a la bobina de apertura del interruptor
del grupo y corta el circuito de la bobina de cierre. Con lo cual, no puede cerrarse nunca el
interruptor.
Estator del Alternador
El estator tiene una carcasa que sirve como
soporte de la parte activa del mismo. Es en dos
mitades de acero con junta en la unión y unido
por una tortillería de apriete, formando el
envolvente exterior de forma circular de
diámetro exterior 5820 mm y una altura de 825
mm. Además, existe una cámara de ventilación
circular con una anchura de 600 mm.
El circuito magnético está formado por chapas
apiladas de acero de 0,5 mm de espesor.
Bobinado del Estator
El bobinado es de dos capas, cada una de ellas por una barra de cobre Roebel con su envolvente
aisladas ( clase F) montadas sobre 372 ranuras. En cada ranura se alojan dos barras: fondo y
alto. Las bobinas llevan para su apriete una cuña de fibra de vidrio o baquelita que cierra cada
ranura. Las cabezas van amarradas con dos aros, uno superior y otro inferior.
Imagen 5.10: bobinado del estator. (Fuente: Endesa Generación)
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
81
Tanto en el paquete magnético como el bobinado tiene una serie de detectores de temperatura
que son sondas PT100, en el bobinado dispone de 6 sondas y en paquete magnético de 4 sondas.
Calefacción del Alternador
Cuando el Grupo está parado, siempre hay que mantener a un cierto diferencial de temperatura
con el ambiente en el recinto Alternador, con la finalidad de evitar acumulaciones de humedad
en el mismo. Para ello, se ha dispuesto un sistema de calefacción que lo componen 6
resistencias blindadas de 500 W que, una vez parado el grupo, entran automáticamente y que,
una vez este inicia el arranque, se desconectan.
El sistema queda controlado con un termostato de ambiente con display exterior, a fin de que las
condiciones de temperatura sean claramente visibles desde el exterior.
Sistema de Refrigeración del Alternador
La refrigeración del estator es mediante circulación de aire tomado del exterior/interior e
impulsado por ventiladores fijados en los extremos del rotor, a través de los conductos de
ventilación, formados en el apilado del paquete magnético, saliendo caliente al exterior.
En el canal de salida de aire al exterior, se dispone de trampilla automática accionada
hidráulicamente. Su función es aislar el estator cuando el grupo está parado, evitando la
circulación de aire por efecto chimenea y el enfriamiento del mismo. Se minimiza así el riesgo
de condensaciones y humedecimiento del bobinado.
Cojinetes Superior e Inferior del Alternador
El alternador cuenta con dos cojinetes guía: superior e
inferior, situados en el interior de sus respectivas cubas.
Los cojinetes están formados por dos sectores idénticos,
fijos sobre espejo móvil. Dichos cojinetes deben tener
una holgura teórica de 0,225 y una tolerancia admisible
de +- 0,025 mm.
Se utiliza aceite como fluido lubricante contenido en las
cubas de cada uno de ellos. Este fluido es aceite Repsol
turbo aries 68. La refrigeración de dicho aceite se realiza
por disipación de calor en las diferentes tuberías que
conforman la instalación, no existiendo ningún
refrigerante aire-aceite. Para la circulación del aceite en
estos cojinetes, se dispone de un deposito de 60 L situado
en la sala de turbinas, que mediante una bomba se eleva
desde este depósito, hasta el repartidor situado en la
carcasa de la excitatriz. Este repartidor dispone de tres
salidas, dos de ellas reguladas mediante válvulas
manuales, donde el aceite cae por gravedad hasta los
cojinetes, y un tercero que funciona como retorno del
aceite sobrante o rebosadero. En la imagen se puede
observar estas tuberías. El circuito queda protegido por un
detector de circulación de aceite.
Cubas y cojinete pivote
Imagen 5.11: Circulación de aceite de refrigeración de los cojinetes superior
e inferior del G2. (Fuente: Endesa Generación)
Desarrollo del proyecto
82
Existe también un cojinete de empuje o pivote, de
12 patines equilibrados sobre superficie aislada,
con espejo móvil. Este mecanismo mantiene
soportada la parte rotórica del grupo en todo
momento. Cada sector es un desarrollo de un
tronco-cono plano de espesor 50mm, de los cuales
3/4 es fundición de acero y 1/4 de antifricción. Sus
laterales están achaflanados para la entrada y
salida del aceite durante el funcionamiento normal
del Grupo. De los doce sectores, dos de ellos
llevan sendos taladros para alojar los detectores de
temperatura de dicho Cojinete, termómetro y
termostato.
Por otro lado, existen una cuba de capacidad 200 L fabricada en chapa de acero, de forma
cilíndrica, donde el pivote queda bañado permanentemente en aceite del tipo Repsol turbo aries
68. Para su refrigeración, se hace recircular el fluido, por lo que tiene entrada de aceite frio
procedente del refrigerante e impulsado por la bomba. También tienen un rebosadero con
tubería de recogida de aceite y caída por su peso al tanque. Esta bomba se encuentra ubicado en
la planta de Alternadores.
Equipo de frenado y elevación del rotor
Cuando el Grupo está en proceso de parada, al llegar a
al 50% de su velocidad nominal, automáticamente
entra el sistema de frenado. Este consta de cuatro
gatos hidráulicos ubicados sobre la cruceta inferior, y
son accionados por presión de aceite procedente de un
equipo auxiliar situado en la planta de alternadores. La
presión de aceite es alrededor de 15 Kg/cm2. Los
ferodos o zapatas de los gatos asientan sobre la llanta
soportada en la parte inferior del cuerpo del rotor hasta
que el grupo realiza la parada, momento en el que se
desaplican automáticamente.
También se pueden aplicar los gatos de frenado
manualmente, mediante un equipo hidráulico con
accionamiento manual, que puede maniobrarse para la
sustentación del rotor, en caso de necesidad por
desmontaje del cojinete pivote. El equipo formado por
la bomba manual, válvulas auxiliares de maniobra y
deposito de aceite, se encuentran en la sala de
alternadores frente al grupo.
Excitación
La excitación del Alternador es del tipo estática indirecta, es decir, el alternador es excitado a
través de la excitatriz principal, que a su vez es controlada por un equipo estático.
Excitatriz Principal:
- Nº 2 2064434 nº 3 2064433
Imagen 5.12: Cojinete pivote. (Fuente. Endesa Generación)
Imagen 5.13: Equipo de frenado del
grupo G2 . (Fuente: Endesa Generación)
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
83
- Marca: AEG
- Tipo: NLH400
- Tensión: 230 V
- Intensidad: 239 A
- Potencia: 55 kW
- Excitación: 115 V 19 A
- R.p.m: 136
- formada por 103 bobinas de 4 secciones, 411 delgas.
En cuanto a la reactiva, debido a las características del salto y al tipo de grupos (Kaplan), en esta
central no se genera.
Dispone de sistema de excitación estática TEAM cuando funciona en automático, inyectando
sobre la excitatriz principal. El mando y la señalización se encuentra en armarios y panel de
cada grupo, en la sala de control.
La excitatriz se encuentra sobre el alternador, en la prolongación del eje del mismo.
Anillos y Porta-escobillas
Ubicado bajo el alternador, por encima del cojinete inferior. Está formado por 6 escobillas de
dimensiones 25x32x60 mm, fabricadas con carbón de calidad EG 34 D. El soporte de los porta-
escobillas está construido en chapón de acero, apoyado sobre la cruceta. Para los anillos del
rotor se emplea cobre y van unidos solidariamente al eje. Por el interior de este, discurren los
cables aislados hasta la conexión con los polos.
Protecciones del Alternador
El Alternador cuenta con las siguientes protecciones:
Sondas detección de temperatura en Alternador y Cojinetes: Son sondas PT 100 de
resistencia 100 Ohmios a 0 ºC, con nivel de alarma temporizado a 10 segundos y el de
disparo temporizado a 1 segundo.
Termómetros: Cada Cojinete tiene medida directa de temperatura con un nivel de
alarma en el termómetro local.
- Los termómetros de la marca: Wec con contacto para la alarma.
- Cojinete superior e inferior: Alarma en termómetro a 75º
- Cojinete Pivote: Alarma en termómetro a 80º
Termostato: Cada Cojinete tiene medida directa de temperatura y un nivel de disparo
con el termostato.
- Los termostatos son de marca: Sauter con regulación de 0º a 120 º
- Cojinete superior e inferior: Disparo en termostato a 80º
- Cojinete Pivote: Disparo en termostato a 90º
Protecciones eléctricas del Alternador:
- Relé compacto CEE y modelo ITG 7296 para la protección de sobreintensidad
50/51 y 50N/51N y 95 (tierra estator calculada).
- Relé CEE y modelo ITG 7111 para la protección de sobretensión 59
- Relé ARTECHE modelo IAJX para la protección de Tierra- estator 64 G
- Relé SCHLUMBERGER y modelo RBA 120.1 para protección diferencial 87
- Relé CEE y modelo WTGA 1731 para la protección contra retorno de energía
(potencia inversa) 32
Desarrollo del proyecto
84
Imagen 5.14: Algunos de los relés del generador G3. (Fuente. Endesa Generación)
En el sistema de ubicaciones técnicas está clasificado de la siguiente manera:
H64AL2-AT SISTEMA ALTERNADOR G2
H64AL2-AT01-AL ALTERNADOR
H64AL2-AT01-EX EXCITACIÓN
H64AL2-AT01-FR FRENADO
H64AL2-AT01-LU CIRCUITOS LUBRICACION
H64AL2-AT01-MC MEDIDA Y CONTROL
H64AL2-AT01-VC VENTILACIÓN
5.1.9.2 Análisis de funciones, fallos funcionales, modos de fallos y efectos de fallos
Para realizar el análisis de las funciones, de los fallos funcionales, modos de fallos y efectos de
los fallos, se debe analizar con detalle cada una de las funciones del sistema de salida de energía
de los grupos. Una vez definida cada función, se desglosa cada unos de los fallos posibles de
cada función a los que llamamos fallo funcional. Cada fallo funcional tendrá un modo de fallo y
ese modo de fallo un efecto que se desglosa cada uno por separado para poder realizar un
correcto análisis según la filosofía RCM.
ANEXO 3. Tabla análisis de fallos sistema Alternador del grupo G2
5.1.10 Sistema Salida Energía de los Grupos
5.1.10.1 Contexto operacional
La función principal de este sistema es la de canalizar y transportar la energía que se obtiene de
los grupos a la subestación donde se encuentra el transformador, que la elevará de 6 a 66 kV
para verterla a la red.
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
85
Imagen 5.15: Esquema Unifilar de sistema salida de energía. (Fuente: Endesa Generación)
Como podemos ver en la imagen 5.15, los límites del sistema van desde la salida del alternador
hasta el transformador situado en la subestación.
Las bornas de salida del alternador se conectan directamente a una terna de cables de MT
aislados que las prolongan hasta las celdas de 6 kV. En su otro extremo, existe un seccionador
de línea que da salida a doble terna de transformadores de medida de intensidad y una terna de
transformadores de tensión que se utilizan para la medida y protección del alternador.
A continuación se encuentra el interruptor automático de protección de grupo. A partir de aquí,
vuelve a pasar por unos transformadores de medida de tensión y por un seccionador de barra
antes de un cable subterráneo, que transporta la energía hacia los pasatapas de baja de los
transformadores de potencia.
Después del interruptor de protección, existe otra salida de 6 kV mediante cables que llegan
hasta un seccionador, que conecta cada grupo con la barra del transformador de servicios
auxiliares existente en la misma sala. En un punto común de esta barra, se encuentra también la
protección de este transformador, constituida por un fusible de 2’5 A.
Volviendo al alternador, la otra terna de bornas utilizadas para la conexión en estrella y la
formación del neutro, se conectan directamente a otra terna de transformadores de intensidad,
los cuales en su conexión de salida, se conectan a tierra a través de una resistencia. Esta se
encuentra situada en una celda independiente en la misma sala de 6 kV, donde también
encontramos un nuevo transformador de intensidad para la protección de posibles derivaciones a
tierra del estator.
El sistema descrito anteriormente está formado por los siguientes subsistemas dentro del árbol
de ubicaciones técnicas: protección del alternador, contador que analiza la energía bruta que sale
Desarrollo del proyecto
86
de los grupos, seccionadores (maniobra), transformadores de medida y cable que transporta la
energía hasta el transformador.
H64AL2-M0 SALIDA ENERGÍA G2
H64AL2-M001-CJ CONTAJE
H64AL2-M001-LI CABLE
H64AL2-M001-MR MANIOBRA
H64AL2-M001-PT PROTECCION
H64AL2-M001-TM TRAFOS DE MEDIDA
A continuación, vamos a describir las características de cada uno de los elementos que hemos
mencionado anteriormente:
Seccionador de línea: Es el seccionador que une las líneas de salía del alternador con
las barras de conexión de los trafos de medida de intensidad y de tensión. Está situado
en la celda de llegada de 6 kV. Este seccionador presenta las siguientes características:
- Fabricante: Sprecher Energie, Tipo: trifásico 5/12/1000/210 Nº: 25002/4
- Tensión nominal: 12 kV, Intensidad nominal: 1000 A
- Intensidad límite térmica: 36 kA, Intensidad límite dinámica: 90 kA
Transformadores de medida: En este sistema podemos encontrar diversos
transformadores de medida, tanto de intensidad como de tensión. Siguiendo el esquema
unifilar, los describimos a continuación:
Imagenes 5.16: Celda del seccionador del grupo III y seccionador de línea 045-Z. (Fuente:
Endesa Generación)
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
87
-Trafo de intensidad PAT: un único
transformador situado entre las resistencias
y la tierra de la central, utilizado para la
detección de corrientes de fuga a tierra del
alternador ( tierra estator)
-Transformadores de intensidad de la
estrella: terna de transformadores situadas
en la propia carcasa del alternador y
utilizados para la protección diferencial del
mismo.
-Doble terna de trafos de intensidad
situados en la celda de trafos de medida y
protección de cada grupo. Son los que van
seguidamente del seccionador de línea y su
función es la de medir las intensidades y las
tensiones para las protecciones y medida de
energía bruta RPM. En la imagen 5.17
podemos observar estos transformadores
del grupo G3.
-Una terna de trafos de tensión situados en
la celda de trafos de medida y protección de
cada grupo. Son los que van seguidamente
del seccionador de línea y su función es la
de medir las intensidades y las tensiones
para las protecciones y medida de energía bruta RPM. Podemos observarlos en la
imagen 5.17.
-Doble terna de trafos de tensión situados antes del seccionador de salida hacia la
subestación. Utilizados para la protección de embarrados y resto de equipos.
Interruptor: El Interruptor de grupo utiliza como elemento de extinción de la chispa el
SF6. Constituido por un bastidor horizontal, extraíble de la celda, montado sobre un
raíl y bloqueada en su posición. El armario de mandos está situado en la base del
interruptor y solidario al mismo, quedando al exterior de la celda. En este cuadro se
dispone de pulsadores para accionamiento manual de apertura y cierre y carga de
muelles.
Elemento: Disyuntor a gas SF6
- Tensión nominal: 12 kV
- Presión de llenado de SF6 a 20º : 3.5 bar
- Tensión de servicio: 12 kV
- Fabricante: GEC ALSTHOM
- Poder de corte: 25 kA
- Poder de cierre: 62.5 kAp
- Intensidad nominal: 1250 A
- Sobreintensidad: 25 kA
- Masa: 125 Kg
Dicho interruptor tiene mando de apertura y cierre, indicación de resortes cargados o
descargados, indicación del estado del interruptor (cerrado o abierto), cuenta maniobras
y presostato de presión del gas en el frontal del mismo. Además, cuenta con las
siguientes alarmas: Mínima tensión en circuito de alimentación, relé 27, Falta de gas
Imagen 5.17: doble terna de trafos de
intensidad y una terna de trafos de tensión del G3, situadas en la celda de trafos de medida y protección. (Fuente: Endesa Generación)
Desarrollo del proyecto
88
relé R1, Disparo Magneto térmicos relé R3, Disparo magneto térmico de calefacción
relé R4, Mando en local relé R5. Y las protecciones de disparo por muelles destensados
bloquean al cierre relé R6, y bloqueo a la apertura relé R7.
La maniobra y control del equipo, así como la carga de muelles, se hace en corriente
continua de 48 V. El sistema de calefacción es de corriente alterna en 220 V.
Seccionadores de barra: situado en la celda de salida hacia la subestación. Su función
es la de aislar visiblemente la parte de media tensión con el cable subterráneo que
transporta la energía hacia el transformador. Estos seccionadores tienen las mismas
características que los seccionadores de línea vistos anteriormente.
Seccionadores de la barra de servicios auxiliares de 6 kV: seccionadores que dan
acceso a los servicios auxiliares. Están ubicados en la celda de seccionadores de SSAA.
Los seccionadores de cada grupo se unen en un punto común con un fusible de 2.5 A
antes del transformador de SSAA. Los seccionadores son de AEG, número de serie
27814, tensión de serie 12 kV, 400 A y intensidad de corriente térmica 21 kA.
Imagenes 5.18: Celda de salida del grupo III y seccionador de barra 043-1. (Fuente: Endesa Generación)
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
89
Imagen 5.19: Seccionadores de SSAA. (Fuente: Endesa Generación)
Imagen 5.20: Fusibles. (Fuente. Endesa Generación)
Celda estrella del alternador: En dicha celda está ubicada las resistencias de puesta a
tierra del alternador, seguida de un trafo de intensidad de una fase. Las resistencias es
de la marca durablok tipo 874489 , de 9.46 , 400 A y 3.46 kV.
Imagen 5.21: resistencias de PAT. (Fuente: Endesa Generación)
Desarrollo del proyecto
90
Cable subterráneo: Cable que conecta la central con la subestación. Es un cable
tripolar, se sección 240 mm2, conductor de Aluminio y aislamiento XLPE, de 8 mm de
espesor medio mínimo.
5.1.10.2 Análisis de funciones, fallos funcionales, modos de fallos y efectos de fallos
Para realizar el análisis de las funciones, de los fallos funcionales, modos de fallos y efectos de
los fallos, se debe analizar con detalle cada una de las funciones del sistema de salida de energía
de los grupos. Una vez definida cada función, se desglosa cada unos de los fallos posibles de
cada función a los que llamamos fallo funcional. Cada fallo funcional tendrá un modo de fallo y
ese modo de fallo un efecto que se desglosa cada uno por separado para poder realizar un
correcto análisis según la filosofía RCM.
ANEXO 4. Tabla análisis de fallos sistema de salida del grupo G2
5.1.11 Sistema Transformador
5.1.11.1 Contexto operacional
La función principal de este sistema es la de elevar la
corriente de 6 a 66 kV para poder verterla a la red.
Cuenta con las siguientes características:
- Marca: CENEMESA
- Tipo: NST – 36 – 125 – 75 / 66
- Potencia: 4500 KVA
- Tensión: 6.3/70 kV
- Intensidad: 34.22/412 A
- Tensión en cortocircuito: 7.48 %
- Conexiones: YND-11 con neutro aislado
- Peso del aceite: 5.713 Kg.
En cuanto al refrigerante, se utiliza aceite mineral
dieléctrico tipo Elekoil-80 para evacuar el calor al
exterior. El aceite también se utiliza como medio
aislante.
También cuentan con un depósito de expansión que
permite asumir los cambios de volumen del aceite,
producidos por el calentamiento o enfriamiento del
mismo.
El Transformador está ubicado a la Intemperie en la subestación. Es un transformador trifásico
elevador, a cuya baja tensión llegan las tres barras desde la central de 6 kV y la alta tensión 70
kV parte hacia el interruptor mediante latiguillo flexible soportado por cadenas de aisladores.
En dicho transformador, el circuito magnético es de columnas, una por fase y secciones
transversales de perímetro escalonado, con junta encajada, es decir, entrelazando las chapas de
las columnas y culatas. Por otro lado, el circuito eléctrico se compone de dos bobinas
concéntricas, sobre la columna de baja tensión y otra la de alta tensión en cada fase. Todo está
bañado en aceite aislante en el interior de la carcasa. Dispone de protección de Buchholz y
Imagen 5.22: Transformador del G3 . (Fuente. Endesa Generación)
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
91
deposito de expansión por encima de la tapa del transformador, sobre soportes metálicos
apoyados en ella. Existe además detección de nivel de aceite tipo magnético en el mismo.
Refrigeración del Transformador
La refrigeración es por convección natural, ya que el aceite caliente pasa por nueve grupos de
radiadores dispuestos verticalmente en tres caras de la cuba para favorecer la evacuación de
calor de forma óptima. Como protección térmica del equipo, se dispone de un termómetro con
detección de dos niveles de temperatura máxima.
- Alta temperatura que se utiliza como aviso: 72 ºC
- Muy alta temperatura que se utiliza para desconectar el transformador de la red y de los
grupos: 80ºC
Tiene un deposito de 40 Kg para el silicagel que sirve como secador del aire existente en la
cámara del depósito de expansión, a fin de evitar que la humedad pase al aceite.
Protecciones del transformador
El Transformador tiene entre otras las siguientes protecciones:
- Protecciones mecánicas y térmicas:
Relé Buchholz de 2 pulgadas con dispositivo de purga y recuperación de gases con
alarma y Disparo.
Imagen 5.23: Relé Buchholz. (Fuente: Endesa Generación)
- un Termostato para control de la temperatura descrito en el apartado anterior.
Imagen 5.24: Termostato. (Fuente. Endesa Generación)
- Un detector de nivel de aceite también descrito anteriormente.
Desarrollo del proyecto
92
Imagen 5.25: Detector de aceite. (Fuente: Endesa Generación)
- Protecciones eléctricas: Este transformador cuenta con el relé CEE modelo ITG 7296
para la protección de sobreintensidad 50 51 trifásica y para la protección 50N y 51N
monofásica.
Imagen 5.26: Relé del transformador del grupo III. (Fuente: Endesa Generación)
Equipo de detección de aceite en cubetos del Transformador
El transformador del grupo tiene un Cubeto de hormigón preparado para la recogida de las
posibles fugas de aceite, con separador de chinos gruesos al nivel de las ruedas del propio
transformador para aislar dicho cubeto ante un incendio en el transformador.
En el cubeto hay instalada una tubería de evacuación y válvula de vaciado manual para sacar el
agua de lluvia que pueda entrar en dicho cubeto, con un detector de aceite flotante con alarma
en el momento en que detecta aceite en la superficie. Existe una boya de nivel alto que avisa
cuando hay agua en el cubeto. Los vaciados se hacen con supervisión permanente de los
operarios, para evitar posibles vertidos de aceite al cauce del rio.
5.1.11.2 Análisis de funciones, fallos funcionales, modos de fallo y efectos de fallos
Para realizar el análisis de las funciones, de los fallos funcionales, modos de fallos y efectos de
los fallos, se debe analizar con detalle cada una de las funciones del sistema transformación de
los grupos. Una vez definida cada función, se desglosa cada unos de los fallos posibles de cada
función a los que llamamos fallo funcional. Cada fallo funcional tendrá un modo de fallo y ese
modo de fallo un efecto que se desglosa cada uno por separado para poder realizar un correcto
análisis según la filosofía RCM. En el Anexo 4, encontramos la tabla de incidencias realizada
para el grupo II, sabiendo que el grupo III es semejante con sus respectivas protecciones.
ANEXO 5. Tabla análisis de fallos sistema de transformación del grupo G2
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
93
5.1.12 Sistema salida energía de 70 kV
5.1.12.1 Contexto operacional
La función principal de este sistema es la de canalizar y transportar la energía sirviendo de nexo
de unión entre el transformador y el embarrado de la subestación. A partir de aquí la empresa
encargada de transportar la energía es Endesa Distribución.
El sistema subestación o salida de energía se subdivide en: trafos de medida de 70 kV ,
interruptor y seccionador de 70 kV (maniobra 70 kV).
Imagen 5.27: Sistema salida energía 70 kV. (Fuente: Endesa Generación)
Transformadores de medida de 70kV
En barras de la subestación, se dispone de terna de transformadores de tensión. Las tensiones
generadas por estos se utilizan para la medida de la energía y para la protección de la
instalación, en concreto:
Transformador de tensión marca Magrini
Galileo TVM245 de tipo unipolar. Con
relación de transformación 66000/110 V
con dos devanados secundarios de 20 VA
Clase 0,2 y de 80 VA Clase 0,5-3p.
-1º devanado 20 VA Clase 0,2 es
utilizado para la medida RPM de
energía neta de los grupos. Los
contadores están ubicados en armarios
en la sala de control.
-2º devanado de 80 VA Clase 0,5-3p. Es
utilizado para la protección de
sobretensiones en barras de 70 kV de la
subestación gestionada por Endesa
Distribución.
Imagen 5.28: Trafos de intensidad. (Fuente: Endesa Generación)
Desarrollo del proyecto
94
Además, cada celda de evacuación está dotada de doble terna de transformadores de intensidad.
Las intensidades generadas son utilizadas para la medida de la energía neta producida por el
grupo, así como para la protección de los transformadores. Presentan las siguientes
características:
Transformador de intensidad marca GEE de tipo KFG 326 unipolar. Con intensidad
primaria entre 75-150 A en función del conexionado realizado. La intensidad secundaria 5
A. La tensión de serie de 69 KV y nivel de aislamiento de 350 kV. Cuenta con un devanado
secundario, de clase 0,3.
Transformador de intensidad marca ARTECHE tipo ACF-12 con intensidad nominal
primaria 400 A y una intensidad nominal secundaria de 5/ 5 A con It: 32 kA y Idin: 80 kA.
Tensión nominal de 12/42/75 kV, con dos devanados secundarios.
-1º devanado de 30 VA clase 0,5 es utilizado para la medida de energía neta producida
RPM.
-2º devanado de 150VA clase 5P. Actualmente no utilizado.
Cuadro de control local
El control de la aparamenta de corte, las protecciones y la medida de energía neta se centraliza
en el cuadro de control local. Este cuadro se localiza en la intemperie en las inmediaciones del
transformador. En él, se recogen y agrupan las distintas medidas y señales recogidas en campos
para su envió a la central, así como se reciben las diferentes ordenes de maniobra al interruptor.
Entre la central y el cuadro de control local, existe una línea de enlace de 100 m
aproximadamente que discurre subterránea bajo canalizaciones de hormigón. Está formada por
dos multicables para medida y protección de 24 x 6 mm2 en Cu por ellas circulan las
intensidades y tensiones de los transformadores de medida para las protecciones eléctricas y
medida de RPM. También se dispone de 2 cables 24 x 2,5 mm2 en cobre para transmisión de
señales de control y mando.
Interruptores (542, 543)
El elemento de apertura en carga en la subestación
es el interruptor. Este protege a las instalaciones y
al transformador ante un posible defecto en ellos.
Los interruptores son unipolares con mando único,
es decir, un polo por fase, y monocámaras. El
agente extintor es el hexafluoruro de azufre, el
accionamiento es por muelle motorizado. Cada fase
consta de un elemento aislante apoyado sobre una
estructura metálica común. El conjunto completo
queda soportado por dos columnas ancladas al
pavimento.
Las características más destacables del interruptor
son:
- Marca: AREVA / ALSTOM
- Tipo: GL 309
- Tensión nominal: 72.5 kV
- Intensidad nominal: 10 A
- Poder de corte asignado: 31.5 kA
Imagen 5.29: Interruptor de G2. (Fuente: Endesa Generación)
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
95
- Tensión soportada a onda de choque: 325 kV
- Presión nominal de SF6: 6,4 bar
- Masa SF6: 6 Kg.
- Material aislamiento Porcelana marrón.
- Tensión de mando 48 Vcc.
- Tensión calefacción 220 Vca.
- Contactos auxiliares 6NA+ 6 NC
Seccionadores (542-1, 543-1)
Los seccionadores de aislamiento son de tipo columna giratoria tripolares, es decir, el conjunto
de las tres fases queda soportado por un único chasis. El accionamiento es de tipo manual
accionado mediante palanca con enclavamiento para maniobras de descargo.
- Marca: AREVA / ALSTOM
- Modelo: D16UN 72,5/1250
- Tipo: 3 columnas
- Tensión Nominal: 72,5 kV
- Intensidad nominal: 1250 A
- Intensidad límite térmica: 31,5 kA
- Tipo aislamiento: porcelana marrón.
5.1.12.2 Análisis de funciones, fallos funcionales, modos de fallo y efectos de fallos.
Para realizar el análisis de las funciones, de los
fallos funcionales, modos de fallos y efectos de los
fallos, se debe analizar con detalle cada una de las
funciones del sistema de salida de energía de 70 kV.
Una vez definida cada función, se desglosa cada
unos de los fallos posibles, a los que llamamos fallo
funcional.
Cada fallo funcional tendrá un modo de fallo y ese modo de fallo un efecto, que se desglosan
por separado para poder realizar un correcto análisis según la filosofía RCM.
ANEXO 6. Tabla de análisis de fallos del sistema salida de energía 70 kV
Selección de políticas de mantenimiento
Una vez analizados cada uno de los posibles fallos de los sistemas a los que aplicaremos la
filosofía RCM, realizaremos una selección de los fallos que queremos realizar un
mantenimiento preventivo.
Analizando cada una de las causas de fallo tomaremos una decisión que se expondrá en la hoja
de decisión. Según lo obtenido en la hoja de decisión tendremos como resultado una serie de
elementos a mantener, que tras los cuales obtendremos una serie de hojas de ruta con la
información necesaria para realizar el mantenimiento de dicho elemento, a las cuales
llamaremos ordenes de mantenimiento.
Las ordenes de mantenimiento se cargaran en el programa de gestión del mantenimiento
llamado GEMA, el cual utiliza la plataforma de gestión SAP/R3. El programa GEMA define los
criterios necesarios para la gestión, el tratamiento, la notificación y cierre de los avisos y de las
Imagen 5.30: Seccionadores de G2. (Fuente: Endesa Generación)
Desarrollo del proyecto
96
órdenes de mantenimiento de la central hidráulica, emitidas por el sistema SAP/R3, mediante la
aplicación GEMA.
En las órdenes de mantenimiento se explican todos los procedimientos necesarios para realizar
el mantenimiento del elemento, las herramientas necesarias y las medidas de seguridad
pertinentes para realizarlo.
5.1.13 Política de mantenimiento del Sistema Alternador
Para realizar el mantenimiento del sistema Alternador se ha elaborado un análisis exhaustivo de
cada uno de los modos de fallos, según sus efectos de fallos basándonos en la metodología
RCM.
Para ello, se ha realizado un cuadro en el que se especifica la tarea de mantenimiento propuesta,
la frecuencia con la que se realizará dicho mantenimiento y quién realizará dicho
mantenimiento, es decir, si lo realizará el personal propio de la central o personal externo que se
subcontrate.
ANEXO 7. Tabla de decisión del sistema Alternador G 2
Una vez realizado las propuestas de mantenimiento con su frecuencia de mantenimiento y el
personal que realizará dicho mantenimiento, se realizarán las órdenes de mantenimiento u hojas
de ruta correspondientes. Dichas órdenes nos dirán que es lo que hay que realizar para dicho
mantenimiento, para cada uno de los elementos seleccionados con sus propuestas de
mantenimiento en la hoja de decisión del sistema. Nos dirán también en las órdenes si hay que
realizar algún tipo de medida preventiva en materia de seguridad y salud, los epis necesarios y
las herramientas necesarias.
ANEXO 11. Hojas de ruta del sistema Alternador
5.1.14 Política de mantenimiento del Sistema Salida Energía de los Grupos G2 y G3
Para realizar el mantenimiento del sistema salida energía de los grupos, se ha elaborado un
análisis exhaustivo de cada uno de los modos de fallos, según sus efectos de fallos basándonos
en la metodología RCM.
Para ello, se ha realizado un cuadro en el que se especifica la tarea de mantenimiento propuesta,
la frecuencia con la que se realizará dicho mantenimiento y quién realizará dicho
mantenimiento, es decir, si lo realizará el personal propio de la central o personal externo que se
subcontrate.
ANEXO 8. Tabla de decisión del sistema salida energía G2
Una vez realizado las propuestas de mantenimiento con su frecuencia de mantenimiento, y el
personal que realizara dicho mantenimiento, se realizaran las órdenes de mantenimiento u hojas
de ruta correspondientes. Dichas órdenes nos dirán que es lo que hay que realizar para dicho
mantenimiento, para cada uno de los elementos seleccionados con sus propuestas de
mantenimiento en la hoja de decisión del sistema. Nos dirán también en las órdenes si hay que
realizar algún tipo de medida preventiva en materia de seguridad y salud, los epis necesarios y
las herramientas necesarias.
ANEXO 12. Hojas de ruta del sistema salida de energía del grupo G2
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
97
5.1.15 Política de mantenimiento del Sistema Transformación de los Grupos 2 y 3
Para realizar el mantenimiento del sistema transformación de los grupos, se ha elaborado un
análisis exhaustivo de cada uno de los modos de fallos, según sus efectos de fallos basándonos
en la metodología RCM.
Para ello, se ha realizado un cuadro en el que se especifica la tarea de mantenimiento propuesta,
la frecuencia con la que se realizará dicho mantenimiento y quién realizará dicho
mantenimiento, es decir, si lo realizará el personal propio de la central o personal externo que se
subcontrate.
ANEXO 9. Tabla de decisión del sistema Trafo de potencia G2
Una vez realizado las propuestas de mantenimiento con su frecuencia de mantenimiento, y el
personal que realizara dicho mantenimiento, se realizaran las órdenes de mantenimiento u hojas
de ruta correspondientes. Dichas órdenes nos dirán que es lo que hay que realizar para dicho
mantenimiento, para cada uno de los elementos seleccionados con sus propuestas de
mantenimiento en la hoja de decisión del sistema. Nos dirán también en las órdenes si hay que
realizar algún tipo de medida preventiva en materia de seguridad y salud, los epis necesarios y
las herramientas necesarias.
ANEXO 13. Hojas de ruta del sistema transformador del G2
5.1.16 Política de mantenimiento del Sistema Salida Energía de 70 kV
Para realizar el mantenimiento del sistema salida energía de 70 kV, se ha elaborado un análisis
exhaustivo de cada uno de los modos de fallos, según sus efectos de fallos basándonos en la
metodología RCM.
Para ello, se ha realizado un cuadro en el que se especifica la tarea de mantenimiento propuesta,
la frecuencia con la que se realizará dicho mantenimiento y quién realizará dicho
mantenimiento, es decir, si lo realizará el personal propio de la central o personal externo que se
subcontrate.
ANEXO 10. Tabla de decisión del sistema Salida de energía 70 kV
Una vez realizado las propuestas de mantenimiento con su frecuencia de mantenimiento, y el
personal que realizara dicho mantenimiento, se realizaran las órdenes de mantenimiento u hojas
de ruta correspondientes. Dichas órdenes nos dirán que es lo que hay que realizar para dicho
mantenimiento, para cada uno de los elementos seleccionados con sus propuestas de
mantenimiento en la hoja de decisión del sistema. Nos dirán también en las órdenes si hay que
realizar algún tipo de medida preventiva en materia de seguridad y salud, los epis necesarios y
las herramientas necesarias.
ANEXO 14. Hojas de ruta del sistema salida de energía 70 kV
Comparación de resultados
Una vez realizado el estudio del programa de mantenimiento de la central de Alcalá del Río con
la metodología RCM, vamos a comparar este con el actual, elaborado sin una metodología
específica y basado únicamente en la experiencia y conocimientos de los técnicos responsables.
Desarrollo del proyecto
98
En el mantenimiento actual existen 14 hojas de ruta que albergan 66 tareas en total, con
intervalos máximos entre tareas de un año. Hay que aclarar que este mantenimiento no sigue
una base racional y hay muchos fallos que no se tienen en cuenta, ni se prioriza la seguridad y el
medio ambiente a las operaciones de la central. Esto hace que tengamos menos tareas pero el
sistema esté expuesto a muchos más riesgos de seguridad, medio ambiente e indisponibilidad de
la planta y, por tanto, a grandes pérdidas económicas.
En cambio, con RCM hemos elaborado 28 hojas de ruta, con 111 tareas en total y con intervalos
de tiempo mucho mayores a la programación actual (hasta 30 años). Esto hace que, aunque
tengamos más instrucciones de mantenimiento, las tareas se dividan en intervalos de tiempo
mayores, y por tanto, reduzcamos la cantidad de trabajo de rutina (las horas/empleado
anualmente) para un mantenimiento completo, es decir, considerando todos los posibles fallos
que puedan suceder en la central (los fallos basados en la experiencia de otros fallos ocurridos
con anterioridad y los posibles fallos que puedan ocurrir).
En RCM tenemos una metodología que utiliza una serie de reglas para priorizar los distintos
fallos que puedan ocurrir a los sistemas y podamos elegir el mantenimiento más adecuado para
cada una. Como resultado, obtenemos un mantenimiento mucho más eficiente para cada activo
físico y mayor vida útil de los mismos. Además de lo anterior, RCM prioriza la seguridad de las
personas y el medio ambiente, lo que hace que sea un sistema muy seguro.
En las tablas siguientes podemos observar los datos del mantenimiento actual y el nuevo
mantenimiento según la metodología RCM.
Tabla 5.1: Datos del mantenimiento actual de la central:
Hojas de ruta
Código
Repeticiones
Anuales
Horas/Hombre
H/HO
Anuales
Nº Tareas
N º Tareas anuales
Alternador H64AL2-AT 1 48 48 11 11
análisis de aceites lubricación y regulación
H64AL 1 7 7 2 2
Bombas H64VI1-RE 1 7 7 5 5
Celdas 6 kV H64CT1-M0 1 35 35 11 11
Circuitos de Refrigeración
H64AL2-RE 4 14 56 1 4
Cuadro control grupo
H64AL1-CS 1 7 7 1 1
Diagnosis Alternador
(EDA)
H64CT1-AT01-AL
1 8 8 1 1
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
99
Excitación H64AL2-AT 2 14 28 7 14
Frenado H64AL2-AT 1 16 16 4 4
Medida y control
Alternador H64AL2-AT 2 16 32 8 16
Termografía H64AL 2 7 14 1 2
Transformador
H64AL2-TR 1 20 20 11 11
Transformadores de medida y protección
H64AL2-MO 1 7 7 2 2
Vibraciones H64AT 1 4 4 1 1
Total 289 66 85
Tabla 5.2: Datos del mantenimiento según la metodología RCM:
Hojas de ruta
Código
Repeticiones
Anuales
Horas/Hombre
H/HO
Anuales
Nº Tareas
N º Tareas anuales
Rev. Bimensual del grupo
H64AL2-AT01-AL01 6,00 7,00 42,00 2,00 12,00
Rev. General del grupo
H64AL2-AT01-AL02 0,13 70,00 8,75 4,00 0,50
Rev. General del grupo.2
H64AL2-AT01-AL03 0,08 140,00 11,67 3,00 0,25
Rev. Alternador H64AL2-
AT01-AL04 0,25 35,00 8,75 9,00 2,25
Rev. Alternador Anual
H64AL2-AT01-AL05 1,00 21,00 21,00 2,00 2,00
Excitación H64AL2-
AT01-EX01 2,00 14,00 28,00 8,00 16,00
Frenado H64AL2-
AT01-FR01 1,00 16,00 16,00 4,00 4,00
Desarrollo del proyecto
100
Rev. Bombas H64AL2-
AT01-LU01 2,00 7,00 14,00 4,00 8,00
Diagnosis Alternador
(EDA) H64AL2-
AT01-AL01 1,00 7,00 7,00 2,00 2,00
Medición vibraciones
H64AL2-AT01-MC02 1,00 2,00 2,00 1,00 1,00
medida y control
Alternador H64AL2-
AT01-MC01 2,00 7,00 14,00 11,00 22,00
Insp. Transformador
Anual H64AL2-
TR01-TP01 1,00 21,00 21,00 11,00 11,00
Insp. visual Transformador
H64AL2-TR01-TP02 6,00 7,00 42,00 6,00 36,00
Ensayo ETP Transformador
H64AL2-TR01-TP03 1,00 7,00 7,00 1,00 1,00
Rev. Transformador
cuatrienal H64AL2-
TR01-TP04 0,25 7,00 1,75 3,00 0,75
Rev. Transformador
General H64AL2-
TR01-TP05 0,10 7,00 0,70 3,00 0,30
Rev. Salida energía 70 kV
H64AL2-M301-MR01 0,50 14,00 7,00 8,00 4,00
Rev. Salida energía 70 kV .2
H64AL2-M301-MR04 0,20 7,00 1,40 2,00 0,40
Rev. Salida energía 70 kV .3
H64AL2-M301-MR02 0,10 7,00 0,70 2,00 0,20
Rev. Salida energía 70 kV .4
H64AL2-M301-MR03 0,03 7,00 0,23 1,00 0,03
Termografía H64AL 1,00 3,00 3,00 1,00 1,00
Transformadores de medida y protección de
H64AL2-M301-
0,10 14,00 1,40 3,00 0,30
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
101
70 kV TM01
Celdas 6 kV
H64AL2-M001-MR01 0,50 21,00 10,50 9,00 4,50
Celdas 6 kV interruptor
H64AL2-M001-MR02 0,25 7,00 1,75 4,00 1,00
Insp. General Celdas 6 kV
H64AL2-M001-MR03 0,10 7,00 0,70 1,00 0,10
Verificación y apriete de
protecciones H64AL2-
M001-PT01 0,50 7,00 3,50 2,00 1,00
Protecciones generador y
transformador H64AL2-
M001-PT02 0,25 7,00 1,75 1,00 0,25
Transformadores de medida y
protección de 6 kV
H64AL2-M001-TM01 0,10 14,00 1,40 3,00 0,30
Total 278,95 111,00 132,13
Desarrollo del proyecto
102
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
103
6 CONCLUSIONES
Las conclusiones que hemos podido obtener a lo largo del desarrollo del proyecto "Desarrollo
de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios
de confiabilidad” son las siguientes:
o Aumento de la vida útil de los equipos de la central, ya que al analizar aquellos que
pueden fallar, podemos actuar sobre ellos para minimizar el riesgo de que afecten al
funcionamiento de la misma.
o Hasta ahora, los sistemas de mantenimiento tenían como objetivo fundamental mantener
la productividad de la instalación, priorizando aquellas tareas que garantizaban el
funcionamiento de la misma. Con RCM, no solo se tiene en cuenta este objetivo, sino
que se mayorizan otros como la seguridad de las personas, del medio ambiente y de la
propia instalación.
o Poder tener una mejor programación del mantenimiento de la central y acometer las
actuaciones necesarias para que la central esté disponible el mayor tiempo posible y en
los periodos que sea más necesario.
o Hemos mejorado el mantenimiento de los dispositivos de protección de la central al
analizarlos en función de sus fallos ocultos y con métodos como “ búsqueda de fallos”.
Así, no solo nos centramos en los fallos que sean evidentes, sino que buscamos los
fallos que no se puedan ver con facilidad, pero que igualmente podrían causar daños
muy graves en la central.
o RCM es un mantenimiento más eficiente, puesto que reduce la carga de trabajo anual,
debida a la reducción de horas/hombre para un número de tareas anuales mayor. Esto se
ve favorecido por el incremento general en los intervalos entre tareas.
o El programa de mantenimiento actual, sólo contaba con tareas con periodicidad máxima
anual en los distintos equipos. Con RCM hemos logrado contemplar periodos mayores
por lo que, aunque han aumentado las hojas de ruta, hemos conseguido reducir la
cantidad de trabajo de rutina de cada periodo (menos horas-hombre por cada tarea) y
también reducir los posibles fallos de los equipos.
o La falta de mantenimiento nos puede exponer al riesgo de seguridad e indisponibilidad
de grupos, y por tanto, grandes costes económicos y pérdidas de ganancias de
explotación de la central.
Por todo ello es muy conveniente la aplicación del Mantenimiento Centrado en Confiabilidad
(RCM), que ayudara a mejorar el funcionamiento de la Central Hidroeléctrica de Alcalá del Río,
y por consiguiente, dará la posibilidad mejorar la cuenta de resultados reduciendo las perdidas.
Conclusiones
104
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
105
7 BIBLIOGRAFÍA
La bibliografía empleada en el proyecto ha sido la siguiente:
-Moubray, J. (2004). Mantenimiento Centrado en Confiabilidad (Reliability-centred
Maintenance) RCM II. Lillington, North Carolina: Aladon LLC.
-Alcaide, J.; Bernal, A-M.; García de Enterría, J.; De Miguel, A.; Núñez, G.; Tusell, J.
(1994). Compañía Sevillana de Electricidad: Cien años de Historia. Madrid: Sevillana
de Electricidad
-Fernández Plasencia, S.; Castro Villalva, G. (2013). El Guadalquivir: Canalización y
Electricidad. Madrid: Fundación Endesa
-Unesa (1992). El desarrollo Hidroeléctrico en España. Madrid. Unesa
-Endesa (2008). Centrales Hidráulicas en España. Madrid. Endesa
- Archivos de la Agrupación de Centrales de Sevilla, perteneciente a la Unidad de
Producción Hidráulica Sur de Endesa Generación.
- Ortega Plana, J.M.; Ramírez Vázquez, J. (1991). Máquinas de corriente Alterna:
Enciclopedia Ceac de Electricidad. Barcelona: Ceac
- Endesa. Instrucción técnica para la gestión de avisos y ordenes de mantenimiento en
centrales hidráulicas. Madrid: Endesa Generación.
- Reglamento de alta tensión, BOE» núm. 139, de 9 de junio de 2014, páginas 43598 a
43728.
Bibliografía
106
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
107
8 ANEXOS
Anexo 1: Árbol de ubicaciones técnicas de la C.H. de Alcalá del Rio
Anexo 2: Unifilar central hidroeléctrica Alcalá del Río
Anexo 3. Tabla de análisis de fallos del sistema Alternador G2
Anexo 4: Tabla análisis de fallos sistema salida energía G2
Anexo 5: Tabla análisis fallos sistema Trafo de potencia G2
Anexo 6: Tabla análisis fallos salida de energía 70 kV
Anexo 7: Tabla de decisión del sistema Alternador G2
Anexo 8: tabla de decisión de sistema salida energía G2
Anexo 9: Tabla de decisión del sistema Trafo de potencia G2
Anexo 10: Tabla de decisión del sistema Salida de energía 70 kV
Anexo 11: Hojas de ruta del sistema Alternador
Anexo 12: Hojas de ruta del sistema salida de energía de los grupos
Anexo 13: Hojas de ruta del sistema transformador de potencia
Anexo 14: Hojas de ruta del sistema salida energía 70 kV
Anexos
108
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
109
ANEXO 1
Anexos
110
Desarrollo de un plan de mantenimiento para la central hidroeléctrica de Alcalá del Río aplicando criterios de confiabilidad (RCM)
111
ANEXO 2
Anexos
112
