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OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE CENTRALES CILINDRO PARABÓLICAS

Por Jorge Jiménez Soriano Curso Experto en centrales termosolares - UNED 2012/2013

JORGE JIMÉNEZ SORIANO PROYECTO FIN CURSO - UNED

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Índice ________ Trabajo final

1. Introducción 03 2. Centrales cilindro parabólicas 04 1.1 Proceso de generación eléctrica 04 1.2 Sistemas 04 1.2.1 Sistema de captación 04 1.2.2 Sistema de aceite térmico (HTF) 05 1.2.3 Sistema de almacenamiento 06 1.2.4 Bloque de potencia 07 1.2.5 Sistema de alta tensión 08 1.2.6 Sistema de apoyo 09 1.2.7 Sistemas auxiliares 09 3. Modos de operación 10 3.1 Operaciones básicas 10 3.2 Modos de arranque 10 3.3 Modos de funcionamiento 11 4. Nociones sobre mantenimiento 14 4.1 Objetivos de mantenimiento 14 4.2 Tipos de mantenimiento 14 4.3 Ejecución de mantenimiento 15 5. Recursos humanos 16 5.1 Organigrama habitual 16 5.2 Puestos indirectos 16 5.3 Puestos directos 17 5.4 Política de externalización 17 6. Elaboración plan mantenimiento 18 6.1 Errores habituales 18 6.2 Información relativa de las tareas 18 6.3 Estructuración de equipos 19 6.4 Definición de gamas 19 7. Mantenimiento de alta fiabilidad 21 7.1 Fases de implantación 21 7.1.1 Definición de indicadores clave 21 7.1.2 Listado y codificación de equipos 21 7.1.3 Listado y funciones y especificaciones 22 7.1.4 Determinación de fallos principales y secundarios 22 7.1.5 Determinación de modos de fallo 22 7.1.6 Consecuencia de los fallos 23 7.1.7 Determinación de medidas preventivas 25 7.1.7.1 Tipos de tareas de mantenimiento 25 7.1.7.2 Relación entre criticidad y tareas de mantenimiento 25 7.1.7.3 Frecuencias de las tareas 26 7.1.7.4 Modificaciones 26 7.1.7.5 Medidas para minimizar los efectos de los fallos 26 7.1.7.6 Cambios en procedimientos de operación 27 7.1.7.7 Cambios en procedimientos de mantenimiento 27 7.1.7.8 Formación 27 7.1.7.9 Diagrama de decisión 27 7.1.8 Agrupación de medidas preventivas 28 7.1.9 Implantación de resultados 28


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Centrales cilindro parabólicas _________________ Trabajo final

8. Paradas, grandes revisiones, y limpiezas técnicas 29 8.1 Tipos de paradas 29 8.2 Tareas por paradas programadas 30 8.3 Tareas por sistema 30 8.4 Limpiezas técnicas 31 9. Técnicas de inspección y herramientas especiales 33 9.1 Análisis de vibraciones 33 9.2 Inspecciones termográficas 34 9.3 Inspecciones boroscópicas 35 9.4 Inspecciones por ultrasonidos 36 9.5 Análisis de aceites 36 9.6 Análisis de humos 39 9.7 Herramientas especiales 40 9.7.1 Alineación láser 40 9.7.2 Calibración de equipos 40 10. Mantenimiento correctivo 42 10.1 Tiempos de resolución de fallos 42 10.2 Categorías de averías 42 10.3 Causas de los fallos 43 10.4 Averías comunes 44 10.5 Riesgos de incendio 44 11. Mantenimiento legal 45 11.1 Instalaciones de alta tensión 45 11.2 Instalaciones de baja tensión 46 11.3 Equipos a presión 46 11.4 Instalaciones de gas 46 11.5 Instalaciones con riesgo de legionelosis 47 11.6 Máquinas y herramientas 47 11.7 Instalaciones de protección contraincendios 48 11.8 Instalaciones petrolíferas 48 11.9 Instalaciones térmicas de climatización 49 11.10 Instalaciones frigoríficas 49 11.11 Almacenamiento de productos químicos 49 11.12 Vehículos 49 11.13 Equipos de elevación 50 11.14 Instalaciones de alumbrado exterior 50 11.15 Registro documental 50 12. Conclusiones 51 13. Bibliografía 53 13.1 Software 53


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Introducción ________ Trabajo final

1. Introducción

Dentro de la generación de electricidad a través de energías renovables, las centrales cilindro parabólicas se consideran

las más maduras en estos momentos, suponiendo más del 95% de la potencia de generación termosolar instalada en el mundo,

y sobre todo a la gran experiencia adquirida gracias a las plantas SEGS en California en los año 80 y 90.

Su funcionamiento se basa en la concentración de la radiación directa procedente del sol a través de los colectores

cilindro parabólicos sobre los tubos absorbentes, los cuales calientan un fluido térmico (aceite sintético generalmente) hasta

una temperatura cercana a los 400ºC. La energía contenida en este fluido caloportador (energía potencial), puede ser bombeada

directamente al generador de vapor o un sistema de almacenamiento para ser utilizada posteriormente. Dicha energía hará

mover los álabes de la turbina de vapor, que gracias al eje asociado a un generador eléctrico trasformará esa energía rotativa en

energía eléctrica. Con la ayuda del almacenamiento térmico se consigue una producción ininterrumpida cuando se dan las

condiciones favorables, atendiendo de esta forma las demandas de consumo, y convirtiéndose la producción en gestionable.

Son las que más empleos han generado desde el inicio de su construcción hasta su puesta en marcha, pues cada planta

de 50 MWe emplea durante todas sus fases (diseño, fabricación e instalación) un promedio de 5.000 puestos de trabajo directos

equivalentes al año, y otros tantos indirectos. Además de emplear a unas 500 personas en el lugar de emplazamiento durante

dos años que dura su construcción, y una vez en operación se requiere una plantilla indefinida de unas 50 personas por planta.

Por ello la industria termosolar se está convirtiendo en una gran impulsora en la generación de empleo, desarrollo económico, y

social de muchas regiones españolas. Pero con el recorte de las primas a partir del 2014, la actividad en este sector se centrará

únicamente en la operación y mantenimiento, por lo que la construcción de estas centrales se paralizará a la espera de nuevas

tecnologías, que aseguren la rentabilidad de la producción eléctrica sin este tipo de ayudas.

Tampoco conviene olvidar que este tipo de plantas son capaces de reducir en más de 30000 toneladas al año las

emisiones de CO2, puesto que evita la necesidad de quemar 89000 toneladas de lignito al año, o de importar 28600 toneladas

anuales de petróleo (206000 barriles), por lo que reduce el déficit de la balanza de pagos en 23 millones de dólares con los

precios del crudo actuales. Es un ahorro considerable a largo plazo, dado que se prevé que las plantas estén operando como

mínimo unos 20 años.

Este trabajo intenta describir de manera somera el mantenimiento de centrales cilindro parabólica (CCP) tanto con o sin

almacenamiento. Para ello es necesario primeramente, conocer sus equipos y su funcionamiento tanto aislados como en

conjunto con otros, además de comprender los distintos modos de operación que pueden darse para alcanzar la óptima

generación eléctrica según las distintas condiciones que se den. Más tarde se describirán las bases del mantenimiento con sus

objetivos principales, los tipos de mantenimiento, y las distintas formas de ejecución que existen. Como es lógico, para llevar

este trabajo será necesario un equipo de personas que trabajen directamente o indirectamente en la implantación de dicho

plan, el cual se ajustará al mantenimiento de alta fiabilidad por las características que tienen estas instalaciones. Tal plan

englobará tanto las grandes revisiones y sus paradas, como mantenimiento sistemáticos y correctivos, limpiezas técnicas, y

mantenimiento legal requerido por las autoridades para salvaguardar posibles daños personales o medioambientales. Para

llegar a un nivel óptimo en el cumplimiento de los objetivos propuestos serán necesarios unas técnicas de inspección adecuadas,

y la utilización a veces de herramientas especiales para corregir averías. Por supuesto, todo esto habrá que ser documentado y

analizado, siendo la herramienta más adecuada el programa informático de gestión de mantenimiento asistido por ordenador

(GMAO), el cual tendrá que ser elaborado atendiendo a una reglas que ayudarán que la implantación no fracase, o sea un

enorme trabajo burocrático llevarlo a la práctica. Al final de este trabajo, se dan a conocer algunos programas informáticos

GMAO de licencia libre, válidos para otros tipos de industrias, y de fácil uso que ayudarán a gestionar adecuadamente un plan de

mantenimiento.


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1. Centrales cilindro parabólicas

1.1 Proceso de generación de eléctrica

Se utiliza el ciclo Rankine, en el cual se distinguen estas fases:

- Generación de vapor: El fluido térmico llega al intercambiador de calor convencional (HTF/agua) donde cede

su energía calorífica al agua al ser bombeado, el cual circula por el interior del intercambiador y lo transforma en vapor

de agua a 90 bar y 370ºC. A continuación, el fluido regresa a los colectores para calentarse de nuevo y reiniciar el

proceso. El vapor es generado y sobrecalentado en 2 trenes paralelos consistentes cada uno de ellos en un

precalentador de agua de alimentación, un generador de vapor y un sobrecalentador.

- Generación de electricidad: El vapor a presión se expansiona en una turbina de vapor convencional de doble

cuerpo con recalentamiento intermedio, desde 90 bar hasta la presión de vacío del condensador. El vapor tras

expandirse en el cuerpo de alta presión de la turbina se conduce a un recalentador, donde tras recuperar la energía

térmica se dirige al cuerpo de baja presión de la turbina. La turbina está conectada a un generador que produce la

electricidad, que su vez es conducida a la subestación donde se eleva el voltaje para su incorporación a la red eléctrica.

- Refrigeración: Tras ceder su energía a la turbina, el agua en forma de vapor se enfría en un condensador

refrigerado por medio de un sistema de agua de circulación en circuito cerrado, con agua procedente de las torres de

refrigeración de tiro forzado, el cual hará que retorne a su estado original.

Fig. 1. Central cilindro parabólica (CCP).

1.2 Sistemas

1.2.1 Sistema de captación

Es el encargado de capturar la radiación solar directa de sol y transferir su energía calorífica a un fluido térmico

que lo recorre, calentando el aceite térmico desde 296ºC hasta 393ºC, para dirigirlo más tarde al sistema de generación

de vapor o almacenamiento térmico según proceda.

La unidad mínima está compuesta por un colector, el cual es capaz de incrementar en 2ºC la temperatura

media del fluido de trabajo que lo recorre, con un caudal de unos 3,5 m/s. Cuando se agrupan varios colectores forman

un módulo, el cual se alinea de Norte a Sur con un movimiento de rotación de Este a Oeste a través de un seguidor

solar, el cual mueve conjuntamente a una serie de captadores para que la radiación solar siempre incida lo más

perpendicularmente posible. Varios módulos se unen en serie para formar lazos, los cuales componen la unidad mínima

productiva con una potencia típica cercana a los 1,6 MWt. En consecuencia, para formar un campo solar de una planta

de 50 MWe será necesario enlazar en paralelo unos 100 lazos. Los captadores están compuestos por:

- Espejos: Son los encargados de concentrar la radiación solar sobre el tubo absorbente a

través de un espejo curvado en una de sus dimensiones con forma de parábola, que consta de una

película reflectante construida generalmente de vidrio, los cuales son de bajo contenido en hierro,

siendo componentes fiables que no han demostrado degradación a largo plazo en la calidad de

reflexión.


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- Tubos absorbentes: Son los encargados de capturar esa energía calorífica, y transportarlo

mediante un circuito hidráulico al generador de vapor o al almacenamiento térmico según se precise.

Consta de dos tubos concéntricos que proporcionan un elevado rendimiento térmico: uno metálico

con recubrimiento selectivo que se encuentra en vacío para reducir pérdidas por convección, gracias

al otro tubo de vidrio externo de alta transmisión. En sus extremos posee un fuelle metálico para

compensar las dilataciones térmicas.

- Estructura: Son dinámicas y generalmente son metálicas, dando al conjunto su forma y a su

vez de sujeción a los elementos que lo componen. . El eje de rotación se encuentra en el centro

selector de masas para minimizar la energía requerida para realizar el movimiento. El seguimiento es

controlado por un controlador local en cada estructura.

- Seguidor solar: Realiza el movimiento en un eje de Este a Oeste, a través de un mecanismo

que puede ser eléctrico o hidráulico atendiendo al par que deban de vencer. Pueden ser gobernados

por sistemas pasivos, intermitentes con algoritmo de control, o control inteligente.

- Juntas rotativas: Sirve de unión entre la hilera de tubos absorbentes de los módulos con las tuberías fijas del circuito hidráulico del aceite térmico, permitiendo el giro sobre su eje longitudinal, por lo que requieren menor mantenimiento que las tuberías flexibles.

Fig. 2. Captador cilindro parabólico

1.2.2 Sistema de aceite térmico (HTF)

Es el encargado de captar la energía en el campo solar y transportarla a la generación de vapor y/o

almacenamiento térmico, o de transferirla desde el almacenamiento térmico hasta el generador de vapor. Lo

componen principalmente las tuberías aisladas térmicamente que transportan el aceite sintético. El sistema

está compuesto por:

- Aceite térmico: Es un fluido orgánico sintético formado por una mezcla de dos hidrocarburos

aromáticos: bifenilo y óxido de difenilo.

- Tuberías: Son las que contienen el fluido térmico y están aisladas para evitar pérdidas caloríficas.

- Bombas principales: Impulsan el fluido de trabajo a través del campo solar hasta el generador de vapor y/o el intercambiador de aceite térmico/ sales fundidas, donde el fluido cede su energía para dirigirse al sistema de expansión.

- Sistema de expansión: Es el encargado de absorber los incrementos de volumen del aceite térmico debido a los cambios de temperatura que sufre en los diferentes modos de operación, siendo el punto de llenado del circuito en la puesta en marcha de la instalación. Comprende los tanques y bombas de rebose para el retorno a un depósito de expansión.

- Sistema de caldeo: Está compuesto fundamentalmente por calderas que garantizan la protección del

fluido de trabajo contra las bajas temperaturas durante largas paradas de la planta, y a su vez son la fuente de

energía para el almacenamiento en sales y la generación de vapor como sistema de apoyo a la producción de


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energía eléctrica (uso restringido al 15% de gas natural), cuando el campo solar no recibe irradiación alguna

aportando hasta 45 MWt al fluido.

- Sistema de condensación: Es el encargado de separar el nitrógeno, de recuperar y devolver al

sistema el aceite térmico vaporizado que contenga el venteo del depósito de expansión durante los arranques.

Dicho venteo se introduce en unos depósitos de condensación consecutivos, donde se recupera dicho aceite

bajando su temperatura mediante aerorefrigeradores. Este sistema también es utilizado para separar del

aceite compuestos volátiles degradados que aparezcan con el tiempo.

- Sistema de purificación (sistema ullage): Es el encargado de eliminar mediante un tanque flash los

compuestos de alto punto de ebullición que produce la degradación.

- Sistema de refrigeración: La energía de la radiación solar se acumula en el fluido térmico, que

aumenta su temperatura hasta un máximo de 393ºC. Los colectores de fluido térmico lo conducen a un tanque

que hace de acumulador de calor absorbiendo la reducción de la radiación solar o la falta de ésta durante

cortos períodos de tiempo, y homogeneiza la temperatura del fluido térmico que proviene de cada uno de los

sectores. Posteriormente este fluido se usa para precalentar agua y generar, sobrecalentar y recalentar vapor

en dos trenes de generación de vapor en paralelo.

Fig. 3. Tubo absorbente.

1.2.3 Sistema de almacenamiento

Entre las principales funciones está el extender la operación de la planta cuando no se dispone de radiación

solar suficiente. Las sales se encuentran inicialmente en el tanque de sales frías entre 230ºC a 280ºC, y se recirculan a

través de unas serie de intercambiadores del tipo carcasa de tubos utilizando el aceite térmico. El proceso continua

hasta que todas las sales han sido transferidas y se encuentran a una temperatura de 380ºC. Para que las sales fluyan se

utilizan bombas verticales especiales. El sistema está compuesto por:

- Medio de almacenamiento: Por lo general son sales inorgánicas compuestas por nitrato sódico y nitrato

potásico, las cuales a temperatura ambiente están en estado sólido, por tanto para que pueda fluir entre los tanques es

necesario fundirlas a temperaturas superiores a 220ºC, además de asegurar que no bajen en ningún momento ni punto

de la instalación.

- Tanques de almacenamiento: Generalmente consta de dos tanques: uno de sales frías, y otro de sales

calientes. Ambos son de acero inoxidable y aislados térmicamente en todo su perímetro (incluido su base).

- Bombas: Son un tipo de bombas especiales, debido a que no es posible diseñar un sello efectivo para la alta

viscosidad de las sales las cuales son abrasivas, además de soportar el alto punto de congelación de estando entorno a

los 220ºC. La bomba centrífuga se coloca dentro del tanque, y el motor eléctrico que la mueve se encuentra en la parte

superior, existiendo entre ambos existe un eje de gran longitud. Son unos de los puntos delicados de la instalación.

- Intercambiadores aceite/ sales: Es donde se realiza la transferencia calorífica entre ambos fluidos.


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- Sistema auxiliares: Se incluyen el sistema de drenaje, el sistema de detección de fugas de aceite térmico, y el

sistema de inertización de nitrógeno

1.2.4 Bloque de potencia

Este bloque convierte la energía acumulada del vapor sobrecalentado y recalentado en electricidad a través

de la turbina – generador eléctrico. La condensación del vapor de escape de la turbina se realiza en un condensador de

superficie y mediante torres de refrigeración húmeda. El bloque está compuesto por:

- Sistema generación de vapor: Está compuesto por dos trenes de generación de vapor del 50% de capacidad,

produciendo el vapor que se enviará a la turbina de vapor para generar electricidad. Cada tren está compuesto por

cuatro intercambiadores de calor de carcasa de tubo donde el aceite térmico cede su calor al agua/ vapor.

El agua de alimentación, que antes ha sido presurizada en una bomba multietapa hasta presiones entre 50 y

100 bar, es enviada a ambos trenes de generación de vapor en el economizador, es convertida en vapor en el

evaporador, y sobrecalentada en el sobre calentador, obteniendo vapor sobrecalentado (vapor principal) a 380ºC que

se envía al cuerpo de alta presión de la turbina de vapor. El aceite térmico proviene, bien del campo solar a 393ºC o de

la descarga de sales a 387ºC, saliendo a 293ºC después del intercambio térmico. Posteriormente se envía vapor

recalentado frío al recalentador de ambos trenes de generación de vapor para obtener vapor recalentado caliente, y

enviarlo al cuerpo de baja presión de la turbina de vapor.

- Turbina de vapor: Está constituida por dos cuerpos a dos niveles de presión con recalentamiento intermedio.

A carga nominal de 50 MWe la admisión de vapor en el cuerpo alta presión es de unos 100 bar a 378ºC, mientras en

el cuerpo de baja presión es de unos 16,5 bar a 380ºC. El vapor generado es entonces conducido hasta la turbina de

vapor, donde se producirá una nueva transformación energética. La energía contenida en el vapor en forma de presión

(energía potencial) se transforma de forma escalonada en energía mecánica rotativa, con un excelente rendimiento

oscilando entre 27-40% dependiendo dela carga de la planta.

- Generador o alternador eléctrico: La energía mecánica rotativa requiere ahora de una última transformación

en energía eléctrica. Este tipo de equipo es eficiente y maduro.

- Sistema bypass: Es el encargado de conducir el vapor entre los trenes de generación de vapor y los cuerpos

de la turbina de vapor. Este sistema está compuesto por:

· Sistema de vapor principal (alta presión): Suministra vapor a la turbina de alta presión desde la

salida de los sobrecalentadores de alta presión de los generadores de vapor hasta la entrada de la turbina de

alta presión.

· Sistema de vapor recalentado frío: Es el encargado de conducir el vapor de escape de la turbina de

alta presión hasta la entrada de los recalentadores del sistema de generación de vapor.

· Sistema de vapor recalentado caliente: Es el encargado de suministrar el vapor desde la salida de los

recalentadores del sistema de generación de vapor hasta la turbina de baja presión.

· Sistema de bypass: Permite independizar los generadores de vapor de la turbina, y obtener las

condiciones de presión y temperatura del vapor principal, además del vapor recalentado caliente requeridas

por la turbina durante la fase de arranque, eliminando transitorios térmicos. Asimismo, en el proceso de

rechazo de carga o disparo, donde se produce un exceso de vapor que incrementa la presión en el sistema de

generación de vapor y en las líneas de vapor, las válvulas de bypass realizan el control de la presión del vapor

principal o recalentado caliente, eliminando el exceso de vapor al condensador hasta que la turbina y el

sistema de generación de vapor se acoplen a la nueva situación de carga.

- Sistema de vapor auxiliar: Es el encargado de suministrar vapor al sistema de sellado de la turbina para

evitar las fugas, y la admisión de incondensables en la turbina de baja presión. El vapor procede bien del colector de la

turbina de alta presión o de la caldera auxiliar de este sistema.


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- Sistema de condensado: Se encarga de extraer el vapor procedente de la turbina de baja presión, el cual no

puede producir ningún trabajo con una temperatura inferior a 50ºC y una presión entorno a los 0,05 y 0,08 bar (inferior

a la atmosférica). Para aprovechar ese caudal de agua desmineralizada de unos 54 kg/s cuando la planta está a plena

carga, es necesario volverla en forma líquida a través de un condensador, además de conducir el condensado mediante

las bombas hasta el desgasificador, calentándolo previamente en los precalentadores de agua de baja presión. De esta

forma se consigue los objetivos de aprovechar el agua a la salida de la turbina para reutilizarlo nuevamente, generar

una presión inferior a la atmosférica provocando un salto de presión entre la entrada y la salida de la turbina mayor que

a presión atmosférica. Para esta fase es necesario introducir un nuevo fluido en el sistema, al que el vapor pueda

cederle el calor latente de vaporización, teniendo dos alternativas: agua o aire.

- Desgasificador: Su función es eliminar los gases que no han sido posible eliminar en el condensador,

principalmente oxígeno y dióxido de carbono, realizándolo por medio de una desgasificación térmica complementaria

de la desgasificación del condensador, de la adición de productos secuestradores de oxígeno, además se encarga de

precalentar el agua aprovechando la desgasificación térmica. La desgasificación térmica es más efectiva que la

desgasificación química, que también se realiza en el condensador, basándose en que el oxígeno es menos soluble en el

agua caliente, por lo que al aumentar la temperatura se desprende. Algunas plantas no tienen este elemento, la

desgasificación se realiza en el condensador, para ello el condensador está equipado con unas boquillas en el fondo

para calentar el agua con vapor procedente de la línea de vapor vivo.

- Sistema de agua de alimentación: Este circuito toma el agua del tanque de almacenamiento del

desgasificador previa eliminación de gases del agua de condensado, y la conduce mediante las bombas de alimentación

hasta los trenes de generación de vapor, pasando por los precalentadores de agua de alta presión.

- Sistema de agua de circulación: Este circuito suministra el agua fría necesaria para evacuar el calor

procedente de la condensación de vapor del ciclo, así como refrigerar los diversos equipos de la central. Capta el agua

fría de la torre de refrigeración, la conduce mediante las bombas de circulación a través de los tubos del condensador

donde intercambia calor con el vapor, y la devuelve a la torre de refrigeración donde se enfría.

Fig. 4. Turbina de vapor y generador eléctrico.

1.2.5 Sistema de alta tensión

La energía eléctrica generada se transporta a la red eléctrica mediante las líneas de transporte. Estas líneas

pueden ser aéreas o enterradas y requieren una serie de equipos que faciliten la conexión, los cuales son:

- Transformadores: Igualan la tensión eléctrica entre la generada en la planta y la línea a la que se

conecta. Hay que tener en cuenta que la generación se realiza en la tensión más favorable para el generador,

mientras que el transporte se hace a una tensión que minimiza las pérdidas. Habitualmente las plantas 50

MWe utilizan una tensión en el generador de unos 10 kV, mientras que la tensión de las líneas a las que se

conecta la planta suelen ser de 132 kV, 220 kV o 400 kV.

- Aparamenta de maniobra: Permite la conexión y desconexión de distintos elementos.

- Protecciones eléctricas: Garantiza que el generador y red eléctrica se encuentran en las condiciones

adecuadas para estar interconectadas sin causarse daños.


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- Red de tierras: Son las que transferirán las corrientes de defecto.

- Equipos de medida: Informan de los valores de tensión e intensidad, y a las que se conectan también

los equipos de facturación que miden la energía que entra y sale de la planta.

Fig. 5. Generación y distribución de electricidad.

1.2.6 Sistema de apoyo

El gas natural, dentro de las limitaciones del RD 667/2007, puede utilizarse como combustible de apoyo

durante periodos de baja irradiación a través de una caldera, tanto para producción de electricidad a través del vapor

generado, como para la utilización de su energía de forma auxiliar en distintos equipos.

1.2.7 Sistemas auxiliares

Existen una serie de sistemas auxiliares que complementan el funcionamiento de la planta, los cuales son:

Sistema de refrigeración de componentes, sistema de drenajes trenes de generación de vapor, sistema de drenajes de

turbina vapor y BOP, planta de tratamiento de agua, sistema de agua de servicios y agua potable, sistema de agua

desmineralizada, sistema de drenaje de planta, sistema de aire comprimido, sistema de muestreo, y sistema de

dosificación química.

Fig. 6. Intercambiador de placas.


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Modos de operación _________________ _________________ Trabajo final

3. Modos de operación

3.1 Operaciones básicas

- Directo: El fluido térmico pasa desde el campo solar al sistema de generación de vapor solar donde se produce vapor a

una temperatura de 377ºC y una presión de 98 bar, haciendo pasar el fluido térmico por tres intercambiadores de calor

conectados en serie (precalentador, evaporador y sobrecalentador). El fluido HTF sale enfriado del precalentador y es enviado al

campo solar para ser calentado de nuevo. De este modo, el fluido térmico actúa como el medio de transferencia de calor entre

el campo solar y la central de generación del ciclo de vapor, calentándose en los colectores solares y enfriándose al producir el

vapor que demanda el turbo generador. El vapor así producido se envía al tren de generación, donde se expande en una turbina

de vapor que acciona el correspondiente generador de electricidad. A la salida de la turbina, se le extrae el calor residual al

vapor expansionado por medio de torres de refrigeración por evaporación de tiro forzado. Mediante este proceso, la radiación

solar es recogida y concentrada por el campo solar, y convertida en electricidad que posteriormente se entrega a la red eléctrica

general.

- Almacenamiento: Durante las horas de alta insolación del medio día se puede generar electricidad y cargar el sistema

de almacenamiento a la vez. Para este fin se traspasa el calor del fluido proveniente del campo solar al sistema de

almacenamiento térmico a base de sales fundidas, que recoge el calor mientras las sales pasan del depósito frío al depósito

caliente, donde se acumula este calor hasta llenarlo completamente. El fluido térmico cede su energía calorífica a las sales, que

entran en el intercambiador de calor con una temperatura de 292ºC provenientes de los tanques fríos de almacenamiento, y

salen con una temperatura de 386ºC para ser almacenados con esta temperatura en los tanques calientes de almacenamiento.

A partir de que la radiación solar incidente excede 400W/m2 se conduce al sistema de almacenamiento.

- Descarga almacenamiento: Al avanzar el día y bajar la intensidad de la radiación solar por la tarde u otras

circunstancias, se deja de desviar calor al sistema de almacenamiento para aplicarlo todo a producir electricidad. De esta forma

la operación del campo solar se detiene y empieza la descarga del sistema de almacenamiento, para ello se recupera el calor del

depósito de sales calientes por medio del aceite térmico, para mantener la producción de electricidad durante la noche. Para

evitar la solidificación del fluido térmico y de las sales de almacenamiento durante los periodos de interrupción de la generación

eléctrica se dispondrá de equipos auxiliares que consuman gas natural o propano.

Fig. 7. Central termosolar con almacenamiento.

3.2 Modos de arranque

- En frío: Sin presión de generador de vapor ni temperatura de agua de alimentación. Normalmente más de 72 horas de

parada.

- En templado: Continuando un paro inferior a 15 horas donde la temperatura del metal de la turbina está

aproximadamente a un 80% de la temperatura de plena carga.

- Reencendido en caliente: La planta ha sido desactivada y la temperatura del metal de la turbina es la misma que la

temperatura a plena carga.

- Apagado controlado: La planta ha sido de forma inesperada desactivada desde un dispositivo de bloqueo.


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3.3 Modos de funcionamiento

- Circulación de HTF en caso de parada: Se trabaja en este modo cuando ocurre una caída de planta, especialmente

durante la noche, cuando no existe ni radiación ni almacenamiento de energía en el tanque caliente. En este estado las calderas

de HTF y el almacenamiento térmico no trabajan.

En este caso, una de las bombas del sistema anti-heladas bombea desde el tanque de expansión a través de la caldera

de HTF (sin aporte de gas natural) al campo solar, sin pasar por el tren de generación de vapor ni por los intercambiadores de

HTF/ sales. Para prevenir un enfriamiento excesivo del aceite térmico en algún punto del campo solar, cuando la temperatura

del HTF está por debajo de 80ºC y debería darse antes en los tubos absorbedores que no están aislados, una de las bombas del

sistema anti-heladas hará circular durante un intervalo 2-3 minutos el HTF por el campo solar, para reemplazar el HTF alojado en

los colectores. La turbina de vapor se parará, la mantendrá sellada con vapor y en modo virador, para que sea posible arrancarla

en el menor espacio de tiempo.

- Parada de planta por mantenimiento: Este modo está pensado para mantenimientos periódicos. En este estado la

turbina de vapor se halla parada y sin actividad alguna. El sistema de generación de vapor se aislará del sistema de HTF.

En este caso, una de las bombas del sistema anti-heladas bombea desde el tanque de expansión a través de las

calderas de HTF para ser calentado (con aporte de gas natural) hacia el campo solar, y sin pasar por los trenes de generación de

vapor. Este calor además será transferido al sistema de almacenamiento a través de los intercambiadores de HTF/ sales. Una de

las bombas del tanque de sales frío estará en operación para recibir este aporte de calor, y recircular las sales al tanque frío sin

pasar por el caliente. Para prevenir el congelamiento de las sales se vigilará que la temperatura en los intercambiadores de HTF/

sales no baje de 260ºC.

- Arranque de turbina: Se da durante los arranques de la turbina de vapor. Existen muchas maneras de arrancar la

turbina y es necesario averiguar la óptima en cada caso. Se estima que el camino más común será que el HTF absorba la

radiación solar y no pase por el generador de vapor hasta alcanzar cierta temperatura. Si la radiación solar aporta más energía

de la necesaria para cumplir con la rampa de calentamiento, parte de esa energía se destinará al almacenamiento térmico.

- Generación eléctrica a partir del campo solar: Se da este modo cuando la radiación solar está por debajo del 50% de

la capacidad de diseño del campo solar, fundamentalmente por las mañanas, justo después del arranque de la turbina, cuando

el tanque caliente de sales no está lleno, o en algún transitorio de nubosidad ocasional. En este estado ni el sistema de caldeo de

HTF ni el de almacenamiento térmico funcionan en este modo.

En este caso, el HTF será impulsado por una bomba principal a través del campo solar, del sistema de generación a

través del campo solar, y del sistema de generación de vapor para volver al tanque de expansión. Cuando la radiación solar del

campo esté al 50% la turbina de vapor estará funcionando a plena carga nominal (50MWe). Una de las bombas principales de

HTF regulará el caudal entre el mínimo técnico y el nominal, de tal manera que cuando el flujo mínimo alcance la temperatura

de 393ºC se irá aumentando el caudal, siempre procurando que la temperatura de salida del campo solar sea de 393ºC hasta

alcanzar el flujo nominal.

- Generación eléctrica y almacenamiento térmico a partir del campo solar: Se da este modo cuando la radiación solar

está entre el 51% y el 100% de la capacidad de diseño del campo solar. Cuando la radiación está al 100% la mitad del caudal se

envía al sistema de generación de vapor, y la otra mitad al sistema de almacenamiento. Este modo requiere que el tanque de

sales calientes no esté lleno. En este estado no opera el sistema de caldeo de HTF.

En este caso, dos bombas envían el HTF desde el tanque de expansión al campo solar por el tren de generación de

vapor, y los intercambiadores de HTF/ sales en paralelo para retornar al tanque de expansión. El camino de las sales será del

tanque frío al tanque caliente a través de los intercambiadores de HTF/ sales. Cuando la radiación solar supera el 50% la segunda

bomba comienza a trabajar dividiendo el caudal entre ambas, y se abren las válvulas de entrada a los intercambiadores de HTF/

sales. Al mismo tiempo una de las bombas del tanque frío comienza a trabajar, controlando que las sales alcancen la

temperatura de 386ºC. El caudal de HTF aumentará con la radiación, manteniendo la temperatura de salida de campo solar en

393ºC, y el caudal de sales aumentará (hasta tres bombas trabajando en simultáneo) controlando que la temperatura de

entrada al tanque caliente llegue a 386ºC. Si con las dos bombas de HTF al 100% la temperatura de HTF supera los 393ºC hay


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que desenfocar algunos espejos. Cuando se vacíe el tanque frío la última bomba en operación parará, y las válvulas de los

intercambiadores se cerrarán.

- Generación combinada del campo solar y sistema de almacenamiento: Se da este modo cuando la radiación solar no

es capaz de aportar la energía necesaria para generar 50 MWe en la turbina de vapor, y hay suficiente almacenamiento térmico

en le tanque caliente. En este estado no opera el sistema de caldeo de HTF.

En este caso, se bombea el HTF desde el tanque de expansión en paralelo al campo y a los intercambiadores de HTF/

sales, hacia el sistema de generación del vapor y vuelta al tanque de expansión. El camino de las sales será del tanque caliente al

frío a través de los intercambiadores de HTF/ sales. Cuando el campo solar no es capaz de aportar los 130 MWt necesarios para

producir los 50 MWe de la turbina a plena carga, la diferencia se toma del sistema de almacenamiento cuyo mínimo técnico es

de 20 MWt. Por lo que tanto, este sistema no se aplica si el campo solar aporta más de 110 MWt. La pérdida de condiciones de

vapor al generar desde el sistema de sales, se compensará con un aumento del caudal para mantener la turbina en su máximo

nominal. Hay una bomba de HTF en operación, y de una a tres del tanque de sales calientes dependiendo de la radiación solar.

- Generación eléctrica a partir del almacenamiento térmico: Se trabaja en este modo principalmente después de la

puesta de sol o en transitorios nubosos durante el día, también cuando el tanque de sales calientes está lleno. En cualquiera de

los casos tiene que haber suficiente energía en el tanque caliente. En este estado no opera el sistema de caldeo de HTF.

En este caso, se bombea HTF desde el tanque de expansión a los intercambiadores HTF/ sales, y del sistema de

generación de vapor para retornar al tanque de expansión. El camino de las sales será del tanque caliente al tanque frío,

pasando por los intercambiadores de HTF/ sales. En este modo de producción eléctrica estimada por la turbina de vapor es

menos de 45 MWe. La temperatura del HTF del tanque de expansión no debe ser menor de 260ºC para evitar que congelen las

sales. Al comienzo de la operación una de las bombas recirculará HTF frío a los intercambiadores de HTF/ sales sin pasar por el

tren de generación de vapor. Se comienza a bombear sales del tanque caliente al frío, y hasta que el HTF no alcanza los 379ºC no

se envía al tren de generación de vapor.

- Almacenamiento de energía sin generación: Se considera este modo porque se puede dar la situación de que

almacenar energía en bajas cantidades puede ser más rentable que producirla a baja carga y baja eficiencia, hasta completar el

almacenamiento para producirla a plena carga y eficiencia desde el almacenamiento. Se considera que si este caso se da antes

de las 10 de la mañana la radiación solar se emplea en el arranque, y si aparece después de las 10 de la mañana la radiación

solar se usará para almacenar energía en el tanque caliente, hasta alcanzar el volumen de dos horas de operación a plena carga.

En este estado no opera el sistema de caldeo de HTF.

En este caso, se bombea HTF desde el tanque de expansión a través del campo solar a los intercambiadores HTF/ sales,

y del tanque de expansión sin pasar por el tren de generación de vapor. El camino de las sales será del tanque frío al tanque

caliente pasando por los intercambiadores de HTF/ sales. Para el almacenamiento térmico se debe enviar HTF a 393ºC. El caudal

de sales se irá incrementando de manera gradual para llenar el tanque caliente a 386ºC. El caudal de regulación de ambos

sistemas dependerá de la coincidencia de temperaturas, y parámetros que nos permita la energía de la radiación solar captada.

La turbina arrancada se sellará con vapor, y se mantendrá en virador para arrancar en el menor tiempo posible.

- Generación eléctrica a partir del sistema de almacenamiento y con apoyo de gas para calentar el HTF: Se contempla

este modo para optimizar el uso de la caldera de gas natural (regulado por la ley), para tener la turbina en funcionamiento

durante periodos de tiempo más largos y producir más energía. También se puede usar para prevenir paradas de turbina por

transitorios nubosos. Aproximadamente el 75% del caudal del HTF se recibe del sistema de almacenamiento, y el 25% restante

de las calderas de HTF, de esta manera se puede prolongar la producción de vapor desde el almacenamiento (<45MW) durante

10 horas en vez de 7,5 horas.

- Almacenar energía sólo con el HTF calentado por el gas: La intención de este modo es optimizar el consumo de gas

natural (regulado por la ley), especialmente durante las noches.

En este caso, una bomba del sistema anti-heladas bombea el HTF desde el tanque de expansión a través de las calderas

de gas natural (quemando gas) a los intercambiadores de HTF/ sales, sin pasar por el campo solar ni los generadores de vapor,

retornando al tanque de expansión. Con las calderas funcionando al máximo se pueden transferir 30 MWt a más del mínimo


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térmico del sistema de almacenamiento (20MWt). Para este modo la situación óptima sería mantener la turbina sellada y en

virador, pero no podría darse.

- Generación eléctrica a partir del HTF calentado por el gas: Este modo de operación se considera para ser usado en el

futuro. Las calderas de HTF pueden llegar a producir el mínimo técnico de la turbina, evitando las paradas de la turbina durante

transitorios nubosos a noches cortas.

En este caso, una bomba del sistema anti-heladas bombea el HTF a través de las calderas de gas natural (aportando gas)

a los generadores de vapor sin pasar por el campo solar, y retornando al tanque de expansión.


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Nociones sobre mantenimiento_ _________________ _________________ Trabajo final

4. Nociones sobre mantenimiento

El mantenimiento es el conjunto de técnicas destinadas a conservar equipos e instalaciones industriales en servicio

durante el mayor tiempo posible, buscando la más alta disponibilidad y el máximo rendimiento.

4.1 Objetivos del mantenimiento

- Disponibilidad: Es la proporción de tiempo que dicha instalación ha estado en disposición de producir, con

independencia de que finalmente lo haya hecho o no por razones ajenas a su estado técnico. Los valores aceptables de

disponibilidad están en torno al 92% según cálculos de acuerdo al IEEE 762/2006, pero suele estar por encima del 95%. Los

principales factores que influyen son: horas totales de producción, horas de indisponibilidad total debidas a intervenciones de

mantenimiento, y horas de indisponibilidad parcial debidas a producciones inferiores a las estimadas por anomalías parciales en

algunos sistemas.

- Fiabilidad: Es la capacidad de una planta para cumplir su plan de producción previsto, siendo en centrales

termosolares las horas de producción planificadas y comunicadas al operador de la red eléctrica, acarreando en consecuencia

penalizaciones económicas en caso de incumplimiento. El valor habitual suele ser superior al 98%. Los factores que influyen son:

horas anuales de producción, horas anuales de parada o reducción de carga debidas exclusivamente a mantenimiento correctivo

no programado (inferior a 48 horas), vida útil de la planta (entre 20 ó 30 años), y cumplimiento del presupuesto.

4.2 Tipos de mantenimiento

- Mantenimiento conductivo: Es realizado por los usuarios del mismo, consistiendo en la realización de tareas

elementales como: tomas de datos, inspecciones visuales, limpieza, lubricación, o reapriete de tornillos. Para ello no es

necesario una gran formación, sino tan sólo un entrenamiento breve.

- Mantenimiento correctivo: Son el conjunto de tareas destinadas a corregir los defectos que se van presentando en los

distintos equipos, y que son normalmente comunicados al departamento de mantenimiento por los usuarios de los mismos.

Está basada en reparaciones de averías imprevistas, además de realizar actividades como inspecciones visuales,

lubricación, y tareas de mantenimiento legal. Se aplica a equipos y sistemas con el más bajo nivel de criticidad respecto a plantas

que toda su producción no está vendida. Son plantas con equipos cuyo coste no es muy elevado, resultando más rentable

esperar el fallo que tratar de anticiparse a él. Su ventaja es que no es necesario prever nada, ni elaborar un plan de

mantenimiento. Sus inconvenientes son que el número de averías es mucho mayor, la disponibilidad siempre será baja (inferior

al 60%), la fiabilidad de la instalación es nula, y el coste del mantenimiento es incierto. Por todo ello no es admisible basar está

técnica en su totalidad en una central termosolar.

- Mantenimiento condicional: Persiguen conocer e informar permanentemente del estado y operatividad de las

instalaciones mediante el conocimiento de valores de determinadas variables representativas, tales como estado y operatividad.

Además del mantenimiento rutinario con inspecciones visuales, lubricación, lecturas de parámetros, mantenimiento

legal, y reparación de averías imprevistas, se realiza una serie de pruebas o ensayos, que condicionarán una actuación posterior,

relacionando estas variables físicas o químicas con el desgaste del equipo. Es válida en plantas de fiabilidad muy elevada, con un

número limitado de equipos, y que tengan una carga de trabajo inferior al 50%, y que estén paradas una buena parte de las

horas del año. Sus ventajas son que el presupuesto es inferior a la estrategia sistemática, la disponibilidad de la planta es más

elevada (fácilmente llega al 80%), y es posible programar intervenciones en el momento más adecuado dentro de unos

márgenes. Sus inconvenientes son que requiere personal de mantenimiento con conocimientos elevados en técnicas

predictivas, con determinados medios técnicos que pueden tener un cierto coste, siendo difícil que la disponibilidad sea superior

al 80%, y el número de intervenciones puede ser elevado. Está técnica tiene buenos resultados en parques eólicos.

- Mantenimiento sistemático: Tienen por misión mantener un nivel de servicio determinado en los equipos, con

revisiones en los puntos más vulnerables en el momento más oportuno.

Además del mantenimiento rutinario con inspecciones visuales, lubricación, lecturas de parámetros, mantenimiento

legal, reparación de averías imprevistas, se basa en la realización de un amplio conjunto de tareas distribuidas en el transcurso

del año, además de realizarse sin importar cuál es la condición del equipo. Sus ventajas son su alta disponibilidad (superior al


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85%), y la fiabilidad de la planta puede considerarse media-alta. Sus inconvenientes son que no agrupa las tareas de

mantenimiento en una época del año, por lo que supone una disminución de la disponibilidad global anual, además de tener un

presupuesto alto. Está técnica tiene buenos resultados en plantas de cogeneración.

- Mantenimiento de alta disponibilidad: Su objetivo es revisar los equipos a intervalos programados, bien antes de que

aparezca ningún fallo, bien cuando la fiabilidad del equipo ha disminuido apreciablemente. Además tienen el objetivo de dejar al

equipo a cero horas de funcionamiento, sustituyendo o reacondicionando todos los elementos sometidos a desgaste.

Es el más exhaustivo y exigente, pues requiere que estén disponibles para producir un altísimo número de horas,

teniendo toda su producción vendida. Además tendrán un mantenimiento rutinario, mantenimiento sistemático de sistemas

auxiliares, mantenimiento legal, mantenimiento predictivo que deben estar basadas en paradas programadas que supondrán

una revisión general completa con una frecuencia generalmente anual o superior, y reparación de averías. Su objetivo máximo

es de cero averías. Algunas de las plantas que implantan este tipo de estrategia son las equipadas con motores térmicos, los

hornos de elevada temperatura, y los depósitos o tanques de reacción no duplicados. Las centrales eléctricas normalmente

trabajan con objetivos de disponibilidad muy elevados, superiores en muchos casos al 92%.

- Mantenimiento de alta fiabilidad: Además de una alta disponibilidad, la mayoría de las centrales eléctricas requieren

una alta fiabilidad (mayores al 98%), y no deben parar de forma programada más de un 2% de las horas del año (150 horas o 6

días). Esta estrategia se basa en la puesta a cero periódica, mantenimiento predictivo, mantenimiento sistemático de sistemas

auxiliares, mantenimiento rutinario diario, mantenimiento legal, estudio de equipo durante el proyecto para la elección

correcta, supervisión exhaustiva de la construcción, supervisión exhaustiva de la puesta en marcha, análisis exhaustivo de

averías cuando se producen, estudio de averías potenciales, introducción continúa de mejoras, procedimientos de operación,

procedimientos de mantenimiento, acciones formativas constantes, y establecimiento de medidas provisionales en caso de fallo.

El mantenimiento más adecuado para una planta termosolar es la estrategia de alta fiabilidad, pues está centralizado

en una época muy definida del año coincidiendo con la de menor radiación, y las demás tareas que se realizan a lo largo del año

no suponen la parada de la planta ni interferencia con la producción eléctrica, siendo baja la posibilidad de averías. Es un

mantenimiento de alto coste pero económicamente rentable, pues hay que tener en cuenta tanto la pérdida de producción que

se produce como el coste de penalización.

4.3 Ejecución del mantenimiento

- Por el propietario en su totalidad: Sus ventajas principales son el ahorro económico, y la adquisición del

conocimiento de la planta. Sus inconvenientes son que el coste es variable, depende de personas y no de empresas, no es

posible eliminar las contratas por la complejidad y especialidad requeridas en algunos equipos, se puede exigir resultados de

manera más sencilla a una empresa que al personal propio, el suministro de piezas de repuesto está menos garantizado, y el

promotor puede verse afectado por tensiones laborales.

- Por el propietario con el apoyo de fabricantes: Es una opción intermedia, siendo más cara, teniendo casi todos los

inconvenientes y alguna ventaja menos que la anterior expuesta.

- Por la ingeniería encargada del proyecto: Siempre garantiza que la rentabilidad va a ser conseguida. Sus ventajas son

que el coste es conocido por lo que el riesgo cae sobre el contratista, el promotor no depende de personas concretas ni tiene un

solo contrato y un solo interlocutor, los resultados están garantizados por contrato siendo posible aplicar penalizaciones y

bonificaciones que hagan que el contratista comparta los mismos riesgos que el promotor, el suministro de piezas de repuesto

corre a cargo del contratista, las tensiones laborales corresponden al contratista, además no puede eludir su responsabilidad en

caso de avería o de problema en la instalación.

- Por la empresa especializada: El inconveniente mayor es que no tienen el mismo conocimiento de la instalación que la

ingeniería que desarrolló el proyecto, originando roces con ésta para dirimir responsabilidades, especialmente en el período de

garantía.


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Recursos humanos__ _________________ _________________ Trabajo final

5. Recursos humanos

5.1 Organigrama habitual

Fig . 8. Organigrama de mantenimiento central termosolar CCP 50 MW sin almacenamiento.

En el caso de tener almacenamiento, sólo habría que sumar un especialista en el campo solar, más un mecánico.

5.2 Puestos indirectos

Son todos aquellos que no están relacionados directamente con la ejecución del trabajo, sino con tareas de apoyo,

planificación, control o preparación de tareas que debe realizar el personal directo. La definición de puestos indirectos es una

decisión subjetiva que se toma de acuerdo con criterios y experiencia del director de planta, y con opinión del jefe de

mantenimiento, además de tomar en cuenta el presupuesto del departamento. La descripción de cada uno de estos puestos es:

- Jefe de mantenimiento: Es la persona responsable del área de mantenimiento, siendo sus funciones la de

asegurar que se cumplen los objetivos estratégicos de la empresa en dicha área, elaborar el presupuesto de

mantenimiento, definir las políticas generales del departamento de acuerdo a los objetivos de la empresa, ser

responsable tanto del presupuesto del mantenimiento como del estado técnico de los activos, se encarga de asignar

los recursos necesarios para la realización de cada tarea, resuelve los problemas que surgen en la realización de

trabajos por lo que no es conveniente que sea un gestor puro, comprueba que el mantenimiento programado se

cumpla, se ocupa de la reparación urgente de averías, y se implica personalmente en las emergencias que se puedan

presentar en la planta.

- Responsable de oficina técnica de mantenimiento: Su función no es organizativa, sino de apoyo al jefe de

mantenimiento. Sus funciones son la de elaborar el plan de mantenimiento de la central, de responsabilizarse de su

implantación, planificar el mantenimiento programado, implantar un programa de gestión GMAO cuando se estime por

dirección, alimentar de datos el programa de gestión extrayendo información valiosa para tomar decisiones, elaborar

informes periódicos de mantenimiento para analizarlos, analizar las averías que ocurran y que afecten de forma notable

a los resultados para que puedan adaptarse medidas preventivas, y estudiar nuevos medios técnicos y herramientas

que pudieran ser de utilidad para la mejora de resultados.

- Responsable de almacén: Es el encargado de que el almacén de repuestos se encuentre limpio y ordenado,

con un sistema que permita localizar fácilmente lo que se necesita. Debe comunicar al jefe de mantenimiento si un

repuesto se ha agotado o rebasado el nivel de almacenaje mínimo, además debe asegurar que el material se almacene

en condiciones adecuadas. Es responsable de realizar los inventarios de los repuestos, de asegurar que los movimientos

de almacén se hacen de manera controlada, y exigiendo a los técnicos que cuiden de las herramientas, e identificar las

necesidades de los técnicos.

Jefe de Mantenimiento

Almacenero Responsable Oficina Técnica

Limpieza

industrial Limpieza de

espejos

3 Especialistas Campo

Solar Responsable

Mecánico

Responsable

Eléctrico Ingeniero Control

2 Mecánicos

2 Ayudantes

Electricista AT

Instrumentista


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Recursos humanos__ _________________ _________________ Trabajo final

5.3 Puestos directos

Son los relacionados con la actividad de mantener los activos. La descripción de cada uno de estos puestos es:

- Responsable mecánico: Actúa como un jefe del equipo de mecánicos a la vez como mano de obra directa. Sus

responsabilidades están relacionadas con la organización de su equipo de mecánicos ajustadores, con la reparación de

las averías más complejas, y la realización de los trabajos programados de mayor envergadura o complejidad técnica.

En algunas centrales no existe este puesto que depende directamente del jefe de mantenimiento.

- Responsable eléctrico: Actúa como técnico directo para los trabajos de cierta envergadura técnica, y como

coordinador de los trabajos eléctricos.

- Técnicos del campo solar: Este sistema requiere una importante carga de trabajo para el personal de

mantenimiento, el cual debe ser polivalente, capaz de abordar sin problemas cualquier trabajo de carácter preventivo

ya sea electromecánico o de instrumentación hasta un nivel de dificultad medio. Las tareas que realizan son de

mantenimiento preventivo programado electromecánico del campo solar, además de mantenimiento correctivo de

nivel básico y medio del campo solar. Hay determinadas tareas que no es conveniente que realicen, tales como

calibración y verificación de instrumentación, calibración y verificación de válvulas de control, tareas de mantenimiento

legal, y reparaciones de cierta envergadura.

- Mecánicos ajustadores: Son el grupo de especialistas más numeroso en el departamento de mantenimiento

de una central termosolar, siendo a la vez los más complicados de encontrar. Su función es el desmontaje, reparación,

sustitución, montaje y ajuste de los elementos mecánicos de un equipo o instalación.

- Ayudantes: Hay determinados trabajos de carácter mecánico, que pueden ser llevados a cabo sin problemas

por personal que ha recibido un entrenamiento básico o una formación no demasiado exigente. Trabajos como limpieza

de piezas, la preparación de repuesto o herramienta, y el engrase o la ayuda puntual a otro profesional no requieren de

grandes habilidades.

- Electricistas de alta y baja tensión: Se ocupan de la parte eléctrica de los equipos e instalaciones. Trabajan en

un rango de tensiones comprendido entre los 24 V y los 220 kV. Por debajo de 24 V se encargan los electrónicos e

instrumentistas. Sus responsabilidades son la conexión y desconexión de elementos, equipos, reparaciones de

iluminación, comprobaciones y reparaciones en cuadros eléctricos, verificaciones de equipos, revisiones de

subestaciones eléctricas: transformadores, seccionadores, mecanismos de protección, embarrados, además de

conexión y desconexión de equipos conectados a líneas de media tensión.

Es un trabajo con riesgo eléctrico, por lo que los trabajadores deben ser designados como trabajadores

autorizados o cualificados para trabajos con riesgo eléctrico, de acuerdo con su nivel de formación, su experiencia

profesional, y la formación específica recibida en planta.

- Electrónicos e instrumentistas: Son los encargados de la parte electrónica de los equipos, estando

relacionada con los PLC´s, tarjetas de control, cuadros de mando, sensores de los diversos equipos y los actuadores

conectados a los PLC´s. Su misión es la calibración, ajuste y reparación de los citados instrumentos de medida, de los

actuadores y de los lazos de control que los gobiernan.

- Ingeniero de control: Es un perfil absolutamente necesario debido a la poca madurez de la tecnología, y entra

en el sistema de control y efectúa modificaciones. Es conveniente que esté a disposición de la plantilla de operación y

mantenimiento, además de estar involucrado en el día a día de la planta.

5.4 Política de externalización

Algunos trabajos preventivos se realizan con la ayuda de contratas externas, debido a requieren conocimientos muy

especializados, medios técnicos de los que no dispone la central, ayudando a absorber puntas de trabajo. Los trabajos que

suelen realizar y que son de bajo valor añadido son: mantenimiento preventivo rutinario del campo solar, limpieza técnica,

tareas de mantenimiento preventivo que requieren equipos de última generación además de técnicos con altos conocimientos,

en las paradas anuales, mantenimiento legal, y tareas de obra civil.


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Elaboración del plan de mantenimiento____________ _________________ Trabajo final

6. Elaboración del plan de mantenimiento

La fiabilidad y la disponibilidad de una central dependen de su diseño y de la calidad del montaje, además del

mantenimiento que se realice. Lo que se haga en el mantenimiento no tienen su consecuencia de manera inmediata. La ocasión

perfecta para diseñar un buen mantenimiento programado es durante la construcción de ésta. Es muy normal prestar mucha

importancia a los equipos principales, y no preocuparse de los equipos auxiliares siendo un error grave. Un mantenimiento

basado en la reparación urgente de averías supone una degradación acelerada de la planta, que obligará a habilitar

presupuestos adicionales a partir del quinto año.

Es absolutamente necesario realizar un detallado análisis de fallos de todos los sistemas que componen la planta. Sólo

en los equipos más costosos suele haber este pormenorizado análisis realizado por el fabricante, por eso debe seguirse dichas

instrucciones. Otras veces cuando no se dispone de recursos necesarios para realizar este estudio de forma previa, es

conveniente realizarlo implantando un plan de mantenimiento sencillo basado en las instrucciones de los fabricantes o en

protocolos de mantenimiento de equipos, y analizar los fallos potenciales de la instalación que busque eliminarlos.

La pérdida de producción por un mal mantenimiento puede suponer al menos una pérdida del 10% de la producción

anual atribuible a la reparación de averías evitables. Para una central termosolar sin almacenamiento térmico supone una

disminución de ingresos entorno a 3,5 millones de euros, casi tanto como el presupuesto anual de mantenimiento.

6.1 Errores habituales

- Exceso en las recomendaciones de fabricantes: El fabricante sobre todo centra su interés en el que el equipo no falle

en el tiempo en que está en garantía, y el sistema en su conjunto necesita de la realización de una serie de tareas y pruebas que

no están incluidas en ninguno de los equipos por separado. Es mucho más útil elaborar el plan basándose en el análisis de los

sistemas y sus fallos potenciales.

- Orientación del plan al mantenimiento a equipos: Suele ser una carga de trabajo burocrática inmensa, además de un

plan incompleto. La solución más interesante consiste en no referir el plan de mantenimiento a cada uno de los elementos que

compone la planta, sino dividir la planta en áreas o sistemas.

- Apartar al personal de operación del mantenimiento diario: Ayuda por un lado a disminuir la carga de trabajo del

personal de mantenimiento, cargando sólo ligeramente al personal de operación, además de ayudar a hacer menos monótono

el puesto del operador.

- Excesiva confianza en el programa informático de mantenimiento (GMAO): Este no mantiene la instalación, sólo es

una herramienta, y cuando está mal implantada genera una gran cantidad de trabajo burocrático que no aporta ningún valor.

- Registro informático de inspecciones diarias y semanales: Este registro no aporta ningún valor a la información,

suponiendo un trabajo burocrático inmenso. Es mucho más práctico mantener estas gamas al margen del sistema informático,

en soporte de papel, en que caso de implantar un sistema informático.

- Apartar al personal de mantenimiento de la elaboración del plan: Aunque no sea necesario, realizarlo a sus espaldas

puede acarrear un rechazo al plan por parte de los técnicos de mantenimiento. Esto se traducirá en falta de rigor, demora en la

realización de las tareas, y finalmente el abandono del plan preventivo.

- Falta de mentalización preventiva: Cambiar esta tendencia y esa mentalidad no es nada fácil, y en muchas ocasiones

puede ser necesaria la sustitución de ese personal sin orientación preventiva por otro más abierto. Es un problema más

frecuente y grave de lo que pudiera parecer.

6.2 Información relativa de las tareas

- Frecuencia: Sigue unas periodicidades fijas o determinadas a partir de las horas de funcionamiento. Las frecuencias

más habituales son: diaria, semanal, mensual, trimestral, anual distribuida (pueden realizarse en cualquier momento del año),

anual en parada (deben ser realizadas exclusivamente coincidiendo con la parada anual), bianual, parada programada, trianual,

cuatrienal, quinquenal, octoanual, decenal, y duodecenal. Son posibles más frecuencias pero suelen ser suficientes. Al aumentar

el número de especialidades supone aumentar las gamas de mantenimiento, por lo que en caso de modificar es conveniente

eliminar frecuencias, nunca aumentarlas.


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La distinción de las tareas anuales a realizar en parada pueden ser realizadas por empresas externas, mientras las

anuales distribuidas pueden ser realizadas por el personal habitual. En una planta termosolar la mayor parte de tareas rutinarias

son del tipo condicional, mientras las paradas anuales y paradas mayores son tareas sistemáticas. La periodicidad bianual se

reserva casi exclusivamente para la calibración de instrumentación y para la verificación de lazos de control. Las trianuales,

cuatrienal, y consecuentes se reservan para la realización de tareas de mantenimiento legal.

Un problema habitual al fijar la frecuencia es que algunas de ellas pueden estar referidas a horas de funcionamiento,

por lo que para solucionar dicho problema habrá que crear dos planes de mantenimiento separados, o estimar frecuencias fijas

calculando el tiempo que debe trascurrir para que alcancen las horas de inspección.

- Especialidad: Existen de operación, campo solar, mecánica, electricidad, instrumentación, predictivo, mantenimiento

legal, limpieza técnica, y obra civil.

- Duración: Es una información complementaria del plan de mantenimiento, que siempre se realiza de forma

aproximada asumiendo un error.

- Permiso de trabajo: Las tareas de corte y soldadura, las que requieren la entrada en espacios confinados, las que

suponen un riesgo eléctrico, y otras más requieren normalmente de un permiso de trabajo especial. Resulta útil que esté

contenida esta información.

- Determinación si la máquina está parada o en marcha.

6.3 Estructuración de equipos

En cada sistema hay que estudiar los equipos que lo componen, para elaborar la lista de equipos que forman parte de

cada uno de estos conjuntos. Habrá equipos que resulta más interesante y económico desarrollar una estrategia correctiva,

como pueden ser las válvulas manuales, la instrumentación visual, o en una gran parte la tubería sin presión.

La estructuración de los equipos en sistemas, subsistemas, equipos y componentes se denomina estructura jerárquica

de la planta o árbol jerárquico de equipos. Para esta operación es necesario analizar en detalle los diagramas de proceso e

instrumentación.

Los criterios de clasificación recomendados son las siguientes:

- Las electro-bombas (motor eléctrico más bomba) se tratan como un solo equipo. En cambio la turbo-bomba

(turbina más bomba) se prefiere considerar dos equipos diferentes. En caso de los electro-ventiladores (ventilador,

reductor, sistema de transmisión, y motor) se consideran como un solo equipo.

- La red de aire comprimido (tuberías, instrumentación visual, y válvulas manuales asociadas) se considera un

equipo, a las redes de agua líquida, las redes de tubería de fluido térmico o de vapor también se consideran un solo

equipo, aunque hay que diferenciarlo por la presión nominal para favorecer el estudio del mantenimiento legal.

- El campo solar se considera como sistemas los diferentes sectores en que se puede dividir normalmente el

campo solar, debido a que es demasiado grande para considerarlo un sistema único. Un lazo es pues un subsistema, no

un equipo.

- La estructura del lazo se puede dividir en el conjunto de tubos absorbentes y juntas rotativas, conjuntos de

espejo y el conjunto del sistema de orientación.

6.4 Definición de gamas

La agrupación de tareas en gamas tiene unos criterios habituales: que permanezcan al mismo sistema, que se ejecuten

por el mismo especialista, y que se ejecuten con la misma periodicidad. Por tanto, Las diferentes gamas son pues una

agrupación de tareas con los tres criterios simultáneamente. Una central termosolar de 50 MW está compuesto por más de

3000 tareas individuales, 307 gamas, y puede requerir hasta 14000 horas de carga de trabajo preventiva.


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Del conjunto de gamas que conforman el plan de mantenimiento podemos decir que:

- La carga de trabajo total preventiva, con personal de mantenimiento con buen rendimiento es de 14000

horas, es decir, el 75% del tiempo se está realizando trabajos directos, y el 25% trabajos improductivos (movimiento

interno, esperas, preparaciones, descansos no reglamentarias, etc).

- El tiempo del personal de operación dedicado a labores de inspecciones supone 5700 horas.

- La carga de trabajo que asume el personal de mantenimiento es de 8200 horas, más el correctivo que surja.

- Parte de esa carga preventiva la realiza personal externo a través de contratas, por lo que la carga real de

trabajo de mantenimiento ronda las 6000 horas.


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Mantenimiento de alta fiabilidad_________________ _________________ Trabajo final

7. Mantenimiento de alta fiabilidad

Es un mantenimiento centrado en la fiabilidad o RCM (Realibility centred maintenance), que tiene como objetivo

fundamental aumentar la fiabilidad de la planta, disminuyendo el tiempo de parada por averías imprevistas. Los objetivos

secundarios son aumentar la disponibilidad, la proporción del tiempo que la planta no produce, y disminuir los costes de

mantenimiento. El análisis de los fallos potenciales aporta una serie de resultados como son mejora de la comprensión del

funcionamiento de los equipos, analiza todas las posibilidades de fallo de un sistema desarrollando mecanismos para evitarlos,

determina una serie de tareas de mantenimiento que evitan o reducen averías, mejoras y modificaciones en la instalación,

medidas que reducen los efectos de los fallos en caso de que no puedan evitarse, repuesto necesario en almacén como medida

paliativa de las consecuencias de los fallos, procedimientos operativos tanto de operación como de mantenimiento, y planes de

formación.

Uno de los aportes más interesantes del RCM es el mantenimiento sistemático que solo es necesario en determinados

equipos cuyos fallos sean críticos, incluso si una tarea de carácter condicional es suficientemente efectiva para evitar el fallo. Las

ventajas de este tipo de mantenimiento son: la mejora de la seguridad en la prevención de los riesgos derivados del trabajo

complementando el análisis de riesgos de la planta, mejoras del impacto ambiental al prever formas de solucionarlos sentado

las bases para evitar los accidentes y fallos, aumento de fiabilidad de la instalación, aumento de fiabilidad de la instalación,

disminución de costes de mantenimiento, aumento en el conocimiento de la instalación, disminución de la dependencia de los

fabricantes. Por otro lado, los inconvenientes de este tipo de mantenimiento son: la técnica del análisis a realizar es profunda, y

el tiempo que se requiere para llevarlo a cabo es de unos 10 meses (3 ingenieros con dedicación exclusiva con alto coste).

Los fracasos en los proyectos de implantación son debidos a la dificultad del estudio, la realización por consultoría

externa que normalmente no conoce nada de los equipos e instalaciones, y la dedicación de los profesionales a trabajos más

urgentes. El equipo mínimo necesario para realizar un estudio RCM debe estar compuesto al menos por estos técnicos:

- Un responsable del proyecto: Se encargará de llevar a buen término el análisis y la implantación de éste,

pues de él depende el resultado el final.

- Un técnico de métodos RCM: Será la referencia metodológica del equipo, quien tomará las decisiones sobre

como analizar, como estructurar el análisis con rigor. Puede ser un técnico externo o una persona de la empresa con

fuerte formación en RCM.

- Dos profesionales de mantenimiento: Siendo uno de ellos un buen especialista en mecánica y otro en

electricidad/ instrumentación.

Dirigir el RCM a los equipos críticos pudiera ser correcta en determinadas plantas, pero es dudosamente viable en una

central eléctrica, porque no existen los equipos críticos, existen los fallos críticos. La clasificación de los fallos en críticos,

significativos, tolerables e insignificantes es lo que aporta información útil pata tomar decisiones, y no la clasificación de los

equipos. Debe dirigirse al análisis de la planta en su conjunto, identificando todos los posibles fallos funcionales, clasificarlos

según su criticidad, y adoptar medidas preventivas que lo eviten o minimicen, cuyo coste sea proporcional a su importancia y al

coste de su resolución. Son suficientes dos niveles para dedicarse en las primeras etapas del proceso para el que análisis de las

causas: el primero identifica los modos de fallo, mientras el segundo identifica las causas de los modos.

7.1 Fases de implantación

7.1.1 Definición de indicadores clave

Los parámetros que deben mejorar con la implantación deben ser: la producción energética anual, la

disponibilidad como cociente entre la energía realmente generada y la que debería haberse generado, la fiabilidad

entendida como la producción perdida por averías inesperadas, número de averías repetitivas, y consumo de repuesto.

Estos indicadores deben ser medidos antes del inicio de la implantación del RCM.

7.1.2 Listado y codificación de equipos

Es la fase más rápida y sencilla, pues la división se conoce desde los primeros pasos de la ingeniería, además

de estar implementada en la codificación de los equipos y sistemas. La planta se compone del campo solar que su vez


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se divide en otros sub-campos, sistema HTF, tren de generación de vapor, ciclo de agua-vapor, turbina de vapor,

generador, sistema eléctrico de alta tensión, sistema eléctrico de media tensión, sistema eléctrico de baja tensión,

sistema de suministro de agua a planta, planta de tratamiento de agua, planta de tratamiento de efluentes, sistema de

refrigeración principal, sistema de refrigeración de equipos, sistema de aire comprimido, sistema contra incendios, y

estación de gas.

Los subsistemas que pueden dividirse el campo solar son la tubería de circulación del HTF fría, tubería de

circulación del HTF caliente, y cada uno de los lazos que componen el campo solar. A su vez los subsistemas que

componen el sistema HTF son el sistema de bombeo principal, el sistema de bombas de recirculación, el conjunto de

tanques de expansión, el sistema de depuración (o sistema ullage), y la caldera auxiliar de combustible fósil.

7.1.3 Listado de funciones y sus especificaciones

Significa detallar todas las funciones que tiene el sistema que se está estudiando, cuantificando cuando sea

posible como se lleva a cabo esa función. Las funciones pueden ser primarias, que normalmente vienen reflejadas en la

hoja de características del sistema, y secundarias que en muchas ocasiones no impiden al sistema alcanzar sus

especificaciones pero hacen que éste lo haga de una manera inusual. No es habitual que para un sistema completo

se analicen funciones secundarias, siendo más habitual y correcto analizar estas funciones secundarias al estudiar los

subsistemas, y en el caso de que el sistema no pueda dividirse en subsistemas. Dichos análisis son de:

- Subsistemas: Pueden tener fallos primarios y secundarios. Será necesario listar también las funciones

principales de cada uno de los subsistemas. Además de estas funciones principales existe un segundo conjunto

de funciones denominadas funciones secundarias, que indican lo que se espera de cada activo que haga más

de allá de cubrir sus funciones principales. Éstas deben trabajar en condiciones de seguridad sin afectar a

personas y sin dañar otras instalaciones, deben presentar un aspecto visual correcto, deben cumplir con las

regulaciones medioambientales, deben proporcionar a los usuarios el nivel de confort establecido, deben ser

estanco de manera que los diversos fluidos estén confinados en los espacios previstos al

efecto, deben presentar una integridad estructural adecuada, no deben presentar síntomas de degradación

superiores a los que previamente establecido, y el rendimiento del sistema debe ajustarse a unos valores

establecidos, no debiendo ser superiores.

- Equipos que componen los sistemas y subsistemas: En general no es necesario descender a este

nivel de detalle, ya que la identificación de las funciones principales y secundarias es suficiente para identificar

todos los fallos característicos de la instalación.

Las especificaciones de un campo solar son que la temperatura de entrada de HTF en cada sub-campo esté

entre 230-292ºC y la de salida entre 393-395ºC, que el caudal de entrada esté entre 30-135 kg/s y la de salida entre 30-

135 Kg/s, que la presión de entrada esté entre 24-28 bar y la de salida esté entre 15-17 bar. Una vez identificadas las

especificaciones de un sistema se establecen las funciones como paso previo al análisis de sus posibles fallos,

teniendo en cuenta que los valores que pueden alcanzar las variables pueden estar dentro de que el valor esté dentro

de un rango, que el valor deba superar un valor mínimo, o que el valor deba superar un valor máximo. También existe la

posibilidad que existan dos variables.

7.1.4 Determinación de fallos principales y secundarios

Un fallo es la incapacidad de un elemento para cumplir algunas de sus funciones, mientras un fallo secundario

es aquel que, no impidiendo al sistema cumplir su función, supone un funcionamiento anormal de una parte de éste.

7.1.5 Determinación de modos de fallo

Puede presentar múltiples modos de fallo, y cada uno puede tener a su vez múltiples causas, y estas a su vez

otras causas, hasta llegar a lo que se denomina causa raíz. No obstante, la experiencia demuestra que hacer un estudio

tan exhaustivo termina por bloquearse, por ello es importante definir el grado de profundidad al cual se debe estudiar.

Es aconsejable estudiar modos de fallo y causas primarias de estos fallos, de forma que se profundice hasta en dos


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niveles, no siendo conveniente seguir profundizando. La experiencia demuestra que el 20% de las causas son

responsables del 80% de los problemas, por lo que lo más importante es identificar ese 20%. Las causas de los fallos

puede estar relacionado por:

- Diseño: Debido a la selección de materiales, selección de equipos, disposición de elementos,

refrigeración, lubricación, suministro de energía eléctrica, suministro de energía térmica, suministro de energía

mecánica, elementos de detección, elementos que evitan el fallo, y el diseño del sistema de control.

- Montaje: Debido al suministro de materiales con deficiencias, fallo de montaje en taller, y fallo de

montaje en planta.

- Calidad o estado de un componente: Debido a un fallo de un componente por suciedad, a un fallo

de un componente por corrosión, a un fallo de un componente por fatiga, a un fallo de un componente por

falta de sujeción.

- Operación: Debido a que la operación efectuada no sigue el procedimiento, que el procedimiento de

operación es incorrecto, y la inexistencia de procedimiento.

- Mantenimiento: Debido a una reparación, revisión o mantenimiento preventivo mal efectuado, y a

un plan de mantenimiento incorrecto.

- Condiciones externas anómalas: Tanto a equipos auxiliares, o condiciones ambientales anómalas.

- Condiciones anómalas de los suministros: Tales como el suministro de electricidad, fluidos de

lubricación, y fluidos de refrigeración fuera de especificaciones.

- Fallo como consecuencia de otro fallo.

Es conveniente analizar cada una de las causas indicadas anteriormente, descartando las que no tengan

ninguna relación con ese fallo, y considerando todas aquellas que puedan suponer que se produzca ese fallo funcional.

Para realizar bien el trabajo es conveniente ser sistemático y evaluar las 32 causas, además de su relación con el fallo

analizado. Es conveniente estudiar las causas de los fallos mediante el diagrama de Ishikawa (forma de espina de

pescado), al cual se le puede añadir causas y sub-causas con facilidad.

Para determinar los modos de fallo en cada sistema analizado puede utilizarse la propia experiencia y la

capacidad de razonamiento, pero hay una serie de fuentes de información que puede ser conveniente estudiar al

detalle siendo a través de:

- Histórico de averías: Es valioso a la hora de determinar los fallos potenciales de una instalación, a

través del estudio de los partes de trabajo, de averías, de facturas de repuesto, y de diarios de incidencias.

- Personal de mantenimiento: Dan su opinión sobre los incidentes más habituales y las formas de

evitarlos, además de implicarse en el plan RCM.

- Personal de operaciones: Ayudará a identificar los fallos que más interfieren con la operación de la

planta.

- Diagramas lógicos y diagramas funcionales: El estudio de la lógica implementada en el sistema de

control puede mostrar posibles problemas potenciales.

7.1.6. Consecuencias de los fallos

De esta forma se consigue el nivel de criticidad, donde hay aspectos que es necesario valorar, tales como:

- Evidencia del fallo: Se consideran fallos ocultos los que no tienen una consecuencia directa en la

producción, pero su importancia se debe a que cuando se hacen evidentes normalmente tienen consecuencias

graves, y hacen que aparezcan fallos múltiples cuyas consecuencias generalmente son mucho más graves que


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el fallo oculto en sí mismo. Hay que tener presente que cuanto más sofisticada sea la máquina más

posibilidades hay que presente fallos ocultos. Estudiando los fallos de acuerdo a los síntomas que presenta, se

pueden clasificar en dos categorías: fallos ocultos y fallos detectables.

- Consecuencias del fallo para la seguridad de las personas: Pueden tener una serie de consecuencias

para los trabajadores, tales como: muy graves cuando son daños personales de consideración para los

trabajadores de la central, graves cuando son daños personales leves a trabajadores, y leves cuando son sin

posibilidad de daños personales.

- Consecuencias del fallo para el medioambiente: Pueden tener una serie de consecuencias para el

medioambiente, y se clasifican como muy graves cuando son daños irreversibles en el medioambiente, daños

reparables con alto coste o violación de una normativa ambiental, graves cuando son daños medioambientales

reparables con coste asumible, y leves cuando son sin posibilidad de daños al medio ambiente.

- Consecuencias del fallo para la producción de energía: Las consecuencias que conllevan son muy

graves cuando hay una paralización de la producción durante más de 48 horas (con reducción de carga

superior al 25%), graves cuando son debidas a la imposibilidad de cumplir el programa de carga establecido

para las siguientes 48 horas, y leves cuando no afecta a la producción

- Consecuencias del fallo en los costes de reparación: Las consecuencias se pueden clasificar en muy

graves cuando la avería es de muy alto coste (más de 50000 euros), graves cuando la avería repetitiva incluso

cuando es inferior a 1000 euros o de coste elevado (entre 1000 a 50000 euros), y leves cuando la avería es de

bajo coste (inferior a 1000 euros).

- La probabilidad del fallo: Se puede clasificar en muy probables cuando se producen antes de 2 años

si no se adopta ningún tipo de medida para evitarlos, poco probables cuando se producen antes de 5 años si no

se adopta ningún tipo de medida preventiva, y altamente improbables son aquellos en los que incluso si no se

hace nada por evitarlos la probabilidad de que ocurran es evidentemente baja.

- Criticidad de los fallos: Es una combinación de factores de los anteriores expuestos, los cuales se

pueden clasificar en fallos insignificantes, fallos tolerables, fallos significativos, y fallos críticos.

Existen otros tipos de clasificación a través de una combinación de modos de fallos según si se valore:

- Por seguridad, impacto medioambiental, consecuencias en la producción y los costes de

reparación: Se clasifican en fallos leves, graves y muy graves.

- Por evidencia del fallo: Se clasifican en fallos ocultos y detectables:

- Por probabilidad de que ocurran: Se clasifican en fallos altamente probables, probables e

improbables.

- Por combinación de gravedad con probabilidad de que ocurra: Se clasifican en fallos tolerables,

significativos y críticos.

Serán insignificantes los que no necesiten ningún tipo de medida preventiva, aquellos modos de fallos

potenciales de consecuencias leves y probabilidad de que ocurra muy baja. Serán tolerables aquellos fallos de escasa

importancia o baja posibilidad de ocurrencia, que sencillamente pueden permitirse en la instalación. Serán significativos

aquellos fallos de consecuencias moderadas, para los que lógicamente habrá que adoptar una serie de medidas

también moderadas. Y por último existirán modos de fallos críticos para los que habrá que adoptar medidas de

cualquier tipo con el objeto de que no se produzcan. En el caso de que un modo de fallo se considera evidente, se

mantiene la calificación anterior, mientras si es oculto lo que debe de hacerse es elevar en un grado de calificación del

fallo, y adoptar al menos una medida preventiva que lo ponga de manifiesto.


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7.1.7 Determinación de medidas preventivas

7.1.7.1 Tipos de tareas de mantenimiento

- Inspecciones sensoriales: Se realizan con los sentidos, sin necesidad de instrumentos de medida o

medios técnicos adicionales. Consisten en inspecciones visuales y tienen la característica de ser de bajo coste,

la rapidez de realización, y la facilidad para entrenar a un técnico para llevarlas a cabo.

- Lectura y anotación de parámetros de funcionamiento: Con instrumentos que están instalados en

los equipos.

- Tareas de lubricación: Se trata de una tarea básica aunque más compleja que las anteriores, puede

realizarla con una formación relativamente baja y con una preparación muy elemental de trabajo. Son de bajo

coste excepto en algún caso concreto, pero siempre muy rentable.

- Análisis y mediciones de variables con instrumentos externos: Se mueven en el ámbito condicional

o predictivo. Se trata de una variante de la lectura y anotación de parámetros de funcionamiento. Se trata de

una categoría de mayor coste.

- Verificaciones: Pueden requerir de una intervención para ajustar los valores a unos preestablecidos.

- Sustitución condicional de piezas de desgaste: Se cambia solo si se da algún síntoma de encontrarse

en mal estado.

- Limpieza condicionales: Se trata de limpiezas que se realizan solo si tras una verificación sea

necesario.

- Limpiezas sistemáticas con periodicidad fija: Se realizan sin comprobar en qué estado se encuentra.

- Configuración: En equipos programables o que admitan diferentes modos de funcionamiento.

- Calibración de instrumentos de medida: No todos los equipos necesitan de una calibración

sistemática. En muchas ocasiones solo requieren una verificación, y una actuación posterior si se observa algún

síntoma de deficiencia. Mientras existe otro grupo que requieren necesariamente una calibración periódica.

- Reacondicionamiento de piezas o conjunto de elementos de una máquina: Consisten en el

desmontaje de la pieza o el conjunto, la realización de una serie de tareas, la sustitución de algunos elementos

que lo integran, y la verificación de su correcto estado para que pueda funcionar durante otro periodo de

tiempo determinado.

- Sustitución sistemática de piezas de desgaste: Se realiza a periodos prefijados, bien por horas de

funcionamiento o por plazos de tiempo naturales fijos. Solo se deben llevar a cabo si se justifica

económicamente.

- Sustitución sistemática de todas las piezas de desgaste de forma periódica: Es aplicable a equipos o

conjuntos de equipos para los que resulta más ventajoso sustituir todas las piezas de desgaste en plazos

prefijados que estar interviniendo de forma constante.

7.1.7.2 Relación entre la criticidad y tareas de mantenimiento

- Básicas: Pueden realizarse en cualquier equipo para evitar cualquier modo de fallo.

- Condicionales: Son tareas de mayor complejidad, de mayor coste y que no se justifican

económicamente realizarlos para evitar cualquier modo de fallo.

- Sistemáticas: Son de alto coste, y solo deben aplicarse cuando económicamente se justifique.


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Existe una relación entre las categorías anteriores de tareas de mantenimiento y la criticidad de los

modos de fallos analizados, estas son:

· Tareas para evitar fallos tolerables: A través de inspecciones sensoriales, lectura y

anotación de parámetros de funcionamiento, tareas de lubricación, y sustitución de consumibles de

bajo coste.

· Tareas para evitar fallos significativos: A través de inspecciones sensoriales, lectura y

anotación de parámetros de funcionamiento, tareas de lubricación, sustitución de consumibles de

bajo coste, análisis y mediciones de variables con instrumentos externos, verificaciones con técnicas

complejas y posterior ajuste de parámetros, sustitución condicional de piezas de desgaste,

y limpiezas condicionales.

· Tareas para evitar fallos críticos: A través de inspecciones sensoriales, lectura y anotación

de parámetros de funcionamiento, tareas de lubricación, sustitución de consumibles de bajo coste,

análisis y mediciones de variables con instrumentos externos, verificaciones con técnicas complejas y

posterior ajuste de parámetros, sustitución condicional de piezas de desgaste, limpiezas

condicionales, limpiezas sistemáticas, configuración de equipos, calibración de instrumentos de

medida, reacondicionamiento de piezas o conjuntos de elementos, sustitución sistemática de piezas

de desgaste, sustitución sistemática de todas las piezas de desgaste de forma periódica en

grandes paradas.

7.1.7.3 Frecuencia de las tareas

Depende de los datos históricos, y deben contar con un mínimo de 10 valores. La frecuencia estará en

función del coste del fallo y del coste de la tarea de mantenimiento (mano de obra más materiales más pérdida

de producción durante la intervención). Aunque no se disponga de datos históricos se puede disponer a través

de una función matemática, y en caso contrario, con la opinión de los expertos. Es última es la más subjetiva,

la menos precisa, y sin embargo la más utilizada. La frecuencia que se recomienda fijar son:

- Diaria: Para tareas de muy bajo coste como las inspecciones visuales o las lecturas de parámetros.

- Mensual: Para tareas que supongan montajes o desmontajes de una complejidad ligeramente

mayor que las anteriores, no estando justificado hacerlos diariamente, para las tareas predictivas como análisis

de vibraciones, termografías o ultrasonido se dispone de manera mensual (en caso de plantilla reducida se

puede hacer trimestralmente).

- Anual: Se reserva para tareas que necesitan que la planta esté parada, esté justificado realizarlas a

una frecuencia inferior, y sólo para un selecto grupo de tareas de alto coste.

7.1.7.4 Modificaciones

Las modificaciones en los equipos o instalaciones a realizar para prevenir fallos pueden ser: la

sustitución de materiales, cambios en el diseño de una pieza, modificación de la disposición de las piezas entre

sí, cambios en el diseño de una instalación, instalación de elementos o equipos de reserva, modificación en la

lubricación, modificaciones en la refrigeración, modificaciones en los suministros, modificación en la

instrumentación, modificaciones en el control, e implantación de sistemas anti-error (Poka-Yoke).

Todas estas modificaciones pueden clasificarse en: alto coste para evitar fallos críticos, de medio coste

para evitar fallos críticos y significativos, y de bajo coste para evitar fallos de cualquier tipo, incluidos los fallos

tolerables.

7.1.7.5 Medidas para minimizar los efectos de los fallos

No siempre es posible evitar el fallo, por lo que hay que establecer una serie de acciones para

minimizar los efectos de éstos, tales como cambios en el sistema de control, mensajes o comunicaciones a


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emitir, protocolo de actuación del personal, aumento provisional de personal, puesta en marcha de equipos de

reserva, variación de la configuración existente, reconducción de fluidos por caminos o tuberías que son las

habituales, instalación de equipos provisionales, y adquisición de repuesto que debe permanecer en almacén.

Todas las medidas provisionales en caso de fallo pueden clasificarse en: alto coste como son la

instalación de equipos de precio elevado para evitar fallos críticos, coste medio como son el alquiler de

determinados equipos para evitar fallos críticos o significativos, y bajo coste como son la reconducción de

fluidos o la elevación de los límites de alarma de disparo para evitar fallos de cualquier tipo.

Para no perder el control de la planta al efectuar este tipo de medidas provisionales, es

recomendable que en la sala de control exista un libro específico donde se anoten este tipo de actuaciones.

Este libro se denomina Libro de Simulaciones y Puentes, y debe anotarse: la fecha en la que se realiza la

modificación provisional, la persona que la autoriza y persona que la lleva a cabo, la descripción de

la medida provisional adoptada, y fecha de reposición a la situación original cuando se produzca. En ocasiones

se prefiere sustituir este libro por un panel de anotaciones.

7.1.7.6 Cambios en procedimientos de operación

El personal que opera suele tener una alta incidencia en los problemas que presenta un equipo,

siendo la medida más barata y más eficaz. Como inconveniente, todos los cambios suelen tener una inercia alta

para llevarlos a cabo. Los cambios son debidos a que:

- Puede crearse un nuevo procedimiento de operación, para realizar un trabajo que hasta el

momento no se estaba realizando.

- Puede ocurrir que un procedimiento exista y este correctamente aprobado, pero en la

realidad no sea así, por lo que sólo habrá que ponerlo en marcha.

- Existe la posibilidad de que el procedimiento existente no sea el más adecuado y pueda

causar un fallo potencial, por lo que los cambios serán en la secuencia de realización.

- Si el procedimiento existe y es correcto pero no se esté ejecutando correctamente, el

cambio será en entrenar a los operadores.

7.1.7.7 Cambios en procedimientos de mantenimiento

Algunas averías se producen porque determinas intervenciones del personal de mantenimiento no se

hacen correctamente. Deben redactarse los procedimientos en los que indiquen claramente como deben

realizarse las tareas, además de figurar ciertos datos característicos.

7.1.7.8 Formación

Bien para evitar que determinados fallos ocurran o bien para resolverlos, siendo acciones formativas

tanto para el personal de operación como de mantenimiento.

7.1.7.9 Diagrama de decisión

En primer lugar debe analizarse si se trata de un fallo oculto o evidente. En caso de ser evidente, debe

continuarse la determinación de medidas teniendo en cuenta la categoría del fallo. En cambio, si trata de un

fallo oculto deben realizarse acciones como plantear alguna tarea de mantenimiento que evidencie el fallo, y

elevar la categoría del fallo. La forma de actuación ante modos de fallos es:

- Fallos insignificantes: Dejar que el fallo se produzca y solucionarlo cuando suceda.

- Fallos tolerables: Corresponde a acciones de bajo coste.

- Fallos significativos: Deben tomarse acciones de bajo coste, y pueden definirse tareas básicas y

condicionales, pero no tareas sistemáticas.


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- Fallos críticos: Pueden tomarse acciones de todo tipo, comenzando por las modificaciones, siguiendo

por cambios en procedimientos, por la definición de tareas de mantenimiento, y por último provisionales para

minimizar el efecto de fallos.

7.1.8 Agrupación de medidas preventivas

El resultado será una lista de mejoras y modificaciones que es conveniente realizar en la instalación, un plan

de mantenimiento que será el conjunto de todas las tareas de mantenimiento resultante del análisis de fallos, un plan

de formación tanto para personal de operación como mantenimiento, una lista de procedimientos de operación y

mantenimiento a modificar como forma de evitar fallos o minimizar sus efectos, una lista de repuesto como medida

paliativa en caso de fallos para hacer frente a una avería, y una lista de medidas provisionales a implementar en caso

de fallo.

7.1.9 Implementación de los resultados

Pueden llevarse de forma gradual a medida que se van obteniendo, por ello debe hacerse un esfuerzo especial

para ir implementando las diferentes conclusiones. Destacar que en tanto en cuanto las conclusiones del estudio no se

lleven a cabo, el resultado de RCM será nulo.


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Paradas y grandes revisiones____________________ _________________ Trabajo final

8. Paradas y grandes revisiones

La base del mantenimiento son las paradas que se realizan periódicamente en la época de baja producción, es decir, en

invierno. Es una estrategia basada en la obtención de un alto valor de disponibilidad y fiabilidad. Como estimación aproximada

una central de 50 MW se desarrolla a lo largo de unos 30 días naturales, e implica a más de 200 técnicos que trabajan

simultáneamente en los diferentes sistemas. Suponen en consecuencia un aumento puntual de la necesidad de personal y

medios técnicos que las centrales no pueden abordar con medios propios. Se recurre en la mayoría de los casos a empresas

externas especializadas. La coordinación de una parada requiere de un nivel organizativo muy importante, tratándose de un

momento crítico en la vida de la instalación. El coste, la duración y la eficacia en la realización del trabajo son trascendentales.

La ventaja es que aumenta indiscutiblemente la disponibilidad de la planta, por el contrario los inconvenientes son: en

poco tiempo se intenta realizar muchas intervenciones, se cuenta con mucho personal no habitual en la planta que no está

preparado técnicamente para estas intervenciones, los rendimientos del personal son bajos, la posibilidad de accidentes

aumenta, el coste de estas grandes revisiones es muy elevado, y hay que justificar dicho desembolso. Un error común consiste

en realizar en esas épocas intervenciones que pueden realizarse en cualquier otro momento.

No todas las actividades influyen de igual forma en un retraso o en un adelanto del final de la parada. Las tareas

encadenadas determinan la duración del proyecto. Este conjunto de tareas se denomina camino crítico. Si queremos acortar la

duración de algunas tareas incluidas en ese camino, la gestión del camino crítico se convierte así en el trabajo principal y casi

único de una parada. La gestión del camino crítico tienes estas fases: identificación del camino crítico, optimización de los

tiempos de cada una de las tareas críticas, comprobar que el camino crítico no ha cambiado después de la optimización, y la

subordinación del resto de las tareas al camino crítico.

Confiar en un programa informático que sea capaz de identificar perfectamente este camino es una temeridad, es

mucho más fiable la intuición y el saber del gestor de proyectos experimentado con una visión global adecuada.

Una vez comprobado cual es el camino crítico tras la optimización hay que subordinar el resto de los trabajos a esas

tareas críticas. Habrá que comenzar las tareas en paralelo en el mejor momento para el camino crítico, incluso dotándolas de un

cierto margen de seguridad para evitar que lleguen provocar un retraso en una tareas críticas.

En la preparación del trabajo hay que asegurarse la disponibilidad de la mano de obra especializada necesaria para cada

uno de los trabajos, que se tiene todos los requisitos para poder comenzar el trabajo, que todo el personal implicado conoce con

exactitud lo que tiene que hacer, que los materiales necesarios estén en la planta antes de comenzar los trabajos, y con

suficiente antelación, que los materiales recibidos sean los adecuados, que se disponga de todos los medios necesarios, que se

han solicitado todos los permisos de trabajo necesarios, y que se ha tomado todas las medidas de seguridad necesarias. Además

es conveniente distinguir entre los trabajos que se pueden realizar antes de la parada, y los que tienen que realizarse durante la

parada.

Hay que recordar que en el enlace de tareas es el donde mayor cantidad de tiempos muertos se genera. Entre tareas

que no están en el camino crítico el problema del enlace es menos preocupante. El responsable de la parada debe verificar

constantemente que la siguiente tarea va a realizarse inmediatamente después de la anterior.

Los problemas habituales en la realización de paradas son: falta de formación y experiencia del personal que interviene,

mala preparación de los trabajos, supervisión y dirección en obra de los trabajos muy deficiente debido a falta de formación del

supervisor, deficiente dirección técnica de los trabajos de campo, realización en campo de tareas que deben ser llevadas a cabo

en taller, procedimientos de trabajo no apropiados, nula planificación de determinados trabajos incluso del proyecto general,

mala asignación de márgenes de seguridad, retrasos provocados por el cliente por sus propios incumplimientos, subcontratistas

de bajo precio y mala calidad de servicio que pueden complicar infinitamente una parada, y la puesta en marcha tras una

revisión que suele ser una fuente añadida de retrasos sino se realiza siguiendo un procedimiento adecuado.

8.1 Tipos de paradas

- Paradas técnicas no programadas: Se originan para realizar una reparación, y que conlleva cierto número de días de

no producción. Son intervenciones de alto coste no por materiales ni contratas sino por la pérdida de producción.


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- Paradas menores anuales: Donde la turbina de vapor no se abre. Tienen una duración media de unos 15 días, y se

revisan e inspeccionan los principales equipos de la central.

- Paradas mayores trianual o cuatrianual: Están marcadas por la gran revisión de la turbina de vapor. Los trabajos

conllevan una media de 30 días de intervención, donde se realizan mantenimientos preventivos, sistemáticos de gran alcance en

todos los equipos.

8.2 Tareas por paradas programadas

- Revisiones sistemáticas: Es necesario sustituir algunos de los elementos internos sometidos a desgaste que necesitan

trabajos de desmontaje. Deben estar separadas todas las tareas de carácter anual, y las que requieren una parada mayor para

ser realizadas.

- Inspecciones: Son trabajos de carácter condicional donde se realizan tareas determinas pruebas, o inspecciones para

comprobar que determinados equipos se encuentren en buen estado.

- Mantenimiento correctivo: Se trata de intervenciones que es necesario realizar en base a inspecciones rutinarias, en

las que se ha detectado un mal funcionamiento de un equipo o un sistema de la instalación. En general se trata de resolución de

fallos que no afectan a la producción de forma notable, por ello su resolución puede posponerse hasta la realización de una gran

revisión.

- Implementación de mejoras: Hay una relación entre grandes revisiones y esas mejoras tecnológicas. Algunos equipos

se han quedado obsoletos, al haber aparecido en el mercado otros que les sustituyen y que tienen mayor capacidad o costes de

producción inferiores.

8.3 Tareas por sistemas

- Campo solar: En un plan de mantenimiento bien organizado, no deben proyectarse tareas a realizar en el campo solar

durante las paradas invernales. El campo solar está sobredimensionado, y durante el verano hay un mayor sobre

dimensionamiento, por lo tanto, no se requiere todos los lazos en los periodos estivales. Hay que tener en cuenta que el campo

solar está dividido en unidades productivas individuales, y el mantenimiento se puede realizar de forma independiente en cada

uno de ellos, sin afectar la operatividad de la planta, evitando sobrecargar de trabajo. Los únicos trabajos que deben realizarse

en paradas son los de índole correctiva programada que afectan a tuberías colectoras de fluido térmico.

- Sistema HTF: En tuberías principales y colectores cada cierto número de años es necesario llevar a cabo una prueba de

presión. En el sistema de bombeo sustituir cierres y rodamientos en todas las bombas, realizando una revisión interna de cada

una de ellas. En calderas auxiliares una inspección interna del equipo principal y auxiliar, además cada cierto número de años,

dependiendo de la caldera, es necesario llevar a cabo la prueba hidráulica de presión. En sistema de depuración limpiezas

internas de todos los depósitos y columnas. En tanques de expansión anualmente necesitan de un vaciado y limpieza interior. Y

en instrumentación del sistema HTF, donde cada dos años se requiere recalibrar toda la instrumentación del sistema y cada año

verificar su buen funcionamiento.

- Tren de generación de vapor: Limpiezas interiores de los haces tubulares de los intercambiadores (al menos que

coincida con las paradas mayores de 3 o 4 años), inspección boroscópica tanto de los haces tubulares como del interior,

limpieza interior del lado carcasa por recirculación química, verificación de válvulas de seguridad, verificación y/o calibración de

toda la instrumentación, y pruebas de presión hidráulicas cuando corresponda.

- Ciclo agua-vapor: Inspección y limpieza interior del condensador, sustitución de piezas desgaste y pruebas en las

bombas de condensado, sustitución de piezas de desgaste y pruebas en las bombas de etapa múltiple de alimentación de alta

presión, inspección y verificación de válvulas de bypass, verificación de todas las válvulas de seguridad. En la instrumentación del

ciclo agua-vapor cada dos años se requiere recalibrar toda la instrumentación del sistema, y cada año al menos verificación de su

buen funcionamiento.

- Turbinas de vapor: Verificación de prestaciones antes de realizar la parada para poder comparar los resultados

obtenidos en potencia y rendimiento una vez finalizada ésta, inspección boroscópica detallada de cada fila de álabes del rotor y

de los álabes que sea posible del estator, comprobación de alineación, análisis detallado del espectro de vibración debiendo ser


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realizado con anterioridad al inicio de la parada, verificación del sistema de lubricación, limpieza por recirculación química del

circuito de refrigeración del aceite, análisis de aceite detallado, filtrado de aceite, comprobación de holguras en cojinetes

radiales y axiales, verificación de toda la instrumentación, verificación de la válvula de control, y verificación de prestaciones.

Además en parada mayor se abre la turbina y se realizan estos trabajos: extraer el rotor, limpiar los álabes, inspeccionar

visualmente el rotor y comprobar la ausencia de fisuras por líquidos penetrantes, comprobar la bancada y los pilares de sujeción

e incluso los tornillos de sujeción, comprobar acoplamientos entre turbinas y entre turbinas y generador, sustituir pastillas de los

cojinetes de apoyo y de empuje, sustituir o reacondicionar los cierres laberínticos, analizar el aceite y limpiar el circuito de

lubricación, sustituir filtros, desmontar y comprobar las bombas de lubricación, verificar el sistema virador, sustituir termopares,

calibrar toda la instrumentación, desmontaje y revisión completa de válvula de admisión, sustituir filtros de admisión, limpieza

de laberintos de vapor, sustitución de sellos a carbón si los tiene, revisión de trampas de vapor, alinear y equilibrar el rotor,

montar turbina, verificar todos los parámetros de funcionamiento, y ensayar todas las protecciones tanto de manera real o

simulada.

- Sistemas eléctricos de alta tensión: Requieren de una serie de trabajos de limpieza y verificación de funcionamiento,

muchos de ellos son de carácter legal, otros son trabajos periódicos, y otros por OCA. Los trabajos a realizar son limpiezas

técnicas, engrases y verificaciones de partes móviles, medida de resistencia de aislamiento, medida de descargas parciales,

medida de tangente de delta, verificación y calibración de protecciones.

- Sistemas auxiliares: La mayor parte de las horas de trabajo del personal de mantenimiento se invierten en la

realización de un gran número de trabajos en los sistemas auxiliares, siendo estos:

· Sistema de refrigeración principal: Limpieza detallada de los rellenos de las torres de refrigeración, de los

separadores de gotas y de la balsa de la propia torre, además de inspección de ventiladores y bombas de circulación.

· Sistema de refrigeración de equipos: Incluye tanto el circuito abierto como el cerrado, la limpieza de

intercambiadores de placas y la revisión de las bombas de circulación de agua.

· Planta de tratamiento de efluentes: El vaciado y limpieza de la balsa de tratamiento de efluentes, así como

analizar la composición química de los efluentes.

· Sistema de aire comprimido: Mantenimiento en los compresores de aire y en los secadores, tanto en la

sustitución de consumibles, cambio de correas y filtros, engrases internos, y en algunos casos la sustitución del tornillo

compresor.

· Estación de gas o planta de gas natural licuado: Limpiezas técnicas, sustitución de filtros, realizar

verificaciones de estanquidad en válvulas, verificar el funcionamiento de los reguladores, y si corresponde habrá que

llevar a cabo el mantenimiento legal.

8.4 Limpiezas técnicas

Las zonas geográficas con mayor radiación solar suelen coincidir con aquellas con mayor escasez de agua. Una

instalación termosolar con tecnología parabólica requiere de unos 3 m3 por cada MWh producido, requiriendo para su

funcionamiento estos tipos de agua: filtrada para torres de refrigeración, agua de servicios y sistema contra incendio;

osmotizada para la limpieza de espejos parabólicos; desmineralizada para el sistema de cerrado del agua de enfriamiento; y

agua potable para consumo humano.

Las limpiezas técnicas constituyen una de las principales tareas, pues muchos de estos equipos y sistemas sufren un

ensuciamiento que reduce sus prestaciones o aumentan su riesgo de fallo. Los equipos que requieren de limpiezas técnicas

periódicas son los intercambiadores de placas, los intercambiadores de haces tubulares, las calderas como un tipo especial de

intercambiador, las torres de refrigeración, los fosos y depósitos en los que la velocidad del fluido que almacenan es muy baja y

facilita la separación de una fase sólida, y los transformadores eléctricos por la pérdida de capacidad de refrigeración y por la

conductividad eléctrica. Los tipos de limpiezas técnicas son:

- Limpiezas con medios mecánicos: Como equipos de lavado a presión, rascadores o limpieza manual con

elementos sencillos. Requieren desmontaje de determinados elementos y además de mucha mano de obra.


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- Limpiezas químicas: Donde se sumergen los elementos a limpiar, o bien mediante la recirculación de un

producto determinado sin realizar apenas desmontajes. Generalmente se trata de dispersantes, oxidantes o

complejantes. La ventaja es que muchos no requieren desmontajes, pero por el contrario los reactivos pueden atacar

ciertas partes del equipo.

Hay que tener en cuenta que existen empresas especializadas que ofrecen servicios de limpiezas técnicas con

conocimientos diversos y muy especializados.


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Técnicas de inspección y herramientas especiales____ _________________ Trabajo final

9. Técnicas de inspección y herramientas especiales

9.1 Análisis de vibraciones

Se basa en la detección de fallos en equipos rotativos principalmente, a través del estudio de los niveles de vibración. Es

necesario seleccionar el analizador más adecuado a los equipos existentes. Las técnicas de análisis son la medición de la

amplitud de la vibración y el análisis del espectro de vibración, pues la descomposición según la frecuencia se puede determinar

la causa de la anomalía. Los parámetros importantes de las vibraciones son la frecuencia, el desplazamiento, la velocidad, la

aceleración, la dirección vertical, dirección horizontal, dirección axial, y la fase.

Los transductores son el elemento que transforma la vibración mecánica en una señal eléctrica analógica para ser

procesada, medida y analizada. Los diferentes tipos son de desplazamiento, velocidad o sonda proximidad, sísmico o sonda de

velocidad, y piezoeléctrico o acelerómetro. El método de fijación del sensor en la máquina determina directamente el corte de

altas frecuencias, así para la sujeción manual la frecuencia máxima es de 2000 Hz, para montaje con imán es de 5000 Hz, para

montaje con adhesivo es de 6000 Hz, y para montaje atornillado es de 7000 Hz. En general es muy difícil obtener mediciones

fiables a frecuencias por encima de 5 KHz.

Los puntos importantes de medición están en los que el eje de giro se apoya, y en la unión con la bancada o

cimentación. Es importante realizar las mediciones en los tres ejes del espacio. Para distinguir lo que debe entenderse como un

funcionamiento normal o admisible de la máquina y de un nivel de alerta lo constituyen normas como ISO 10816-1.

Los fallos detectables por vibraciones en máquinas rotativas son:

- Desequilibrios: Es el fallo más habitual y podría decirse que en torno al 40% de los fallos por vibraciones que

se detectan en máquinas rotativas se deben a esta causa. Cuando se presenta una distribución de pesos anormal en

torno del eje de rotación, se aprecia en la gráfica del análisis espectral una elevación de la velocidad de vibración a la

frecuencia equivalente a la velocidad de rotación. El desequilibrio es un problema resoluble, modificando los elementos

que causan la incorrecta distribución de pesos, o añadiendo unas pesas de equilibrado en los puntos adecuados que

equilibren esta distribución.

- Eje curvado: Es una forma de desequilibrio, pero que en este caso no tiene solución por equilibrado.

- Eje desalineado: Es una fuente de vibración fácilmente corregible, y causa más del 30% de los problemas de

vibración que se detectan. Hay que tener en cuenta que existen ciertas tolerancias a la falta de alineación, y que no es

necesario que este sea absolutamente perfecto. Es importante tener en cuenta que el hecho de disponer de

acoplamientos flexibles no elimina la necesidad de alinear los equipos. Pueden ser útiles estas referencias a la hora

de estudiar el espectro de vibraciones en las tres primeras armónicas:

· Si son significativas en las mediciones en la dirección radial horizontal, es posible que sea del tipo

paralelo y esté en el plano vertical.

· Si son significativas en las mediciones en la dirección radial vertical, es posible que sea del tipo

paralelo y esté presente en el plano horizontal.

· Si son significativas en las mediciones efectuadas en la dirección axial, es posible que sea del tipo

angular.

· Si son significativas en las tres direcciones (horizontal, radial y axial), podemos afirmar que el

alineamiento es un verdadero desastre.

- Problemas electromagnéticos: Los motores y alternadores, además de todos los problemas asociados al resto

de equipos rotativos, son susceptibles de sufrir toda una serie de problemas de origen electromagnético, como son:

desplazamiento del centro magnético del estator respecto del centro del rotor, barras del rotor agrietadas o rotas,

cortocircuito o fallos de aislamiento en el enrollado dele estator, o deformaciones térmicas.

- Problemas de sujeción a bancada: Es un problema habitual en máquinas rotativas siendo curioso que cuando

se presenta dicho problema, aflojando uno de los apoyos la vibración disminuye, en vez de aumentar.


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- Holguras excesivas: Presenta las mismas frecuencias de vibración que el desequilibrio, pero cuando se

intenta equilibrar la máquina se observa que los niveles de vibración no disminuyen.

- Mal estado de rodamientos y cojinetes: Se detectan en general a frecuencias altas, por lo que son fácilmente

identificables.

- Torbellinos de aceite: Es un problema curioso y de fácil detección por análisis. Su origen procede de una mala

lubricación que hace que la capa lubricante varíe de espesor en el cojinete, dando lugar a una vibración que en general

se sitúa por debajo de la frecuencia de giro de la máquina. Es frecuente que tenga dos orígenes: alto contenido de agua

en el aceite (por encima del 10%), y mal estado de cojinetes.

- Resonancia: Está relacionada con la velocidad crítica y la frecuencia natural de la máquina, amplificándose las

vibraciones de 10 a 30 veces.

Determinados fabricantes han desarrollado programas informáticos capaces de interpretar automáticamente los

espectros de vibración, permitiendo de esta forma que un técnico con un nivel de formación medio o bajo puedan enfrentarse a

la tarea de análisis de vibración en poco tiempo.

Fig. 9. Inspecciones de vibraciones.

9.2 Inspecciones termográfícas

Se basan en que todo equipo y/o elemento emite energía desde su superficie. La termografía infrarroja es la técnica de

producir una imagen visible a partir de radiación infrarroja invisible para el ojo humano. La cantidad de energía está en relación

directa con su temperatura. Se ha convertido en una técnica común y con una gran cantidad de aplicaciones industriales,

permitiendo detectar, sin contacto físico, cualquier falla que se manifieste en un cambio de la temperatura, midiendo los niveles

de radiación dentro del espectro infrarrojo.

La radiación medida por la cámara no sólo depende de la temperatura del objeto, sino de la emisividad que se genera

en los alrededores. Para medir la temperatura con precisión es necesario compensar los efectos de diferentes fuentes de

radiación, y por otro hay proporcionar una serie datos, los cuales son emisividad del objeto, temperatura aparente reflejada,

distancia entre el objeto y la cámara, humedad relativa, y temperatura de la atmósfera.

Presenta ventajas indudables como que es una técnica sencilla, los equipos actuales son muy intuitivos, el análisis de las

imágenes es rápido y preciso, es una medida en tiempo real, no es invasiva al carecer de contacto directo, es bidimensional pues

puede medirse la temperatura en multitud de puntos de un mismo objeto en el mismo instante, y es multidisciplinar pues la

imágenes no solo hablan de temperatura sino de patrones térmicos. Los inconvenientes son que no diagnostica, solo informa de

que hay un problema que habrá que investigar y diagnosticar, y únicamente mide temperaturas superficiales.

Una regla de oro para la utilización de este tipo de cámaras es que nunca se podrá modificar una imagen si se ha

cometido un error en alguno de estos puntos: encuadre de la imagen, enfoque pues de lo contrario dará medidas erróneas,

ajuste del rango de temperatura, además de tener cuidado con las condiciones meteorológicas cuando se realizan las tomas

pues pueden variar los resultados.


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Los puntos de aplicación más importantes de inspección son: subestación eléctrica, transformadores, líneas eléctricas

de alta tensión, embarrados y de cabinas de control de motores, localización de fallas internas laminares en el núcleo del estator

del alternador, estado de los equipos de excitación del alternador, estado de escobillas en motores y alternador, motores

eléctricos en el sistema de refrigeración, de alimentación de caldera y sistema compresión de gas, tuberías del ciclo agua-vapor

de caldera para comprobar defectos de aislamiento, aislamiento del cuerpo de la caldera, intercambiadores de calor,

condensador, trampas de vapor, y detección de fugas de gas.

Fig. 10. Inspecciones termográficas.

9.3 Inspecciones boroscópicas

Son inspecciones visuales en lugares inaccesibles para el ojo humano con la ayuda de un equipo óptico. Son casi

siempre el paso final de las técnicas de diagnóstico de averías. Es sin duda una de las herramientas imprescindibles para

acometer trabajos de inspección en las partes internas de determinados equipos sin realizar grandes desmontajes. Se emplea en

la inspección interna de turbinas, motores alternativos de combustión interna, calderas, ciclo agua-vapor, tuberías, válvulas y

bombas.

Se usa no sólo en tareas de mantenimiento predictivo rutinario, sino también en auditorías técnicas. Entre las ventajas

están la facilidad para llevarla a cabo sin apenas tener que desmontar nada, y la posibilidad de guardar las imágenes para su

consulta posterior.

Consiste en un instrumento óptico equipado con una lente, un prolongador, una mirilla y en algunos casos, una pantalla

y/o registrador de imágenes, además dotado de una luz en su extremo. Existen boroscopios rígidos con espejos o de flexibles de

fibra óptica, siendo estos últimos sin duda los que más aplicación tienen. Sobre la lente es importante tener en cuenta que el

campo de visión puede ser estrecho, normal o gran angular, y con dirección frontal o lateral. La profundidad del campo es

función de la propia lente y del campo de visión, existiendo además lentes con enfoque ajustable.

Los defectos detectables mediante inspección boroscópica son: la erosión de superficies, la corrosión, los daños por

impactos en superficies, provocados por elementos ajenos al equipo inspeccionado, los daños por impactos en superficies,

provocados por elementos propios del equipo inspeccionado, la pérdida del material cerámico en los álabes de turbinas o en

placas aislantes, los roces entre elementos fijos y móviles del equipo inspeccionado, los cambios de color en las superficies

analizadas especialmente debidas a alta temperatura, las deformaciones, las piezas sueltas o mal fijadas, la localización de

piezas desprendidas o introducidas por error, las fracturas y agrietamientos en superficies, los daños por impactos provocados

por desprendimiento de partes internas de la turbina, y daños diversos en quemadores y boquillas sobre todo provocadas por

sobre temperatura.

Los equipos donde se aplica la boroscópia son: La turbina de vapor que debe realizarse al menos una vez al año, los

rodetes de bombas principales HTF, bombas centrífugas en general, tubos absorbentes del campo solar, tuberías (estado

interior, de limpieza, del metal y en su caso de la capa magnelita formada, y la ausencia de elementos ajenos a la tubería),

válvulas de todo tipo especialmente las de regulación y bypass, y los intercambiadores del tren de generación de vapor tanto en

carcasa como en los tubos.


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Fig. 11. Inspecciones boroscópicas.

9.4 Inspecciones por ultrasonidos

Estudia las ondas de sonido de alta frecuencia producidas por determinados equipos e instalaciones, y que no son

audibles por estar fuera del rango de captación del oído humano (10 a 20000 Hz). El análisis y la detección permiten detectar la

fricción en máquinas rotativas, fallas y/o fugas en válvulas, fugas de fluidos, arco eléctrico y verificación de la integridad de

juntas y recintos estancos. Siendo imprescindible en la detección de fallos existentes en equipo rotativos que giran a velocidades

inferiores a los 300 RPM.

Las ondas sonoras son de corta longitud, atenuándose rápidamente sin producir rebotes. Por esta razón, el ruido

ambiental por más intenso que sea, no interfiere en la detección del ultrasonido. Además, la dirección concentrada del

ultrasonido en 40 kHz permite con rapidez y precisión la ubicación del fallo.

Fig. 12. Inspecciones por ultrasonidos.

9.5 Análisis de aceites

Es una técnica aplicable a equipos rotativos y transformadores fundamentalmente, suministrando numerosa

información utilizable para diagnosticar el desgaste interno del equipo, el estado del lubricante y el ambiente en el que trabaja

la máquina. El estado del equipo se determina estableciendo el grado de contaminación del aceite debido a la presencia de

partículas de desgaste o sustancias ajenas a este, y por degradación. Éstas no son fenómenos independientes, ya que la

contaminación es causante de la degradación, y esta última propicia un aumento de la contaminación.

Los equipos donde resulta de utilidad son los motores de combustión interna, la turbina de gas y de vapor, reductores o

multiplicadores de gran tamaño, sistemas hidráulicos, alternadores, transformadores, bombas de gran tamaño, y reductores de

ventiladores.

Las formas de analizar las partículas de desgaste son a través de espectrometría de emisión, espectrometría de

absorción, ferrografía, contaje de partículas, y microscopia. Una vez determinado el contenido de partículas de desgaste es

necesario conocer su origen, para facilitar la identificación puede servir esta tabla:


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METAL DETECTADO ORIGEN DE LA CONTAMINACIÓN

Aluminio Cojinetes

Bario Fugas refrigerante, o aditivo detergente

Boro Polvo atmosférico, o fugas refrigerante

Calcio Aditivo dispersante

Cobre Cojinetes de bronce, tuberías, o depósitos

Estaño Cojinetes de bronce

Hierro Mecanismos de distribución, tuberías, o engranajes

Niquel Engranajes

Silicio Aire atmosférico, aditivo antiespumante, o agua de alimentación

Sodio Fugas de refrigerante

Zinc Cojinetes de latón, o aditivo antioxidante

Tabla 1. Orígenes de contaminación por metal detectado

Otros tipos de contaminación del aceite pueden provenir por contenido en agua o presencia de sustancias insolubles.

Del agua tiene dos orígenes:

- Sistema de refrigeración: Por fugas de intercambiadores. El contenido de humedad del aceite no debe

superar un 0,5%. El método más sencillo para detectarlo es el llamado de crepitación, que consiste en dejar caer una

gota sobre una plancha metálica a 200ºC y escuchar un ruido característico. La intensidad del ruido es indicativa de la

cantidad de agua contaminante. Hay otro métodos como Hidrokit, papel watesmo, y de Karl Fischer.

- Contacto directo entre el vapor y el aceite: Por defectos en los sellos de vapor o por fallos en válvulas. La

presencia de insolubles es síntoma de degradación por oxidación, principalmente por temperatura excesiva. El

contenido no debe sobrepasar el 3%. Para su determinación se deposita una gota de aceite usado sobre un papel de

filtro de alta porosidad, y se debe observar al cabo de varias horas una mancha que representa estas zonas

concéntricas, siendo éstas:

· Planta oscura: Alto contenido en carbón, y rodeada de una aureola donde se depositan las partículas

más pesadas.

· Intermedia o de difusión: Más o menos oscura que por su extensión indica el poder dispersante del

aceite.

· Exterior o translúcida: No tiene materias carbonosas, y es donde llegan las fracciones más volátiles

del aceite. Su extensión exagerada es síntoma de presencia de combustible auxiliar.

Para cada prueba de aceite se recomienda hacer dos manchas, una a 20ºC y otra a 200ºC, comprobando el estado del

aceite en ambas condiciones.

Las propiedades del aceite son:

- Viscocidad: Se hace midiendo el tiempo que tarda una bola en caer de un extremo a otro de un tubo lleno de

aceite. Puede aumentar por la degradación o disminuir por disolución con un combustible líquido. Se considera que un

aceite ha superado su límite de variación de la viscosidad a 100ºC ha variado un 30%.

- Detergencia: El método más utilizado para la evaluación la descrita con una mancha en un papel poroso. Al

poseer buena detergencia la zona de difusión de la macha es bastante más extensa, en caso contrario no.

- Acidez: No puede determinarse por métodos sencillos. Se evalúa con el número de basicidad total (TBN) y se

determina según las ASTM D664 y D2896. La primera usa el método de dosificación potenciométrica del ácido

clorhídrico, y la segunda el de dosificación potenciométrica del ácido perclórico. En ningún caso el TBN de un aceite

usado puede ser menor del 50% del correspondiente al aceite nuevo.


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- Constante dieléctrica: Es muy importante pues representa la capacidad aislante del aceite, y es una medida

de la magnitud de degradación del aceite usado. Existen equipos portátiles destinados al uso en taller.

El aceite en transformadores tiene como funciones principales el aislamiento dieléctrico, y la evacuación de calor del

núcleo del bobinado. Los catalizadores más importantes del proceso de oxidación son el hierro y el cobre, aunque también

influyen factores como humedad, calor, tensión eléctrica y vibración.

Si el transformador no es llenado al vacío y sellado con respecto a la atmósfera, se necesitarán añadir inhibidores a la

oxidación, los cuales no tienen eficacia si hay proceso de oxidación ya iniciado. Estos inhibidores son los llamados BHT/ DBPC y

son agregados al aceite a razón del 0,3% ppm.

Las normas elementales para las tomas de muestras de aceite son:

- Verificar los datos del equipo, anotándolos en el frasco y en la orden de trabajo.

- Limpiar el orificio por donde va a salir el fluido.

- Dejar correr durante unos segundos el aceite desechando el que estaba en el conducto o válvula.

- Purgar el frasco, siendo estos nuevos y completamente limpios. Se deben llenar hasta la mitad, taparlo y

sacudirlo varias veces con el fin de que se enjuague el recipiente. Posteriormente se destapa y se deposita el aceite en

el recipiente de recolección de aceites usados.

- Tomar la muestra dejando un pequeño espacio de vacío en la parte superior del recipiente, para evitar que el

frasco explote por los cambios de presión y temperatura.

- Tapar inmediatamente apretando lo más que se pueda para evitar fugas de aceite o entrada de aire.

- Rotular la muestra, marcando al menos la fecha de la toma de muestra y el código del equipo al que

pertenecen.

- Adjuntar la siguiente información: marca y tipo de aceite, viscosidad del aceite, información general sobre la

máquina, última vez que se relleno y cantidad, horas de operación desde la última muestra, fecha de cambio e

información, cambios en las prácticas de filtración, cambios en las condiciones de operación, adjuntar una muestra de

aceite nuevo sin usar, y enviar enseguida a analizar antes de 48 horas siguientes a la toma de la muestra.

Rara vez se realiza en la planta, prefiriendo contar con un laboratorio especializado. Los análisis realizados por los

suministradores de aceite son de forma gratuita ya que es un complemento del suministro, pero la falta de rigurosidad en la

tomas de muestras hace de esta práctica poco fiable. Por otro lado existen laboratorios no vinculados a suministradores de

aceite y empresas, que asesoran en lubricación por un coste razonable pero no es lo habitual.

Fig. 13. Analizador de aceites.


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9.6 Análisis de humos

Es el instrumento que se utiliza para determinar la composición de los gases de escape en calderas y motores térmicos

de combustión interna. Consta básicamente de un elemento sensor que puede llevar integrada la medición de varios gases o

uno sólo, y un módulo de análisis de resultado, donde el instrumento interpreta y muestra los resultados de las mediciones.

La utilidad del control de humos de combustión tiene dos finalidades: asegurar el cumplimiento de las condiciones

ambientales del motor en base a los permisos y normativas legales que deba cumplir la planta, y asegurar el buen

funcionamiento del equipo. La composición de los gases revelará la calidad del combustible, el estado del motor y el correcto

ajuste de determinados parámetros como la regulación de la mezcla de admisión, la relación de compresión y la eficacia de la

combustión. Los problemas que se pueden diagnosticar son:

PARÁMETRO ANORMAL CAUSA PRINCIPAL OTRAS CAUSAS

CO2 Alta proporción de combustible en la mezcla

Alta concentración de CO2 en el combustible

H2O El agua de refrigeración está pasando a la cámara de combustión

Alta concentración de agua en el combustible, o alto contenido de H2 en el combustible

N2 Mezcla demasiado pobre Alta concentración en el combustible

NO, NO2 Temperatura en cámaras de combustión y/o quemadores muy alta

Defectos en el quemador, o falta de aire de combustión en la mezcla

CH4 Mezcla rica, o mezcla muy pobre Combustión incompleta por fallos en el encendido

CO Mezcla rica Combustión incompleta por fallos en el encendido

SO2, SO3 Combustible con alto contenido en azufre (poco habitual)

O2 Combustión realizada con aire en exceso (mezcla pobre)

Temperatura de gases alta Relación de compresión muy alta. Posibles detonaciones en el motor

Composición del gas natural rico en compuestos con más de dos átomos de carbono

Temperatura de gases baja Mezcal pobre. Combustión incompleta. Pérdida de potencia

Tabla 2. Problemas detectables mediante análisis de humos.

Las inspecciones son aconsejables realizarlas al menos con una frecuencia inferior a los 3 meses, y se contrata a

empresas externas por no disponer del equipo necesario, aunque cada vez es menos frecuente por el abaratamiento de los

equipos, y por exigencia legal cuando lo precise. Lo más habitual es contratar el servicio puntual al menos para cumplir con las

exigencias legales.

Fig. 14. Inspecciones de humos.


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9.7 Herramientas especiales

9.7.1 Alineación láser

Dos equipos que rotan deben tener sus ejes perfectamente alineados para evitar fuerzas adicionales que no

están calculadas y que provocarán la degradación acelerada de determinados elementos. Hay que tener en cuenta que

existen ciertas tolerancias a la falta de alineación, y que no es necesario que éste sea absolutamente perfecto. El hecho

de disponer acoplamientos flexibles no elimina la necesidad de alinear equipos. La falta de alineación puede ser

paralelo, angular o combinado. Existen equilibrados estáticos y dinámicos que pueden ser solucionados in-situ o en

taller según el equipo, y la precisión a alcanzar.

El alineamiento mediante un puntero láser es preciso y fácil de realizar, corrigiendo la posición de los apoyos, y

calzando mediante galgas calibradas. Las aplicaciones de este tipo de herramientas son para alineación de trenes de

máquinas, nivelación de terrenos y bancadas de máquinas, medición de crecimiento térmico, detección y corrección de

pedestal cojo o defectuosa fijación de uno de los apoyos del equipo, y alineación de poleas de bandas.

Con el equilibrado de equipos rotativos conseguimos una disminución de fuerzas cíclicas responsables de la

aparición de fatiga en determinados elementos estructurales, evolución de grietas y fracturas, eliminación de fallos en

cierres y elementos de estanqueidad, disminución del consumo eléctrico, y aumento de la vida de cojinetes de fricción y

de rodamientos.

Las máquinas y equipos que suelen equilibrarse son: ventiladores que normalmente necesitan un equilibrado

estático, rotores de turbina de gas y de vapor que necesitan un equilibrado dinámico, y rotores de turbo máquinas más

pequeñas como compresores de aire comprimido centrífugos o bombas centrífugas.

Fig. 15. Alineación láser.

9.7.2 Calibración de equipos

Ha supuesto un importante avance para mejorar la protección de los equipos, la seguridad y estabilidad de los

procesos. Los indicadores visuales no conectados al sistema de control son equipos sencillos basados en un sensor y

una indicación visual del valor, bien analógico o digital. Esta instrumentación consta de sensor o transductor, transmisor

de señal que convierte la señal proveniente del sensor en una tensión normalizada (de 0 a 10 voltios, o de 4 a 20 mA), y

de tarjeta de entrada-salida del sistema de control que convierte esa señal normalizada al formato digital. Para ello,

periódicamente hay que comprobar los tres sistemas por separado para verificar que la medición final que se

obtiene es exacta y precisa.

Si bien es cierto que el mantenimiento preventivo en los equipo electrónicos ha demostrado ser eficaz,

también es cierto que hay una serie de medidas elementales que ayudan a tener una instrumentación fiable como la

limpieza de los cuadros y de las conexiones, la vigilancia de la temperatura a la que están sometidas, el control de la

humedad del ambiente en que trabajan, la calidad de las tensiones de alimentación, y la comprobación periódica y

sistemática de la calibración.


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Los errores de los instrumentos son debidos a:

- Errores de offset o de cero: Todas las medidas están desviadas del valor real una cantidad positiva o

negativa fija. Para corregirlo los instrumentos vienen equipados con un tornillo de cero.

- Errores de ganancia: El valor al 0% de la medida es exacto, pero la medida que se aporta de él para ir

hacia el 100% se separa del real tanto positivamente como negativamente. Se corrige con un tornillo span o

multiplicador.

- Errores de angularidad: Es el menos frecuente.

En el caso de instrumentos locales y visuales, hay que extraer el instrumento y proceder como se indica:

· Ajuste de cero (offset) situando la variable en el valor mínimo, y en ese valor se ajusta el

tornillo de cero hasta que indique el valor mínimo de medida.

· Ajuste ganancia (span) situando ahora la variable en su valor mínimo, y se mueve el tornillo

de ganancia hasta que el índice indique el valor máximo de la variable.

· Repetición de los dos puntos anteriores hasta que el 0% y el 100% se ajusten a la realidad.

· Comprobación de los puntos intermedios para comprobar habitualmente los valores

correspondientes al 25%, 50% y 75% de la calibración.

· Documentación de la calibración, dejando constancia escrita de la fecha de calibración, la

fecha propuesta para la próxima calibración, los valores obtenidos y las incidencias que se han

presentado para futuros trabajos.

Los indicadores locales que se suelen calibrar son los indicadores de temperatura, de presión, de nivel, de

caudal, de intensidad, de tensión, y de intensidad de radiación. Los instrumentos que se utilizan en sistemas de control

son transmisores de temperatura, transmisores de presión, transmisores de caudal, transmisores de nivel, transmisores

de vibración, transmisores de intensidad de corriente y de tensión, válvulas de control. Junto con estos instrumentos

más habituales existen otros como densímetros, viscosímetros, medidores de pH, analizadores químicos de todo tipo,

etc.

Las herramientas para realizar calibraciones son: polímetro, termómetro digital de infrarrojos con puntero

láser, pinza amperímetra, convertidor generador de 4-20 mA, convertidor generador de 0 a 10 V, equipo de calibración

multifunción, comunicador HART, bomba manual de presión/ vacío, juego de manómetros calibrados para roscar,

horno de calibración (hasta 600 grados), juego de termómetros calibrados para roscar, baño de calibración, juego de

racores y adaptadores, y herramienta manual de uso general.

Fig. 16. Calibración de equipos.


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Mantenimiento correctivo_______________________ _________________ Trabajo final

10. Mantenimiento correctivo

De poco sirven los esfuerzos para tratar de evitar averías si cuando éstas se producen el departamento no es capaz de

proporcionar una respuesta adecuada. Para gestionarlo de manera eficaz es necesario realizar intervenciones con rapidez y en

menor tiempo posible, realizar intervenciones fiables, adoptar medidas para que no se vuelvan a producir en un periodo lo

suficientemente largo, y consumir la menor cantidad posible de recursos tanto en mano de obra como en materiales.

10.1 Tiempos de resolución de fallos

- Tiempo de detección: Es el que transcurre entre el origen del problema y su detección. Cuanto menor sea menor

daño, más fácil y económica su reparación.

- Tiempo de comunicación: Es el que transcurre entre la detección del problema y localización del equipo de

mantenimiento. Cuanto mejor sea la organización del mantenimiento en menor tiempo se realizará.

- Tiempo de espera: Es el que transcurre desde la comunicación de la avería hasta el inicio de la reparación. Es posible

reducir este tiempo si se tiene una plantilla adecuadamente dimensionada, si se dispone de gestión de órdenes y permisos de

trabajo ágil, y si la distancia del taller hasta los equipos es la menor posible (recomendable en el centro de la planta).

- Diagnóstico de avería: Es el necesario para que el operador de mantenimiento determine que está ocurriendo en el

equipo y como solucionarlo. Es posible reducir este tiempo si se dispone de planos y manuales en las proximidades de los

equipos, y elaborar listas de averías en las que se detallen los síntomas, causa y solución producida en el pasado.

- Acopio de herramientas y medios técnicos necesarios.

- Acopio de repuestos y materiales: Es el que transcurre hasta la llegada del material que se necesita para realizar la

intervención. Para optimizar este tiempo, se debe tener un almacén adecuadamente dimensionado con organización suficiente,

un servicio de compras rápido, y contar con unos proveedores de calidad.

- Reparación de la avería: Es el tiempo necesario para solucionar el fallo, de manera que el equipo quede nuevamente

en servicio. Para optimizar este tiempo es necesario disponer de un sistema de mantenimiento preventivo que evite averías, con

personal eficaz, motivado y formado.

- Pruebas funcionales: Es el tiempo necesario para comprobar que el equipo ha quedado adecuadamente reparado.

Para optimizar este tiempo es conveniente determinar las pruebas para comprobar que el equipo ha quedado en perfectas

condiciones, y redactar los protocolos de dichas pruebas.

- Puesta en servicio: Es el tiempo que transcurre entre la solución completa de la avería y la puesta en servicio del

equipo. Para su optimización es necesario disponer de sistemas de comunicación eficaces y de sistemas burocráticos ágiles.

- Redacción de informes: Debe recoger al menor los incidentes más importantes de la planta, un análisis en que se

detallen los síntomas, la causa, la solución, y las medidas preventivas adoptadas.

Al menos 7 de los 10 tiempos anteriores se ven afectados por cuestiones organizativas, siendo importante realizar

muestreos ocasionales para conocer como se distribuye el tiempo de indisponibilidad de los equipos productivos.

10.2 Categorías de averías

Al ser cada vez menor los técnicos de mantenimiento en una central termosolar, es posible que estos no estén a la

espera de que les llegue las ordenes de trabajo al taller para intervenir. Se hace pues necesario crear un sistema que permita

identificar qué averías son más urgentes y sean atendidas de forma prioritaria. Los niveles de prioridad son:

- Averías urgentes: Son aquellas que deben resolverse inmediatamente, sin esperas, pues causan un grave

perjuicio a las empresas.

- Averías importantes: Aunque causan un trastorno al normal funcionamiento de la planta pueden esperar a

que todas las averías urgentes estén resueltas.


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- Averías de solución programada: Puede que sea conveniente esperar a una parada del equipo.

Estos niveles suelen subdividirse en tantos como pueda ser más aconsejable. El sistema de asignación de prioridades

debería tener en cuenta al menos estos criterios: una avería que afecte a la seguridad de las personas debe ser considerada

urgente, las averías que pueden suponer una parada de planta debe ser atendida de forma preferente, averías que con medidas

provisionales pueden seguir esperando podrán esperar a una parada programada, y en los equipos redundantes en caso de

sufrir una avería el equipo duplicado se pasa a una situación de criticidad temporal del equipo que presta servicio.

10.3 Causas de los fallos

Las causas de los fallos siempre lo hacen por uno de estos motivos: fallos de diseño que pueden ser variados, suministro

de materiales con deficiencias, fallos de montaje bien en taller de ensamblaje o en planta, fallos en la operación tanto por

procedimientos como por operadores, fallos en el mantenimiento, fallos en las condiciones de los suministros externos, fallos

provocados por unas condiciones externas anómalas, y fallos como consecuencia de otro fallos. En ocasiones, confluyen en una

avería más de una de estas causas, lo que complica en cierto modo el estudio del fallo.

Los análisis de los fallos se pueden hacer de forma intuitiva, con lo que se depende de los conocimientos y del rigor del

técnico, o de una forma metódica que evite o dificulte que se produzcan errores de apreciación en el análisis. El método

propuesto se basa en una secuencia de pasos:

- Recopilación de información: Planos de la instalación, manuales de los equipos que han fallado, manuales de

los equipos asociados o relacionados con éstos, registro del sistema de control, registros de operación, registros e

informes de los mantenimientos efectuados, historial de averías sufridas por el equipo, historial de averías de equipos

similares en planta, búsqueda de información sobre equipos o problemas similares en otras instalaciones, informes

técnicos elaborados relacionados con el fallo por cualquier técnico que haya intervenido, comunicaciones escritas entre

personal de operación, de mantenimiento, técnicos externos a la planta comunicaciones de carácter contractual,

análisis de fluidos, y registros del cumplimiento de obligaciones legales.

- Inspección in-situ: Se realiza una observación detallada de los equipos y piezas dañadas. También hay que

observar la instalación al completo, especialmente los equipos que de alguna manera están conectados o están

relacionados. Deben tomarse abundantes fotografías y videos, que más tarde serán muy útiles tanto para continuar la

investigación fuera de la instalación.

- Entrevistas con los usuarios y técnicos: Aportan claves para la determinación de las causas de la avería, en

otras confunden y despistan al técnico. Los técnicos y usuarios habituales de los equipos siempre evitaran señalar

causas en los que ellos tengan algún tipo de responsabilidad.

- Determinación de todos los daños y síntomas del fallo.

- Listado de hechos significativos relacionados con el fallo: Se presta especial atención al relato en el que se

cuenta el desarrollo de la avería, detalle de todas las condiciones ambientales y externas a la máquina, últimos

mantenimientos preventivos realizados en el equipo, condiciones internas y externas en que trabajaba el equipo

centrándose en la zona que ha fallado, listado de todas las posibles causas de cada uno de los daños observados,

descarte de causas imposibles, establecimiento de las hipótesis de trabajo, determinación de las pruebas

complementarias necesarias para confirmar o descartar la hipótesis, establecimiento de la secuencia del fallo,

establecimiento de la causa raíz del fallo, determinación de las medidas correctivas, determinación de las medidas

preventivas, realizar modificaciones, cambios en el plan de mantenimiento, cambios en los procedimientos de

operación, cambios en los procedimientos de mantenimiento, acciones formativas tendentes a que los técnicos de

operación y/o mantenimiento, y determinación de medidas provisionales.

El informe de la avería se estructura al menos con un resumen ejecutivo en el que se describen de forma resumida

tanto el incidente como sus causas, el objeto y alcance del informe, la descripción de la metodología empleada en el incidente,

la descripción de los daños observados, las condiciones de funcionamiento en el momento del fallo, los análisis de posibles

causas, la determinación de la secuencia del fallo, la determinación de la causa raíz, las reparaciones a efectuar, y las medidas

preventivas de los análisis de averías.


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La utilidad de los análisis de averías no solo se hace para buscar las causas, sino para dirimir responsabilidades. Por

tanto, la utilidad y los objetivos son la de establecer las medidas preventivas necesarias para que una avería no vuelva a suceder

en el futuro, establecer las responsabilidades de cada empresa o de cada parte interviniente en el equipo, determinar las

acciones para que el equipo o el sistema recupere su funcionalidad, establecer el coste de reparación o de las consecuencias

totales del fallo, aportar una opinión técnica fundamentada para ser usada en la resolución judicial de un conflicto entre partes,

y aportar una opinión técnica fundamentada para ser usada en la resolución extrajudicial de un conflicto entre partes.

10.4 Averías comunes

- Campos solar: Fugas de aceite en juntas rotativas, rotura de tubos, rotura de espejos, fugas de aceite hidráulico en

grupos hidráulicos, fallos de señal en FSC y LOC, problemas en pistón hidráulico, fallos de instrumentación, fugas en válvulas de

lazo, fugas en soldaduras de tuberías.

- Sistema HTF: Congelación, incendios, derrame de fluido térmico, fugas de aceite, rotura de tubos, fallos de

instrumentación, fugas en válvulas de lazo, fugas en soldadura de tubería.

Son frecuentes las averías en el equipo de transmisión de movimiento encargado de realizar el seguimiento solar (fugas

de aceite hidráulico, problemas diversos en bombas, etc.), las fugas de fluido térmico por alguna de las juntas, y problemas

mecánicos diversos en la válvula de regulación del caudal que hay en cada uno de los lazos.

- Bloque de potencia

· Turbina de vapor: Fisura en el rotor, ensalada de paletas, alto nivel de vibraciones, fallos diversos de la

instrumentación, fuga de vapor, funcionamiento incorrecto de la válvula de control, dificultad o imposibilidad de la

sincronización, funcionamiento incorrecto válvula de cierre, bloqueo del rotor por curvatura del eje, y desplazamiento

excesivo del rotor por mal estado del cojinete de empuje o axial.

·Tren de generación: Pinchazos en uniones placa-tubo y en soldaduras interiores provocadas por la corrosión

interior, fugas por juntas de unión de placas de cabezales, fugas en bridas, fallos de instrumentación, fallos en válvulas y

fallos de control.

· Ciclo de vapor: Pérdidas de vacío en el condensador, fallos en bombas, fugas en bridas, fallos en

instrumentación, fallos en válvulas, fallos de control.

El principal problema que pueden sufrir las bombas es la de cavitación, ya que cuando la presión baja el líquido

puede vaporizarse, las burbujas formadas en la aspiración de la bomba crecen y explotan, provocando cráteres,

vibraciones, y un desgaste acelerado de la voluta y del rodete. Para evitar la cavitación, hay que asegurar que la

entrada que el NPSH (Altura mínima de aspiración) sea el correcto, también hay que asegurar que la entrada de líquido

no está estrangulada y es suficiente.

10.5 Riesgos de incendio

Las plantas termosolares, por el riesgo de incendio y explosión que suponen el empleo del fluido térmico (HTF) y de gas

natural, tienen varias zonas con estos riesgos, tales como: bombeo de HTF, almacenamiento en tanques de expansión, sistema

de filtrado y recuperación de venteos, y planta satélite de GNL. No obstante los puntos en los que están presentados incendios

con más frecuencia son la caldera auxiliar, las válvulas rotativas del campo solar y las bombas de HTF.

Para dimensionar el sistema contraincendios hay que tener en cuenta que el incendio más grave que puede producirse

es el de los tanques de expansión, le sigue el incendio de transformador, y a continuación la planta de GNL.


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Mantenimiento legal___________________________ _________________ Trabajo final

11. Mantenimiento legal

Engloba aquel mantenimiento preventivo obligatorio recogido en diferentes disposiciones de la normativa de

aplicación, donde se especifica en general tanto las tareas a llevar a cabo, la frecuencia con la que debe realizarse cada una de

ellas, quién está autorizado para llevarlas a cabo, y como se deja constancia documental de la realización. En general, casi todas

las obligaciones de mantenimiento están motivadas por la seguridad, cambiando según el tipo de instalación, tamaño, evolución

temporal, y regiones donde están instaladas.

La responsabilidades del titular de la instalación son: utilizar los equipos en los límites de funcionamiento previstos por

los fabricantes y retirarlos cuando no cumplan los requisitos de seguridad, realizar el mantenimiento de las instalaciones de

acuerdo a las condiciones de operación e instrucciones del fabricante, ordenar la realización de inspecciones periódicas de

acuerdo a lo dispuesto en el reglamento de aplicación, informar de los accidentes que se produzcan, conocer perfectamente

toda la normativa en vigor puesto que nunca podrá esgrimir desconocimiento como causa eximente, definir todas las

obligaciones legales de mantenimiento impuestas, llevar a cabo todas las inspecciones reglamentarias, y conservar los registros

documentales del cumplimiento de dichas obligaciones.

Las inspecciones reglamentarias pueden llevarse a cabo tanto por: el usuario de la instalación con su propio personal de

mantenimiento, como una empresa con los medios y conocimientos necesarios pero sin necesidad de acreditación autorizada,

como por una empresa autorizada específicamente para llevar a cabo este tipo de inspección, o por organismos de control

autorizado (OCA). En ocasiones, todo o parte del mantenimiento está contratado con una o varias empresas especializadas,

aunque este hecho ni disminuye ni modifica su responsabilidad. El incumplimiento de las obligaciones legales puede suponer al

propietario responsabilidades administrativas, civiles y penales.

Las formas de abordar el mantenimiento legal son:

- El propietario de la planta asume la responsabilidad total, y únicamente contrata la ejecución de los trabajos,

custodia y mantiene los registros legales de la ejecución de dichas tareas.

- El propietario de la planta contrata con una sola empresa la gestión del mantenimiento legal, siendo esta la

que determina todas las operaciones además de mantener los registros legales de la ejecución de esos

mantenimientos.

- El propietario de la planta contrata con la empresa contratista en un marco más amplio, como un

mantenimiento integral o uno de operación de mantenimiento, donde se indica que el contratista es el responsable de

ejecutar todas las tareas de mantenimiento de las instalaciones que dicten las normativas de aplicación.

11.1 Instalaciones de alta tensión

Son aquellas con tensión nominal eficaz superior a 1 kV, y se aplican fundamentalmente a empresas de transporte y

distribución de energía eléctrica. Se distinguen estos tipos:

- Centrales eléctricas, subestaciones y centros de transformación: Están regulados por RD 3275/1982 junto

con las ITC MIE-01 al 20, que obliga a estas empresas disponer de mantenimiento, y donde las inspecciones han de

realizarse como máximo cada tres años.

- Líneas eléctricas de alta tensión: Están reguladas por RD 223/2008 junto con las ITC LAC-01 a 09 donde

las inspecciones a realizar por el usuario o empresa mantenedora cualificada son al menos una vez cada año, aunque el

libro de registro no es necesario que esté diligenciado. Los requisitos que deben tener las empresas mantenedora son:

tener personal cualificado, con carnet de instalador de baja tensión y experiencia acreditada en mantenimiento de

altas tensión, además de poseer una serie de herramientas específicas. Las inspecciones a realizar por el organismo de

control autorizado (OCA) de la instalación han de ser al menos cada 3 años.

Los puntos que habitualmente se inspeccionan son la documentación, los embarrados, seccionadores,

interruptores automáticos, transformadores de potencia, puesta a tierra, cuadros auxiliares, alumbrado de la

subestación y celdas, y medidas de seguridad.


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11.2 Instalaciones de baja tensión

Son aquellas con tensión nominal eficaz inferior o igual a 1kV, y se regulan por RD 842/2002, donde las inspecciones

están reguladas en la MIE BT-05 en función del tipo de instalación y potencia instalada, mientras que unas se inspeccionan cada

5 años otras cada 10 años como las comunes a los edificios con potencia superior a 100 kW. Los ensayos se suelen efectuar en el

100% de la parte fundamental de la instalación, y en un 25% en circuitos secundarios, mientras en cuadros secundarios será del

50%. En caso de los grupos electrógenos han de disponer de un mantenimiento adecuado, y las intervenciones deben realizarse

según ITC BT-28 y 40, así como el Código Técnico de Edificación (CTE) especialmente DB SU-5.

11.3 Equipos a presión

Se regulan según RD 2060/2008 donde se aplica a los equipos de presión máxima admisible superior a 0,5 bares, y

según RD 769/1999 donde se clasifican los equipos e instalaciones. Las instrucciones técnicas complementarias son: ITC EP-1

para calderas, la ITC EP-2 para centrales generadoras de energía eléctrica de potencia nominal superior a 50 MW, la ITC EP-3

para refinerías de petróleo y plantas petroquímicas, la ITC EP-4 para depósitos criogénicos, la ITC EP-5 para botellas de equipos

respiratorios autónomos, y la ITC EP-6 para recipientes a presión transportables.

Los tipos de fluidos se clasifican en:

- Grupo 1: Se componen por todos los fluidos considerados peligrosos tanto como explosivos,

extremadamente inflamables, fácilmente inflamables, inflamables, muy tóxicos, tóxicos y comburentes.

- Grupos 2: Se componen todos los fluidos no contemplados en el grupo 1.

Las categorías de equipos a presión se diferencian si el equipo está sometido a la acción de una llama o no, si las

características del fluido utilizado está en estado gas o líquido, según la clasificación del fluido, por la presión máxima

admisible del equipo en bar, por el volumen en litros o diámetro nominal para tuberías, por la presión máxima de

servicio del equipo en la instalación en bar, y por la presión de precinto de los elementos de seguridad del equipo.

Los niveles de inspección existente son de nivel A para inspecciones en servicio, nivel B para inspecciones fuera de

servicio, y nivel C para inspección fuera de servicio con prueba de presión. La periodicidad de las inspecciones es:

- Centrales generadoras de energía eléctrica (todos sus equipos): Se regulan según ITC EP-2 con inspección

nivel A cada año equivalente cuando el usuario acredita medios EOP 2 u OCA, inspección de nivel B cada 3 años

equivalentes por OCA, e inspección nivel C cada 6 años equivalente por OCA. Para centrales que funcionan menos de

8760 horas (carga base) el plazo debe considerarse como horas efectivas de funcionamiento (un año equivale a 8760

horas).

- Refinerías de petróleos y plantas petroquímicas: Se regulan según ITC EP-3.

- Depósitos criogénicos: Se regulan según ITC EP-4 con inspección nivel B sin dejar fuera de servicio, e

inspección nivel C siendo neumática de 1,1 veces la presión de servicio.

- Botellas de equipos respiratorios autónomos: Se regulan según ITC EP-5. Inspección de los centros de

recarga cada 5 años, y revisión de las instalaciones o sistemas de los centros de recarga cada año.

- Recipientes a presión transportables: Se regulan según ITC EP-6. Inspección de los centros de recarga de

gases cada 5 años, y revisión de las instalaciones o sistemas de los centros de recargas de gases cada año.

11.4 Instalaciones de gas

Se regulan según RD 919/2006 junto a los ITC ICG-01 al 11. Las inspecciones periódicas de las instalaciones receptores

alimentadas desde las redes de distribución por canalización y de parte común, deben ser realizadas por el distribuidor

utilizando medios propios o externos.

Las revisiones periódicas se realizan en todas aquellas instalaciones que no estén conectadas a redes de distribución,

siendo obligatorio para el titular de la instalación, donde deberá solicitar los servicios de una de las entidades indicadas en la ITC.

Las instalaciones deben tener libro de mantenimiento. La periodicidad de las inspecciones es:


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- Instalaciones de distribución de combustibles gaseosos por canalización: Se regulan mediante ITC ICG-01,

que se refiere a las inspecciones y revisiones de las redes de distribución de gas de presión máxima de diseño igual o

inferior a 16 bar, y sus instalaciones auxiliares.

- Centros de almacenamiento y distribución de envases de GLP (Gases licuados del petróleo): Se regulan

mediante ITC ICG-02 que se refiere a la inspección inicial, y revisión periódica cada 2 años ambas por OCA.

- Instalaciones de almacenamiento de GLP en depósitos fijos: Se regula mediante la ITC ICG-03 que se refiere

a la inspección inicial, y prueba de presión periódica cada 15 años ambas por OCA.

- Plantas satélites de GNL (Gas natural licuado): Se regula mediante ITC ICG- 04, que se refiere a lo dicho con

capacidad de hasta 1000 m3 y presión máxima de operación superior a 1 bar que tengan como finalidad el suministro

directo a redes de distribución o instalaciones receptoras. Se realiza una inspección inicial, una revisión periódica cada 5

años, y una prueba de presión neumática periódica cada 15 años todas por OCA.

- Estaciones de servicio para vehículos a gas: Se regula mediante la ITC ICG-05 que se refiere tanto para GLP,

GNC y GNL para utilización como carburante para vehículos a motor. Se realiza una inspección inicial, una revisión

periódica cada 5 años, y una prueba de presión periódica cada 15 años todas por OCA.

- Instalaciones de envases de GNP (gas natural comprimido) para uso propio: Se regulan mediante la ITC ICG-

06.

- Instalaciones receptoras de combustibles gaseosos: Se regula mediante la ITC ICG-07.

- Aparatos de gas: Se regula mediante la ITC ICG-08.

11.5 Instalaciones con riego de legionelosis

Se regulan según RD 865/2003, y deben adecuarse a las características de cada instalación relativas a la probabilidad de

proliferación y dispersión de legionela, las cuales son:

- Instalaciones con mayor probabilidad de proliferación y dispersión de legionela: Torres de refrigeración y

condensadores evaporativos, sistema de agua caliente sanitaria con acumulador y circuito de retorno, sistemas de agua

de climatización con agitación constante y recirculación a través de chorros de alta velocidad o la inyección de aire, y

centrales humidificadores industriales.

- Instalaciones con menor probabilidad de proliferación y dispersión de legionela: Sistemas de instalación

interior de agua fría de consumo humano, cisternas o depósitos móviles y agua caliente sanitaria sin circuito, equipos

de enfriamiento evaporativo que pulvericen agua no contemplados en el anterior apartado, humectadores, fuentes

ornamentales, sistemas de riego por aspersión en el medio urbano, sistemas de agua contra incendios, elementos de

refrigeración por aerosoles al aire libre, y otros aparatos que acumulen agua y puedan producir aerosoles.

- Instalaciones de riesgo en terapia respiratoria: Equipos de terapia respiratoria, respiradores, nebulizadores,

otros equipos médicos en contacto con las vías respiratorias, y elementos de refrigeración por aerosoles al aire libre.

Las medidas preventivas a realizar son eliminar zonas sucias donde se acumulen materiales que les pueden servir de

alimento, y evitar y/o modificar las condiciones que favorecen su desarrollo.

11.6 Máquinas y herramientas

Se regulan según RD 1215/1997, modificado por RD 2177/2004 y revisada en RD 1644/2008. La normativa impone la

obligación por un lado al fabricante de informar del mantenimiento necesario, y por otro al usuario para que respete sus

instrucciones, de manera que se cumplan los principios esenciales de seguridad y salud. Otros requisitos esenciales de seguridad

que afectan al diseño y a una posible certificación de una máquina son:

- Marcado de las máquinas de forma visible, legible e indeleble.


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- Los órganos internos que deban ser inspeccionados y ajustados frecuentemente llevarán los adecuados

dispositivos de alumbrado.

- Los sistemas de mando se deben diseñar y fabricar de manera que se evita cualquier situación peligrosa.

- Los órganos de accionamiento serán claramente visibles e identificables mediante pictogramas cuando

resulte adecuado.

- La puesta en marcha de una máquina sólo deberá poder efectuarse mediante la acción voluntaria ejercida

sobre un órgano de accionamiento previsto a tal efecto.

- Las máquinas estarán provistas de uno o varios dispositivos de parada de emergencia.

- El restablecimiento tras una interrupción o la validación de la alimentación de energía de la máquina no

provocarán situaciones peligrosas.

- Han de disponer de medidas de protección contra riesgos mecánicos.

- Cuando los elementos móviles de un equipo de trabajo puedan entrañar riesgos de accidente por contacto

mecánico, deberán ir equipados con resguardos o dispositivos que impidan el acceso a las zonas peligrosas, o que

detengan las maniobras antes de acceso a ellas.

- La máquina se debe diseñar y fabricar para evitar o restringir la aparición de cargas electroestáticas.

- Los puntos de reglaje y de mantenimiento estarán situados fuera de las zonas peligrosas. Las operaciones de

reglaje, mantenimiento, reparación, limpieza y las intervenciones sobre la máquina deberán efectuarse con la máquina

parada.

11.7 Instalaciones de protección contraincendios

Se regulan según RD 2267/2004 junto con instrucciones técnicas ITC APQ-1, ITC instalaciones petrolíferas según RD

2085/1994, ITC MIE RAT-12 y ITC MIE RAT-15 para centrales eléctricas, subestaciones y centro de transformación. La

periodicidad de las inspecciones realizadas por OCA son de 5 años para un nivel bajo de riesgo de fuego intrínseco, de 3 años

para nivel medio, y de 2 años para nivel alto.

La empresa mantenedora autorizada revisa en profundidad y con una periodicidad general anual cada uno de los

elementos que componen el sistema, tales como sistemas de detección y alarma, extintores, sistemas de abastecimiento de

agua (depósitos y bombas), mangueras, hidrantes y bocas de incendio equipadas, y sistemas de extinción fijos (rociadores,

sistemas CO2, sistemas de polvo o espuma).

11.8 Instalaciones petrolíferas

Se regulan según RD 2085/1994, RD 1523/199 junto con las ITC del RD 1427/1997 y RD 2201/1995. Se clasifican en:

- Refinerías: Se regulan según ITC MI IP-01.

- Parque de almacenamiento: Se regulan según ITC IP-02, y se refiere a las pruebas de estanqueidad a tanques

y tuberías enterradas, con una primera prueba de estanqueidad a los 10 años de su instalación, cada 5 años para

tanques con productos clase B, y cada 10 años para productos de clase C y D.

- Consumo en propia instalación: Se regulan según ITC MI IP-03, que se refieren a pruebas de estanqueidad de

tanques enterrados de simple pared sin cubeto cada 5 años con producto en tanque y cada 10 años en vacío, pruebas

de tanques de superficie cada 5 años a los requieren proyecto y 10 años a los que no, pruebas de estanqueidad a

tuberías a los 10 años de instalación y cada 5 años a las tuberías, inspección a todas las instalaciones que requieren

proyecto cada 10 años, y a tanques reparados a los 10 años de su reparación.

- Suministro a vehículos: Se regulan según ITC MI IP-04 con pruebas de estanqueidad a tanques enterrados de

simple pared sin cubeto cada año cuando tengan producto y cada 5 años cuando no, pruebas de protección activa o


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catódica cada 5 años para capacidades no superiores a 10 m3 y cada 2 años hasta los 60 m3, y cada año los más de 60

m3, pruebas a tanques de superficie cada 5 años en instalaciones que requieren proyecto y cada 10 años para los que

no, pruebas de estanqueidad a tuberías nuevas a los 10 años de la instalación y cada 5 años las tuberías, a tanques

reparados cada 10 años posterior a su reparación, e inspección a todas las instalaciones que requieren proyecto cada 10

años.

11.9 Instalaciones térmicas de climatización

Se regulan RD 1027/2007 que se refiere a instalaciones térmicas fijas de climatización tales como calefacción,

refrigeración y ventilación, y de producción agua caliente sanitaria destinada a atender la demanda de bienestar térmico e

higiene de las personas. La IT 4 describe las inspecciones periódicas, y la IT 3 describe las tareas de mantenimiento.

11.10 Instalaciones frigorificas

Se regulan por RD 138/2011, el mantenimiento mediante ITC IF-14, y la manipulación de refrigerantes y la prevención

de fugas en la ITC-IF-17.

11.11 Almacenamiento de productos químicos

Se regulan según RD 379/2001 y modificado por RD 105/2010, quedando excluidos algunos productos químicos que se

enuncian. Cuando en una misma instalación se almacenan, cargan y descargan o trasiegan distintas clases de productos

químicos que dé lugar a la aplicación de diferentes ITC, es exigible la observancia de las prescripciones técnicas más severas. Se

clasifican en:

- Líquidos inflamables y combustibles: Se regulan según ITC MIE APQ-01 con prueba en lugar de

emplazamiento de recipientes y conexiones, según normativa de equipos a presión y estanqueidad. No se permite la

corrección de fugas ni en recipientes soldados ni por retacado mecánico, excepto en poros de techo. Revisión periódica

de las instalaciones por inspector propio u OCA. Inspección periódica cada 5 años por OCA, y con plan de emergencia

interior.

- Almacenamiento de óxido de etileno: Se regulan según ITC MIE APQ-02 siendo los mismos que los indicados

en la ITC MIE APQ-01

- Almacenamiento de cloro: Se regulan según ITC APQ-03 con revisiones antes de puesta en servicio, con

revisión periódica cada 2 años, inspección periódica cada 5 años de recipientes fijos, y con plan de emergencia interior.

- Almacenamiento de amoníaco anhidro: Se regulan según ITC MIE APQ-04 con revisiones antes de puesta en

servicio y tras revisiones o modificaciones, revisión periódica cada 5 años para el exterior, y cada 10 años para interior

de tanques y recipientes a presión, prueba hidrostática cada años, con plan de revisiones propias, y plan de emergencia.

- Almacenamiento de botellas y botellones de gases comprimidos licuados y disueltos a presión: Se regulan

según ITC APQ-05 donde no se prescribe inspección o pruebas.

- Almacenamiento de líquidos corrosivos: Se regulan según ITC MIE APQ-06 con revisión periódica por

inspector o por OCA, con revisión periódica cada 5 años por inspector o por OCA, con plan de revisiones propias, y con

plan de emergencia interior.

- Almacenamiento de líquidos tóxicos: Se regulan según ITC MIE APQ-07 con revisión periódica al menos cada

5 años para el exterior, cada 10 años para el interior de tanques y recipientes a presión, prueba hidrostática cada 10

años, con plan de revisiones propias, y con plan de emergencia interior.

11.12 Vehículos

En la industria se utilizan diferentes vehículos tanto internos como externos para transportar materias primas,

productos, personas o diferentes mercancías. Las carretillas elevadores han de cumplir el plan de mantenimiento propuesto por

el fabricante. En los externos deben realizarse periódicamente una inspección técnica de vehículos ITV, además de regirse por la

normativa vigente en seguridad vial según RD 2042/1994 modificado por el RD 2822/1998 y RD 711/2006.


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11.13 Equipos de elevación

Se incluyen diferentes instalaciones y maquinaria desde ascensores tanto en edificios como empresas, grúas torre

móviles, pasando por puentes grúas o carretillas elevadoras. La normativa se ha ido modificando con el tiempo desde el

R2291/1985 y sus ITC. Se clasifican en:

- Ascensores electromecánicos: Se regula según ITC MIE AEM-01 con revisiones cada 2 años en edificios

industriales y de pública concurrencia, cada 4 años en edificios de viviendas con más de 4 plantas ó 20 viviendas, y cada

6 años el resto de edificios.

- Carretillas automotoras de manutención: Se regulaba según ITC MIE AEM-03 estando actualmente derogada,

solo debe hacerse el mantenimiento según fabricante. Los daños que pueden derivar de maquinaria industrial no

tendrían la consideración de hechos de la circulación sino riesgos industriales.

- Otras instalaciones, puentes grúas o polipastos: Se regulan según RD 1215/1997 modificado por RD

1644/2008.

11.14 Instalaciones de alumbrado exterior

Se regulan según RD 842/2002 con inspecciones iniciales por una OCA en instalaciones de más de 5 KW, inspecciones

periódicas por una OCA cada 5 años de las instalaciones que requieran inspección inicial, y cada 10 años para las comunes de

edificios de viviendas de potencia total instalada superior a 100 kW. A través del RD 1890/2008 se establece las condiciones

técnicas de diseño, ejecución y mantenimiento que deben reunir las instalaciones de alumbrado exterior, con verificación inicial

en todas las instalaciones, con inspección inicial en las instalaciones de 5 kW de potencia instalada, con verificaciones cada 5

años en instalaciones de hasta 5 kW de potencia instalada, y con inspecciones cada 5 años en las instalaciones de más de 5 kW

de potencia instalada.

El valor de la eficiencia energética no deberá ser inferior en más de un 10% del valor proyectado y la calificación

energética de la instalación deberá coincidir con la proyectada. Los organismos de control son los responsables tras la petición

por la propiedad de realizar la inspección de las instalaciones.

11.15 Registro documental

Los libros de registro obligatorios son el libro de aparatos de presión, diario de calderas sustituible por el libro de turno

de la instalación, libro de torres de refrigeración, libro de emisiones, libro de sistemas de alta tensión, y libro de almacén de

productos químicos. Además de estos pueden existir otros ajenos al mantenimiento, y que también pueden ser de carácter

obligatorio tales como el libro de salidas de residuos peligrosos, de aceites usados, libros de registro de entrada y salidas de

combustibles, libros de registro de importaciones y exportaciones de electricidad, libro relacionados con el personal, y libro de

visitas oficiales de la administración.

EQUIPO O INSTALACIÓN REGISTRO

Caldera Libro de registro de aparatos a presión y actas de revisiones

Tuberías Libro de registro de aparatos a presión

Otros aparatos a presión Libro de aparatos a presión

Aire acondicionado Registro de operaciones

Puentes grúa y otros equipos de elevación Actas de inspección

Carretilla Acta de proveedor

ERM Archivo de los resultados de las vigilancias

Sistema contra incendio Actas o informes de la empresa acreditada

Aire comprimido Libro de registro

Almacenamiento de productos químicos Registro de las revisiones

Torres de refrigeración Libro de registro

Sistemas de alta tensión Libro de registro

Sistemas de baja tensión Actas o informes de la empresa acreditada

Red de tierra Actas o informes de la empresa acreditada

Tabla 3. Registro documental del mantenimiento legal.


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Conclusiones_________________________________ _________________ Trabajo final

12. Conclusiones

Los objetivos del mantenimiento de una central termosolar son: conseguir una adecuada disponibilidad, fiabilidad,

alargando la vida útil de la planta lo máximo posible con un presupuesto optimizado, por lo que implica dedicar una gran parte

del mantenimiento a intervenciones programadas. Éstas pueden ser llevadas a cabo tanto con empresas especializadas, como

por la ingeniería que la construyó, o por los técnicos de la propia planta con apoyos puntuales. La tendencia en el

mantenimiento de centrales eléctricas de nueva construcción hasta el año 2005 se decantó hacia el máximo de externalización

del servicio, pero desde entonces se vive una situación en la que el propietario de la instalación prefiere hacer el mantenimiento

con su propio personal.

Para llegar a un buen fin, el plan de mantenimiento deberá evitar organigramas deficientes, planes inadecuados, falta

de repuestos y/o herramientas, averías sin investigar, y un programa informático GMAO implantado de manera deficiente y mal

gestionado. En este punto resaltar que, es recomendable utilizar un programa informático GMAO, pero sólo si se considera

como una herramienta útil y valiosa, por ser incapaz de mantener la planta por sí mismo. El plan de una central termosolar de

50 MWe estará compuesto por más de 3000 tareas individuales, 307 gamas, y podrá tener hasta 14000 horas de carga de

trabajo preventiva con buen un rendimiento del trabajo (75% tiempo realizando trabajos directos, y 25% improductivos). Por

todo lo expuesto se llega a la conclusión de que, el tiempo del personal de operación dedicado a labores de inspecciones supone

unas 5700 horas, la carga de trabajo que asume el personal de mantenimiento es de 8200 horas más el correctivo que surja, y

parte de esa carga preventiva la realiza personal externo a través de contratas por lo que la carga real de trabajo de

mantenimiento ronda las 6000 horas.

Los diferentes sistemas que componen la central requieren de diferentes tipos de mantenimiento tales como

mantenimiento correctivo, condicional, sistemática, de alta disponibilidad, de alta fiabilidad, y mantenimiento legal. El de alta

fiabilidad es la que mejor se adapta a las características de estas instalaciones, debido a los altos costes que supone la pérdida

de producción, incluyendo las correspondientes penalizaciones por no cumplir los compromisos de suministro de electricidad

acordados. El mantenimiento correctivo es prácticamente inevitable, consumiendo un 30% de los recursos disponibles. El

mantenimiento legal absorbe más del 70% de la carga de trabajo en los equipos a presión, el sistema de alta tensión, y la torre

de refrigeración.

Una hora de parada en central de 50 MWe supone unas pérdidas por ingresos de unos 15000 euros (300 euros por

MWh), por lo que en un día medio de horas serán 150000 euros. Esta pérdida de producción por un mal mantenimiento puede

suponer al menos una pérdida del 10% de la producción anual atribuible a la reparación de averías evitables. En datos

extrapolables, en plantas termosolares sin almacenamiento térmico supondrá una disminución de ingresos entorno a 3,5

millones de euros, casi tanto como el presupuesto anual de mantenimiento. Para llegar al objetivo fijado de alta disponibilidad,

la mayoría de las centrales eléctricas requieren una rendimientos mayores al 98%, y no deben parar de forma programada más

de un 2% de las horas al año (150 horas o 6 días). Con ello queda claro que, la reparación urgente de averías no puede ser la

base del mantenimiento, y deben evitar esa dependencia debido al alto coste de la pérdida de producción, y a las propias

características de la energía pues la energía eléctrica generada se concentra entre mayo y septiembre (75% del total). Es por

tanto, que la base del mantenimiento son las paradas que se realizan periódicamente en la época de baja producción, es decir,

en invierno. Es una estrategia basada en la obtención de un alto valor de disponibilidad y fiabilidad, y se estima estar en estas

circunstancias unos 30 días naturales, implicando a más de 200 técnicos que trabajan simultáneamente en los diferentes

sistemas.

En la actualidad, el mantenimiento en este tipo de plantas es la gran asignatura pendiente, cuyo primer punto

deficiente es la escasez de personal de mantenimiento, pues al tratarse de instalaciones complejas existen decenas de averías

constantes, con materiales que en muchos casos son se han elegido los mejores, y con defectos de construcción. Es habitual

cerrar el período de construcción y puesta en marcha e iniciar la explotación comercial con más de 10000 puntos identificados

como deficientes, que el constructor debe solucionar durante los primeros meses de explotación. Un exceso celo profesional por

parte del personal de mantenimiento, la necesidad de resolución rápida de algunos puntos pendientes, y la habilidad de algunos

contratistas para esquivar su responsabilidad, hace que durante el primer año el tiempo dedicado a la solución de estos puntos

supere en algunos casos el 50% de la actividad del departamento de mantenimiento. La primera consecuencia es que se pierde

la oportunidad de diseñar un mantenimiento programado eficaz que evite averías e incidentes; la segunda, que el personal de

mantenimiento se acostumbra a organizar su trabajo en función de las averías; y la tercera, que al cabo de unos meses la planta

ya presente un grado de degradación no adecuado a su edad real.


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Conclusiones_________________________________ _________________ Trabajo final

Es un error elaborar una lista de repuestos a partir de las recomendaciones de los fabricantes, sin realizar ningún tipo

de estudio. El resultado es que, durante el primer año más del 50% de los incidentes suponen un tiempo de parada mayor del

normal por falta de disponibilidad de repuesto, de igual manera el caso inverso, habrá más de dos terceras partes de las piezas

adquiridas que no se usarán nunca. También se echan de menos equipos de no muy alto coste como herramientas de diagnosis

(cámaras boroscópicas, detectores de ultrasonidos, cámaras termográficas, analizador de redes, etc.), herramientas mecánicas

(tensores hidráulicos de pernos, etc.), o equipos avanzados para el mantenimiento de la instrumentación (calibrador

multifunción, comunicador HART, etc.). En caso contrario existen herramientas de alto coste que no se usarán nunca tal como

un torno o fresadora.


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Bibliografía___________________________________ _________________ Trabajo final

13. Bibliografía

Guía técnica de la energía solar termoeléctrica. Fenercom.

Mantenimiento de centrales termosolares CCP. Renovetec.

http://www.opex-energy.com/EN/termosolares/index.html. Opex energy.

13.1 Software

Los programas informáticos de gestión del mantenimiento asistido por ordenador (GMAO) con licencia libre son:

- Renove-Gem: http://www.renovetec.com/index.php/86-renovetec-ingenieria/331-renove-gem

- Exilio: http://www.ingenieria.exiliosi.es/

- PmxPro: http://www.cworks.com.my/cw_download_issa.asp


http://www.opex-energy.com/EN/termosolares/index.html

http://www.renovetec.com/index.php/86-renovetec-ingenieria/331-renove-gem

http://www.ingenieria.exiliosi.es/

http://www.cworks.com.my/cw_download_issa.asp

trabajo final uned - ma

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