Trabajo de grado Michel Mardelli - bdigital.ula.ve

UNIVERSIDAD DE LOS ANDES

FACULTAD DE INGENIERÍA

ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

REVISIÓN DE LA EFECTIVIDAD DEL PLAN ANUAL DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN DE ENELCO A 13,8 KV

T.M. Jhosue Michel Mardelli Saavedra

MÉRIDA, 2007

UNIVERSIDAD DE LOS ANDES

FACULTAD DE INGENIERÍA

ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

MÉRIDA – VENEZUELA


Trabajo presentado como requisito parcial para optar al titulo de Ingeniero Electricista

Autor: T.M. Jhosue Michel Mardelli Saavedra

Tutor Académico: Ing. M.Sc. Ernesto José Mora

Tutor Industrial: Ing. Jorge Luís Castillo Castillo

MARZO, 2007

iiRevisión de la Efectividad del Plan Anual de Mantenimiento Preventivo de la Red de Distribución de ENELCO a 13,8 KV

Índice General

ÍNDICE GENERAL Indice General ............................................................................................................. II Dedicatoria..................................................................................................................VI Agradecimientos .......................................................................................................VII Lista de Tablas .........................................................................................................VIII Lista de Figuras...........................................................................................................X Resumen .....................................................................................................................XI Introducción...............................................................................................................XII Planteamiento del Problema...................................................................................XIII Objetivos de la Investigación .................................................................................XIII General ......................................................................................................................XIII Específicos ...............................................................................................................XIII Justificación de la Investigación .......................................................................... XIV Alcance..................................................................................................................... XIV

CAPÍTULO I ..................................................................................................................1 TEORÍA DE MANTENIMIENTO...................................................................................1

1.1.- Definición de Mantenimiento ........................................................................1 1.2.- Evolución del Mantenimiento [1] ..................................................................1 1.3.- Objetivos del Mantenimiento ........................................................................2 1.4.- Variables del Mantenimiento [1] ...................................................................3 1.5.- Tipos de Mantenimiento [1], [2] y [3]............................................................4

1.5.1.- Según el Estado del Activo .......................................................................4 1.5.2.- Según las Actividades Realizadas ............................................................4 1.5.3.- Según su Ejecución en el Tiempo.............................................................6

1.6.- Las Fallas.........................................................................................................6 1.6.1.- Definición de Falla .....................................................................................7 1.6.2.- Origen de las Fallas...................................................................................7

1.7.- Costos Asociados al Mantenimiento ...........................................................8 1.8.- Beneficios del Mantenimiento.......................................................................8 1.9.- El Plan de Mantenimiento ..............................................................................9

1.9.1.- Aplicación del Método por Fases. .............................................................9 1.9.2.- Enfoques de Plan de Mantenimiento ......................................................10

1.10.- Mantenimiento de Líneas de distribución de 13.8 KV a 34.5 KV ..........11 1.10.1.- Característica de los Sistemas de Distribución. ...................................11 1.10.2.- Criterios empleados para La Planificación de Circuitos de Distr..........11 1.10.3.- Disponibilidad y Calidad de Servicio. ....................................................11 1.10.4.- Características del Mantenimiento Preventivo en Redes de Distr. ......13

CAPÍTULO 2...............................................................................................................22 MARCO METODOLÓGICO .......................................................................................22

2.1.- Tipo de Investigación...................................................................................22 2.1.1.- Investigación Documental .......................................................................22 2.1.2.- Investigación de Campo..........................................................................22 2.1.3.- Investigación Explicativa .........................................................................23 2.1.4.- Investigación Aplicada.............................................................................23

iiiRevisión de la Efectividad del Plan Anual de Mantenimiento Preventivo de la Red de Distribución de ENELCO a 13,8 KV

Índice General

2.2.- Metodología Empleada ................................................................................23 2.2.1.- Documentación........................................................................................23 2.2.2.- Población y Muestra ................................................................................24 2.2.3.- Bases de la Investigación........................................................................27

CAPÍTULO 3...............................................................................................................38 PLAN ANUAL DE MANTENIMIENTO DE LA UNIDAD DE OPERACIONES Y MANTENIMIENTO DE DISTRIBUCION DE ENELCO..............................................38

3.1.- Alcance ..........................................................................................................38 3.2.- Aplicación......................................................................................................38 3.3.- Definiciones...................................................................................................38 3.4.- Normas Generales ........................................................................................40 3.5.- Especificaciones Generales........................................................................40 3.6.- Nivel de Importancia. ...................................................................................40 3.7.- Limitaciones Operativas. .............................................................................41

3.7.1.- Restricciones Climatológicas ..................................................................41 3.7.2.- Ubicación y Acceso a las Redes de Distribución....................................42 3.7.3.- Disponibilidad de Equipos y Uso de Recursos. ......................................42

3.8.- Recursos y Logística. ..................................................................................42 3.8.1.- Logística de Materiales y Equipos. .........................................................42

3.9.- Planes de Mantenimiento – Clasificación y Diseño. ................................43 3.10.- Gestión de Mantenimiento Preventivo Automatizada en SAP PM. ......46 3.11.- Especificaciones Particulares...................................................................47 3.12.- Metas............................................................................................................48

CAPITULO 4...............................................................................................................49 PROPUESTA DE METODOLOGÍA PARA LA ELABORACIÓN DEL PLAN ANUAL DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN DE ENELCO EN 13,8 KV .................................................................................................49

4.1.- Bases para el Diseño ...................................................................................49 4.1.1.- Bases Investigativas................................................................................49 4.1.2.- Bases Teóricas ........................................................................................50 4.1.3.- Bases Técnicas .......................................................................................50 4.1.4.- Bases Analíticas ......................................................................................50

4.2.- Metodología...................................................................................................50 4.2.1.- Detección de la Criticidad de los Circuitos..............................................51 4.2.2.- Selección de los Circuitos de acuerdo a su Criticidad...........................52 4.2.3.- Análisis Considerando las Fallas. ...........................................................58 4.2.4.- Estudio Causa – Efecto de las Fallas .....................................................72

4.3.- Resultados de la Metodología.....................................................................75

CAPITULO 5...............................................................................................................78 REVISIÓN DE LA EFECTIVIDAD DEL PLAN ANUAL DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN DE ENELCO EN 13.8 KV............78

5.1.- Bases para la Medición de la Efectividad..................................................78 5.1.1.- Período en Estudio ..................................................................................78 5.1.2.- Zonas en estudio .....................................................................................79 5.1.3.- Datos necesarios. ....................................................................................79

ivRevisión de la Efectividad del Plan Anual de Mantenimiento Preventivo de la Red de Distribución de ENELCO a 13,8 KV

Índice General

5.1.4.- El Tiempo Total de Interrupción (TTI) .....................................................79 5.2.- Presentación de la Información..................................................................80

5.2.1.- Interrupciones de Servicio (Programa Estadístico) ................................80 5.2.2.- Órdenes de Trabajo (Sistema SAP)........................................................81

5.3.- Efectividad basada en Órdenes de Mantenimiento..................................81 5.4.- Efectividad Basada en el TTI.......................................................................86

5.4.1.- Relación entre Fallas, Mantenimientos y la Incidencia de TTI ..............89 5.4.2.- Relación TTI con el Número de Órdenes Ejecutadas ............................90 5.4.3.- Análisis General de resultados................................................................92 5.4.4.- Análisis Particular de Resultados............................................................94

CONCLUSIONES .......................................................................................................99 RECOMENDACIONES.............................................................................................101 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS........................................................................102

viRevisión de la Efectividad del Plan Anual de Mantenimiento Preventivo de la Red de Distribución de ENELCO a 13,8 KV

Dedicatoria

DEDICATORIA

A mi Madre..

viiRevisión de la Efectividad del Plan Anual de Mantenimiento Preventivo de la Red de Distribución de ENELCO a 13,8 KV

Agradecimientos

AGRADECIMIENTOS Me complace expresar mi gratitud a todos aquellos que con su estimulo y

colaboración permitieron la realización del presente Trabajo de Grado.

A la Ilustre Universidad de Los Andes, por abrirme sus puertas para formarme

académicamente.

A la Escuela de Ingeniería Eléctrica, por brindarme los basamentos de formación y

humanidad, para éste y los próximos proyectos que alcanzaré.

A ENELCO, por brindarme la oportunidad de desarrollar este trabajo de grado en

tan prestigiosa empresa.

A la Rama Estudiantil IEEE-ULA y a ASELEC, donde me forme en muchos otros

ámbitos, y donde he compartido y legado lo mejor de mi.

Al Ing. Jorge Castillo, por depositar en mí su confianza otorgándome la

responsabilidad de ejecutar este trabajo, y por su valiosa colaboración orientándome

siempre que fue necesario.

Al todo el personal de la Unidad de Operaciones, Mantenimiento y Desarrollo de

Distribución del Municipio Lagunillas, por brindarme su apoyo y colaboración

durante la realización de esta investigación.

Al Prof. Ernesto Mora, por su colaboración y asesoramiento en la elaboración del

presente trabajo de grado.

A mi familia, por su apoyo y sacrificio al brindarme la oportunidad de desarrollar este

proyecto.

A Jetsy, por su ayuda incondicional, sus consejos, por su cariño y brindarme la

oportunidad de apoyarme en su hombro en los momentos cuando mas lo

necesitaba.

A Oswad Chávez, amigo incondicional, quien con su apoyo me permitió alcanzar

esta anhelada meta.

A todos aquellos compañeros y amigos de quienes he aprendido, y con quienes he

compartido momentos inolvidables a lo largo de mi carrera.

viiiRevisión de la Efectividad del Plan Anual de Mantenimiento Preventivo de la Red de Distribución de ENELCO a 13,8 KV

Lista de Tablas

LISTA DE TABLAS Tabla 1.1.- Tensiones normalizadas requeridas en las líneas de distrib. ENELCO .11 Tabla 1.2.- Distancia mínima y presión del equipo moto bomba...............................16 Tabla 2.1.- Municipios Baralt –Valmore Rodríguez (BVR)........................................24 Tabla 2.2.- Municipios Cabimas-Simón Bolívar (CSB) .............................................25 Tabla 2.3.- Municipio Lagunillas (LAG) .....................................................................26 Tabla 2.4.- Municipios Miranda – Santa Rita (MSR).................................................27 Tabla 2.5.- Fallas ordenadas por su importancia con Porcentajes...........................30 Tabla 2.6.- Matriz de Evaluación. ...............................................................................35 Tabla 2.7.- Índices de Preferencias............................................................................35 Tabla 2.8.- Matriz de Utilidad......................................................................................36 Tabla 2.9.- Pesos de los Criterios Evaluados. ...........................................................36 Tabla 2.10.- Criticidad de los circuitos........................................................................37 Tabla 3.1.- Programación de Mantenimientos Municipio MSR.................................44 Tabla 3.2.- Programación de Mantenimientos Municipio BVR .................................44 Tabla 3.3.- Programación de Mantenimientos Municipio CSB .................................45 Tabla 3.4.- Programación de Mantenimientos Municipio LAG. Primera Parte.........45 Tabla 3.5.- Programación de Mantenimientos Municipio LAG. Segunda Parte .......46 Tabla 4.1.- Niveles de importancia por factores de criticidad ....................................52 Tabla 4.2.- Matriz de Evaluación del Municipio Baralt-Valmore R.............................52 Tabla 4.3.- Índices de preferencias para el Municipio BVR. ......................................53 Tabla 4.4.- Matriz de Utilidad del Municipio BVR.......................................................54 Tabla 4.5.- Pesos de los Criterios Evaluados. ...........................................................54 Tabla 4.6.- Matriz de Ponderación del Municipio BVR. .............................................54 Tabla 4.7.- Criterios para obtención del rango de evaluación ...................................55 Tabla 4.8.- Ponderaciones para determinar el rango de evaluación.........................55 Tabla 4.9.- Rangos de Evaluación y Niveles de Atención .........................................55 Tabla 4.10.- Índices de criticidad y prioridades Municipio Baralt-Valmore R. ...........56 Tabla 4.11.- Comparac. del Nivel de Criticidad de los Ctos con la Incid. de Fallas..59 Tabla 4.12.- Cantidad de Fallas Instantáneas por Circuito en el Municipio BVR......60 Tabla 4.13.- Suma de TTI por circuito en el municipio Baralt-Valmore R. ................61 Tabla 4.14.- Circuitos y sus porcentajes de incidencia en el TTI ..............................69 Tabla 4.15.- Circuitos y sus porcentajes de incidencia de Fallas Instantáneas ........69 Tabla 4.16.- Porcentaje de TTI en los circuitos con índice de prioridad “Muy Alto” ..69 Tabla 5.1.- Presentación de la información en el Programa Estadístico...................80 Tabla 5.2.- Presentación de la información en el Sistema SAP ................................81 Tabla 5.3.- Total de Órdenes de Mttos mens. para el Micipio MSR. Año 2003 ........82 Tabla 5.4.- Resumen de Órdenes de Mttos para el Municipio MSR. Año 2003........83 Tabla 5.5.- Porcentaje de ejecución de órdenes por Municipio. Año 2003 ...............83 Tabla 5.6.- Porcentaje de ejecución de órdenes por Municipio. Año 2004 ...............84 Tabla 5.7.- Porcentaje de ejecución de órdenes por Municipio. Año 2005 ...............84 Tabla 5.8.- Porcentaje de ejecución de órdenes por Municipio. Año 2006 ...............84 Tabla 5.9.- Efectividad Basada en Órdenes de Mantenimiento ................................85 Tabla 5.10.- Relación entre Fallas y Mantenimientos ................................................88 Tabla 5.11.- Efectividad vs. TTI para el Municipio MSR ............................................89 Tabla 5.12.- Efectividad vs. TTI para el Municipio CSB.............................................89 Tabla 5.13.- Efectividad vs. TTI para el Municipio LAG.............................................90 Tabla 5.14.- Efectividad vs. TTI para el Municipio BVR.............................................90

ixRevisión de la Efectividad del Plan Anual de Mantenimiento Preventivo de la Red de Distribución de ENELCO a 13,8 KV

Lista de Tablas

Tabla 5.15.- Órdenes Ejecutadas vs. TTI para el Municipio MSR............................91 Tabla 5.16.- Órdenes Ejecutadas vs. TTI para el Municipio CSB ............................91 Tabla 5.17.- Órdenes Ejecutadas vs. TTI para el Municipio LAG.............................91 Tabla 5.18.- Órdenes Ejecutadas vs. TTI para el Municipio BVR ............................92 Tabla 5.19.- Porcentaje total de Efectividad e incidencia total de TTI......................92 Tabla 5.20.- Porcentaje total de Efectividad e incidencia de TTI inherente al Plan .92 Tabla 5.21.- Número de órdenes y su incidencia en el TTI Total general...............92 Tabla 5.22.- Número de órdenes y su incidencia en el TTI inherente al Plan..........93

xRevisión de la Efectividad del Plan Anual de Mantenimiento Preventivo de la Red de Distribución de ENELCO a 13,8 KV

Lista de Figuras

LISTA DE FIGURAS Figura 1.1.- Evolución del Mantenimiento ....................................................................2 Figura 1.2.- Evolución de la Falla Funcional en el Tiempo ..........................................7 Figura 1.3.- Directriz de Acción de Planes de Mantenimiento. ....................................9 Figura 1.4.- Utilizando la cámara en la subestación ..................................................20 Figura 1.5.- Uso al pie de una línea ...........................................................................20 Figura 1.6.- Foto del objeto sobre el que se hizo la termografía ...............................21 Figura 1.7.- Termografía del objeto. ...........................................................................21 Figura 2.1.- Mentalidad de Pareto ..............................................................................28 Figura 2.2.- Aplicación del Diagrama de Pareto ........................................................29 Figura 2.3.- Diagrama de Pareto con sus porcentajes. ............................................31 Figura 2.4.- Diagrama de Ishikawa para Aislador Roto. ............................................32 Figura 2.5.- Diagrama de Ishikawa para Puntos Calientes.......................................33 Figura 4.1.- Gráf. de repres. para los niveles de criticidad y rangos de evaluación .56 Figura 4.2.- Circuitos del Municipio BVR con “Nivel Medio” de Criticidad.................57 Figura 4.3.- Circuitos del Municipio BVR con Nivel “Alto” de Criticidad ....................57 Figura 4.4.- Circuitos del Municipio BVR con Nivel “Muy Alto” de Criticidad ............58 Figura 4.5.- Grafico de relación de fallas y su prioridad, Municipio Baralt. ..............59 Figura 4.6.- Diagrama de Pareto Total de Fallas del Municipio Baralt-Valmore R. ..62 Figura 4.7.- Diagrama de Pareto reducido con Total de Fallas del Municipio BVR. .63 Figura 4.8.- Diagr. De Pareto. Fallas inherentes a mtto, del Municipio BVR ............63 Figura 4.9.- Diagrama de Pareto. Fallas Principales para Análisis. Municipio BVR. 64 Figura 4.10.- Diagrama de Pareto total de TTI del Municipio Baralt-Valmore R. ......64 Figura 4.11.- Diagrama de Pareto Resumido del total de TTI del Municipio BVR ...65 Figura 4.12.- Diagr. de Pareto del TTI incidente en el Mtto de la red de distrib. del Municipio BVR.............................................................................................................66 Figura 4.13.- Gráf. de Ctos del Nivel “MUY ALTO” con sus respectivas fallas. ........67 Figura 4.14.- Diagr. de pareto de los Circuitos del Nivel “MUY ALTO” con sus respectivas fallas incluyendo descargas atmosféricas. .............................................68 Figura 4.15.- Diagr. de Pareto de los Circuitos del Nivel “MUY ALTO” con sus respectivas fallas.........................................................................................................68 Figura 4.16.- Diagr. de Pareto de Fallas Instantáneas del Cto. La Victoria ..............70 Figura 4.17.- Diagr. de Pareto de Fallas Instantáneas del Cto. El Tigre ...................70 Figura 4.18.- Diagr. de Pareto de Fallas Instantáneas del Cto. San Pedro ..............71 Figura 4.19.- Diagr. de Pareto de Fallas Instant. del Cto. Concepción 7 ..................71 Figura 4.20.- Diagr. de Pareto de Fallas Instant. del Cto. Pueblo Nuevo..................71 Figura 4.21.- Diagr. de Causa-Efecto de la Falla “Descargas Atmosféricas”............73 Figura 4.22.- Diagrama de Causa-Efecto de la Falla “Aislador Roto” .......................73 Figura 4.23.- Diagr. de Causa-Efecto de la Falla “Objetos en las Líneas” ................73 Figura 4.24.- Diagrama de Causa-Efecto de la Falla “Vegetación” ...........................74 Figura 4.25.- Diagrama de Causa-Efecto de la Falla “TX Quemado” .......................74 Figura 4.26.- Diagrama de Causa-Efecto de la Falla “Animales” ..............................74 Figura 4.27.- Diagrama de Causa-Efecto de la Falla “Puntos Calientes”..................75 Figura 4.28.- Diagrama de Flujo de la Metodología para sentar las bases de la elaboración del Plan de Mantenimiento Anual de la Red de Distribución.................77 Figura 5.1.- Desempeño del mantenimiento preventivo basado en su efectividad, en cuanto a órdenes de mantenimiento. .........................................................................86

xiRevisión de la Efectividad del Plan Anual de Mantenimiento Preventivo de la Red de Distribución de ENELCO a 13,8 KV

Resumen

RESUMEN


T.M. Jhosue Michel Mardelli Saavedra. Tutor: Prof. Ernesto José Mora El Plan Anual de Mantenimiento que se ejecuta en el sistema de distribución (PAMD) de ENELCO representa un elemento fundamental para contribuir a la continuidad y a la calidad del servicio eléctrico en general y tiene como objetivo esencial la planificación del mantenimiento preventivo con el fin de disminuir las interrupciones de servicio eléctrico en los municipios servidos por la empresa, así como minimizar los costos por concepto de mantenimiento correctivo. Se crea una metodología que sirva de basamento para el diseño del PAMD para los años venideros, focalizándolo en atender en forma más precisa los problemas que se presentan en la red de distribución de esta empresa, y atacando la problemática desde un punto de vista mas científico y con basamento en estudios profesionales de mantenimiento, de análisis y de solución de fallas. Se diseña una metodología de fácil manejo y aplicación, detectando circuitos críticos basado en las características propias de cada uno de los circuitos, en lo que respecta a índice de Fallas, Accesibilidad, Configuración, Extensión, Clientes Servidos, Demanda y Carga de estos circuitos. Por otro lado se plantea métodos para el análisis de Fallas como los son, el Diagrama de Pareto y el análisis Causa-Efecto. La finalidad de este estudio es focalizar los planes de mantenimiento a atender las necesidades reales de la red de distribución. Se realiza la revisión de la efectividad del PAMD de ENELCO, basado en teorías de mantenimiento, en el estudio de análisis de fallas y en la revisión del historial de interrupciones, al igual que la relación de órdenes de trabajo ejecutadas o no, contenidas en el PAMD. Haciendo uso de métodos estadísticos, hojas de cálculo y procedimientos de mantenimiento, se relacionan los planes ejecutados y la incidencia de fallas imputables a estos, al igual que, las diferentes comparaciones entre las fallas, los circuitos, la frecuencia de interrupciones, y otras diferentes variables existentes. Por otro lado se estudiarán los diferentes métodos de estudios de fallas, así como los diferentes procesos existentes para el estudio de la efectividad de los mantenimientos preventivos. Palabras Claves: Mantenimiento, Servicio Eléctrico, Sistemas de Distribución

Eléctrica, Fallas, Efectividad.

xiiRevisión de la Efectividad del Plan Anual de Mantenimiento Preventivo de la Red de Distribución de ENELCO a 13,8 KV

Introducción

INTRODUCCIÓN

Las actividades de mantenimiento que se ejecutan en el sistema de distribución de

la C.A. Electrificación de la Costa Oriental del Lago (ENELCO) representan un

elemento fundamental para contribuir a la continuidad y calidad del servicio

eléctrico de la zona. Por ello ha sido necesario la conformación de un Plan de

Mantenimiento de las Redes de Distribución, que permita la correcta y eficiente

operación de todos y cada uno de los componentes que conforman los circuitos

eléctricos sometidos a estudio en este Trabajo de Grado, ya que el funcionamiento

adecuado de estos dispositivos permite una disminución en la presencia de fallas;

en las interrupciones del servicio y en las pérdidas que éstas acarrean.

Con el propósito de realizar esta investigación, se estarán revisando las actividades

de mantenimiento, ya que en las redes de distribución se presentan una gama de

fallas producidas a causa de diversos factores que afectan de cierta manera la

continuidad del servicio, como lo son por ejemplo: descargas atmosféricas,

condiciones ambientales, mal tiempo, contaminación, objetos sobre las líneas,

puntos calientes, entre otras. Estas variables se deben tener presente en todo

momento, pues del servicio eléctrico dependen otros procesos, tales como

industriales, comerciales y actividades domésticas. Por tal motivo, nace la

necesidad de revisar el actual Plan de Mantenimiento de la red de distribución de

ENELCO, con la idea de obtener mejores resultados a la hora de aplicar las labores

de mantenimiento, alcanzando una reducción en los costos por concepto de

mantenimiento correctivo, y así de esta manera garantizar la continuidad y calidad

del servicio eléctrico en los municipios servidos por ENELCO.

Entre las diferentes actividades del Plan de Mantenimiento cabe destacar:

Emisión de Órdenes de Trabajo y Reportes de Inspección por Conjunto de

Equipos

Historial del análisis de fallas de los circuitos, equipos e instalaciones.

Actualizaciones de las rutinas de mantenimiento.

La Programación de mantenimiento preventivo en base a sus criterios

(frecuencia, horas de operación, etc.).

xiiiRevisión de la Efectividad del Plan Anual de Mantenimiento Preventivo de la Red de Distribución de ENELCO a 13,8 KV

Introducción

El Control y evaluación de la programación de mantenimiento.

Indicadores de gestión.

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Desde hace algunos años se ejecuta el plan de mantenimiento anual en las redes

de distribución de la Compañía Anónima de Electrificación de la Costa Oriental del

Lago (ENELCO); estos planes fueron desarrollados tomando en cuenta aspectos

técnicos, geográficos y climatológicos de la región, los mismos se han venido

ejecutando basados en la experiencia y en el conocimiento de los circuitos, de forma

tal que se hace necesaria la optimización del mismo, por lo que amerita la

consideración de las limitaciones, restricciones y/o condicionamientos operativos;

adicionalmente, dichos planes deben estar fundamentados en necesidades reales

de mantenimiento y que los recursos sean orientados, prioritariamente, según cierto

grado estratégico ó crítico a circuitos específicos, de tal forma que se pueda

garantizar el suministro eficiente y confiable de la energía demandada por los

clientes.

En cada circuito dependiendo de las características del mismo, se debe revisar el

plan de mantenimiento que se realiza y observar que dichos circuitos se encuentren

en condiciones óptimas, ya que la prioridad es la de garantizar el transporte de

energía en todo el sistema de distribución y mantener los enlaces de transferencia

de carga entre circuitos.

OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN GENERAL

Efectuar el análisis de la efectividad del actual Plan Anual de Mantenimiento

Preventivo de la Red de Distribución de ENELCO en 13,8 KV

ESPECÍFICOS

Medición del porcentaje de ejecución del plan comparado con las interrupciones

en el sistema de distribución de ENELCO 2003-2006

xivRevisión de la Efectividad del Plan Anual de Mantenimiento Preventivo de la Red de Distribución de ENELCO a 13,8 KV

Introducción

Elaborar una metodología para la elaboración del Plan de Mantenimiento anual

de la Red de Distribución de ENELCO en 13,8 KV.

Identificar debilidades en el actual Plan de Mantenimiento Anual e identificar las

posibles mejoras para su efectividad.

JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN El plan de Mantenimiento Anual de las Redes de Distribución de la C.A.

Electrificación de la Costa Oriental (ENELCO) fue desarrollado con la finalidad de

reducir los Tiempos Totales de Interrupción del Servicio Eléctrico (TTI), garantizando

de esta manera la calidad y continuidad del servicio eléctrico y ajustándolo a los

niveles de interrupción de servicio permitidos por el Reglamento Eléctrico Nacional.

Por ello se hace necesario realizar un análisis del actual Plan de Mantenimiento y

medir su efectividad en relación a la cantidad de interrupciones no programadas

imputables al propio mantenimiento, revisando el historial de fallas.

El análisis deberá proporcionar la información necesaria para la modificación del

plan de acuerdo a los resultados de esta investigación así como la definición de una

metodología para la planificación y ejecución de dicho plan.

ALCANCE

El desarrollo de esta investigación, debe llevar a:

Mejorar la efectividad de los equipos y del Sistema.

Mantener los equipos en constante operación en un período de tiempo óptimo.

Preservar las instalaciones y equipos en buenas y eficientes condiciones

operativas.

Reducir al mínimo los costos de Mantenimiento

Reducir los niveles de fallas.

Mejorar los indicadores técnicos de la empresa.

Mejorar la calidad de servicio.

Mejor planificación del recurso humano.

1Revisión de la Efectividad del Plan Anual de Mantenimiento Preventivo de la Red de Distribución de ENELCO a 13,8 KV

Capitulo 1

CAPÍTULO I

TEORÍA DE MANTENIMIENTO Como una forma de introducirles en el propósito de este Trabajo de Grado se hace

necesario dar a conocer la terminología referida a este estudio, y sentar una base

teórica que permita la comprensión de los estudios y análisis de una manera clara,

sencilla y comprensible

1.1.- Definición de Mantenimiento Existen diferentes formas de definir el mantenimiento, todas muy similares en su

esencia. A partir de estos criterios, en cuanto a la definición, se puede decir que: “El

Mantenimiento es el conjunto de acciones que se realizan a un sistema, equipo o

componente que asegurará la continuidad en el desempeño de sus funciones,

dentro de un contexto operacional determinado. Su objetivo principal es preservar el

funcionamiento, mejorar las condiciones de operabilidad y optimizar el rendimiento,

procurando una inversión optima de recursos.”[1], [2] y [3]

1.2.- Evolución del Mantenimiento [1] El mantenimiento ha evolucionado a través del tiempo, desde el punto de vista

práctico, se diferencian las aplicaciones en cada una de las épocas determinadas.

Se distinguen tres generaciones a saber: (Fig. 1.1).

- Primera generación Período hasta mediados de los años 40, las industrias tenían pocas máquinas, eran

muy simples, fáciles de reparar y normalmente sobredimensionadas. Los volúmenes

de producción eran bajos, por lo que los tiempos de parada no eran importantes. La

prevención de fallas no era de alta prioridad gerencial, y solo se aplicaba el

mantenimiento reactivo o de reparación.

1


Capitulo 1

- Segunda generación Con el fin de la segunda guerra mundial, se incorporan maquinarias más complejas,

y el tiempo improductivo comenzó a preocupar ya que se dejaban de percibir

ganancias por efectos de demanda, de allí la idea de que los fallos de la maquinaria

se podían y debían prevenir, idea que tomaría el nombre de mantenimiento

preventivo. Además se comenzaron a implementar sistemas de control y

planificación del mantenimiento, o sea las revisiones a intervalos fijos.

- Tercera generación Los cambios, a raíz del avance tecnológico y de nuevas investigaciones, se

aceleran a mediados de la década de los setenta. Aumenta la mecanización y la

automatización en la industria, se opera con volúmenes de producción más altos, se

le da importancia a los tiempos de parada debido a los costos por pérdidas de

producción, alcanzan mayor complejidad las maquinarias y aumenta nuestra

dependencia de ellas, se exigen productos de calidad, se consolida el desarrollo de

mantenimiento preventivo.

Figura 1.1.- Evolución del Mantenimiento 1.3.- Objetivos del Mantenimiento Los objetivos de mantenimiento deben estar alineados con los de la empresa y

estos deben ser específicos y estar presentes en las acciones que realice el área.[1]

1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000

Primera Generación

Segunda Generación

Tercera Generación

Reparar en caso de avería Mayor disponibilidad de la

maquinaria.

Mayor duración de los equipos Menores costos

Mayor disponibilidad y confiabilidad Mayor seguridad Mejor calidad del producto Relación con el medio ambiente Mayor duración de los equipos

Generaciones


Capitulo 1

Estos objetivos se mencionan a continuación:

Maximizar la Efectividad

Minimizar los Costos

Mejorar la Calidad

Incrementar la Conservación de la energía

Conservar el medio ambiente

Fomentar la Higiene y seguridad industrial

Involucrar a todo el personal de mantenimiento

1.4.- Variables del Mantenimiento [1] Para la interpretación de la forma en la que actúa el mantenimiento, es necesario

observar y analizar distintas variables que repercuten en el desempeño del sistema.

Así, cabe mencionar:

- La Fiabilidad: Es la probabilidad de que las instalaciones, máquinas o equipos, se

desempeñen satisfactoriamente sin fallar, durante un período y bajo condiciones

específicas.

- La Disponibilidad: Es la proporción de tiempo durante la cual un sistema o equipo

estuvo en condiciones de ser usado.

- La Mantenibilidad: Es la probabilidad de que una máquina, equipo o un sistema

pueda ser reparado a una condición especificada en un período de tiempo dado, en

tanto su mantenimiento sea realizado de acuerdo con ciertas metodologías y

recursos determinados con anterioridad.

- La Calidad: El mantenimiento debe tratar de evitar las fallas, reestablecer el

sistema lo más rápido posible, dejándolo en condiciones óptimas de operar a los

niveles de producción y calidad exigida.

- La Seguridad: Está referida al personal, instalaciones, equipos, sistemas y

máquinas, no puede ni debe dejársela a un lado, con miras a dar permanencia al

servicio.

- El Tiempo: Los lapsos de interrupción y el cumplimiento de los plazos previstos

son variables importantes en el mantenimiento.


Capitulo 1

1.5.- Tipos de Mantenimiento [1], [2] y [3]

1.5.1.- Según el Estado del Activo - Mantenimiento Operacional Se define como la acción de mantenimiento aplicada a un equipo o sistema a fin de

mantener su continuidad operacional, el mismo es ejecutado en la mayoría de los

casos con el activo en servicio sin afectar su operación natural.

- Mantenimiento Mayor Es el mantenimiento aplicado a un equipo o instalación donde su alcance en cuanto

a la cantidad de trabajos incluidos, el tiempo de ejecución, nivel de inversión o costo

del mantenimiento y requerimientos de planificación y programación son de elevada

magnitud.

1.5.2.- Según las Actividades Realizadas - Mantenimiento Preventivo Es aquel que consiste en un grupo de tareas planificadas que se ejecutan

periódicamente, con el objetivo de garantizar que los activos cumplan con las

funciones requeridas durante su ciclo de vida útil dentro del contexto operacional

donde su ubican, alargar sus ciclos de vida y mejorar la eficiencia de los procesos.

En la medida en que optimizamos las frecuencias de realización de las actividades

de mantenimiento logramos aumentar las mejoras operacionales de los procesos.

Las ventajas que presenta este tipo de mantenimiento son:

Confiabilidad, los equipos operan en mejores condiciones de seguridad, ya que

se conoce su estado, y sus condiciones de funcionamiento.

Mayor duración de los equipos e instalaciones.

Uniformidad en la carga de trabajo para el personal de Mantenimiento debido a

una programación de actividades.

Menor costo de las reparaciones.

Para llevar a cabo un eficiente Plan de Mantenimiento, se hace necesario contar con

una organización lo más perfecta posible, recursos financieros suficientes,

repuestos, materiales y equipos de buena calidad y contar además con el personal


Capitulo 1

técnico capacitado para llevar a cabo los planes de mantenimiento previamente

establecidos, cuya función principal es minimizar los cortes imprevistos, para

descubrir y corregir condiciones defectuosas. Es adecuado seguir ciertas fases en el

mantenimiento preventivo, como lo son:

Inventario técnico, con manuales, planos, características de cada equipo.

Procedimientos técnicos, listados de trabajos a efectuar periódicamente.

Control de frecuencias de trabajo, indicación de la fecha exacta a efectuar el

mantenimiento.

Registro de eventos, fallas, reparaciones y costos que ayuden a planificar.

- Mantenimiento Correctivo También denominado mantenimiento reactivo, es aquel trabajo que involucra una

cantidad determinada de tareas de reparación no programadas con el objetivo de

restaurar la función de un activo una vez producido un paro imprevisto.

Las características que presentan este tipo de mantenimiento son:

Presencia de un carácter urgente.

Necesidad de una solución inmediata para evitar pérdidas de tiempo, pérdidas de

producción y pérdidas de dinero.

Existen dos tipos de Mantenimiento Correctivo, entre ellos:

No Planificado: Corrección de las averías o fallas, cuando estas se presentan no

planificadamente, al contrario del caso de Mantenimiento Preventivo. Planificado: El Mantenimiento Correctivo Planificado consiste en la reparación de

un equipo o máquina cuando se dispone del personal, repuestos y documentos

históricos necesarios para efectuarlo.

- Mantenimiento Predictivo Es un mantenimiento planificado y programado que se fundamenta en el análisis

técnico, programas de inspección y reparación de equipos, el cual se adelanta al

suceso de las fallas, es decir, es un mantenimiento que detecta las fallas

potenciales con el sistema en funcionamiento. Las ventajas que ofrece este tipo de

mantenimiento son:

Reduce los tiempos de parada.


Capitulo 1

Permite seguir la evolución de un defecto en el tiempo.

Optimiza la gestión del personal de mantenimiento.

Conoce con exactitud el tiempo límite de actuación que no implique el desarrollo

de un fallo imprevisto.

Toma de decisiones sobre la parada de un equipo en momentos críticos.

Permite el conocimiento del historial de eventos y fallas del equipo para ser

utilizada por el Mantenimiento Correctivo.

Facilita el análisis de las averías.

Permite el análisis estadístico del sistema.

- Mantenimiento Proactivo Engloba un conjunto de tareas de mantenimiento preventivo y predictivo que tienen

por objeto lograr que los activos cumplan con las funciones requeridas dentro del

contexto operacional donde se ubican, disminuir las acciones de mantenimiento

correctivo, alargar sus ciclos de funcionamiento, obtener mejoras operacionales y

aumentar la eficiencia de los procesos.

1.5.3.- Según su Ejecución en el Tiempo - Mantenimiento Rutinario Está relacionado a las tareas de mantenimiento regulares o de carácter diario.

- Mantenimiento Programado Está relacionado a los trabajos recurrentes y periódicos de valor sustancial.

- Interrupción de Servicio Está relacionado al trabajo realizado durante paradas planificadas.

- Mantenimiento Extraordinario Está relacionado al trabajo causado por eventos impredecibles.

1.6.- Las Fallas Toda instalación destinada a producir un bien o un servicio, debe ser mantenida en

condiciones que le permitan seguir en funcionamiento, logrando un producto de

determinada calidad, y a un costo lo más bajo posible. Quien se dedique al

mantenimiento de cualquier tipo de instalación debe ofrecer la reparación de los


Capitulo 1

desperfectos que surjan y las modificaciones necesarias para que estas no

aparezcan.

La Unidad de Mantenimiento debe conocer las posibles averías que se pueden

producir en las instalaciones, máquinas o equipos y estudiar los procesos para

evitarlas o, si es necesario, repararlas.

1.6.1.- Definición de Falla Es el deterioro o desperfecto en las instalaciones, máquinas o equipos que no

permite su normal funcionamiento. La experiencia ha demostrado que ningún equipo

o sistema esta libre de fallas, y que con una adecuada gestión de mantenimiento es

posible reducir los perjuicios que ocasiona algún desperfecto. [1]

Figura 1.2.- Evolución de la Falla Funcional en el Tiempo

1.6.2.- Origen de las Fallas Desde la perspectiva del mantenimiento las clasificaciones son aquellas que se

hacen:

- En función de la capacidad de trabajo de la instalación: podemos distinguir, a su

vez, averías totales y fallas parciales. Las totales son aquellas que ponen fuera de

servicio a todo el sistema y las parciales sólo a una parte de él.

- En función de la forma de aparecer la falla: Según la forma en que aparece el

problema se pueden encontrar fallas repentinas y fallas progresivas. Las repentinas

El punto en que el fallo empieza a producirse (no necesariamente relacionado con la edad

El punto en que podemos comprobar que está fallando

(“fallo potencial”)

El punto en que la falla ocurre (“fallo funcional”)


Capitulo 1

aparecen sin mediar un evento que pudiera anunciar la aparición de una falla. Las

progresivas tienen generalmente su origen en el desgaste paulatino de algún

elemento.

El tiempo transcurrido entre la falla potencial y su empeoramiento hasta que se

convierte en una falla funcional está determinado por el intervalo P-F, tal como se

muestra en la Fig. 1.2.

1.7.- Costos Asociados al Mantenimiento El mantenimiento como elemento indispensable en la conformación de cualquier

proceso productivo genera un costo que es reflejado directamente en el costo de

producción.

A continuación se enumeran algunos costos asociados a Mantenimiento:

Mano de Obra: Incluye fuerza propia y contratada.

Materiales: Consumibles y Componentes de Reposición.

Equipos: Equipos empleados en forma directa en la ejecución de la actividad de

mantenimiento.

Costos Indirectos: Artículos del personal soporte (supervisorio, gerencial y

administrativo) y equipos suplementarios para garantizar la logística de

ejecución (transporte, comunicación, facilidades).

Tiempo de Indisponibilidad Operacional: Cualquier ingreso perdido por ausencia

de servicio o penalizaciones por riesgo mientras se realiza el trabajo de

mantenimiento.

1.8.- Beneficios del Mantenimiento El Mantenimiento aún cuando tiene un costo asociado, presenta una serie de

beneficios que permiten evaluar el grado de acertividad y de necesidad de esta

inversión.

Los beneficios más relevantes alcanzados en una organización con la aplicación de

un mantenimiento oportuno son:

Disminución del Riesgo: Previniendo la probabilidad de ocurrencia de fallas

indeseables o no visualizadas.


Capitulo 1

Mejoramiento o Recuperación de los Niveles de Eficiencia de la Instalación o

Equipo: Esto se logra con la reducción de costos operativos e incremento de la

calidad del servicio.

Prolongación de la Vida Operativa: Difiere las decisiones de reemplazo

Cumplimiento de Requerimientos de Seguridad y Legales: referido

principalmente al reglamento que rige al sector eléctrico y a las imputaciones

estatificadas en el por interrupciones de servicio.

Brillo: Mejoramiento de la imagen de la empresa con un realce de la impresión

de clientes y entorno, así como el incremento de la moral de los trabajadores

que operan los equipos e instalaciones.

1.9.- El Plan de Mantenimiento Es el conjunto de tareas de mantenimiento seleccionadas y dirigidas a proteger la

función de un activo, estableciendo una frecuencia de ejecución de las mismas, el

personal destinado a realizarlas y los materiales y equipos necesarios. [1],[2] y [4]

Figura 1.3.- Directriz de Acción de Planes de Mantenimiento. 1.9.1.- Aplicación del Método por Fases. Para realizar el plan es conveniente aplicar el método por fases denominado

P.D.C.A. por sus siglas en inglés que se basa en la aplicación de un proceso de


Capitulo 1

acción cíclica que consta de cuatro fases fundamentales. (Fig. 1.3)

En base a este proceso se desarrolla el plan directriz de actuación, que consta de

las siguientes etapas:

a) Planificar En base a la situación actual y los recursos de que se disponen, se debe definir los

objetivos que se quieren cumplir con la gestión de mantenimiento y realizar el plan

de mantenimiento, fijar los objetivos, e ir avanzando y asegurando cada uno de

ellos, cuanto más concreto sea el objetivo a cumplir, será más fácil alcanzarlo.

b) Ejecutar el plan Una vez fijado el punto de partida y los objetivos a los que se quiere llegar, deberá

gestionarse los recursos disponibles para lograrlos.

c) Controlar Es necesario evaluar el grado de cumplimiento de los objetivos marcados, el control

de los resultados se realizará en comparación con las metas prefijadas.

d) Actuar Si existen desviaciones entre el modelo prefijado y los resultados, se debe proceder

a corregir actuando sobre la planificación y la ejecución, estableciéndose así la

retroalimentación al sistema.

1.9.2.- Enfoques de Plan de Mantenimiento a) Plan Estratégico Es el plan corporativo o divisional que consolida las instalaciones y/o equipos que

serán sometidos a mantenimiento en un periodo determinado y que determina el

nivel de inversión y de recursos que se requiere para ejecutar dicho plan.

b) Plan Operativo Es el plan por medio del cual se definen y establecen todos los parámetros de cómo

hacer el trabajo, es decir, se relacionan con el establecimiento de objetivos

específicos, medibles y alcanzables que las divisiones, los departamentos, los

equipos de trabajo y las personas dentro de una organización deben lograr

comúnmente a corto plazo y en forma concreta.


Capitulo 1

Los planes operativos se emplean como instrumento de implementación a corto

plazo para la consecución de los objetivos de cada una de las acciones que

conforman los planes estratégicos que por sí solos no pueden garantizar el éxito de

su ejecución.

1.10.- Mantenimiento de Líneas de distribución de 13.8 KV a 34.5 KV 1.10.1.- Característica de los Sistemas de Distribución. Se denominan líneas aéreas de distribución al conjunto de equipos y conductores

tendidos al aire libre y a vista directa destinados a la distribución de energía eléctrica

de baja tensión (hasta 600 voltios) y media tensión (hasta 34.500 voltios)

Tabla 1.1.- Tensiones normalizadas requeridas en las líneas de distribución de

ENELCO TIPO DE LÍNEA VOLTAJE NORMALIZADO Líneas Primarias 13800 a 34500 voltios

Líneas Secundarias 120 a 480 voltios La red primaria de distribución comprende todos los elementos que van desde la

barra secundaria de la subestación, hasta alcanzar a los transformadores de

distribución o a los puntos de entrega de los suscriptores de servicio primario.

1.10.2.- Criterios empleados para La Planificación de Circuitos de Distribución. a) Continuidad del servicio: Depende de la probabilidad de fallas de cada uno de

los elementos que la conforman y de la duración de las mismas.

b) Calidad del servicio: Establece las condiciones bajo las cuales opera el circuito

en cuanto a niveles de tensión y frecuencia de operación. c) Flexibilidad: Permite conocer la capacidad de respuesta del circuito ante una

condición de falla.

1.10.3.- Disponibilidad y Calidad de Servicio. Los aspectos de disponibilidad y calidad de servicio son sin duda de gran

importancia, ya que en definitiva son los parámetros que determinan la satisfacción


Capitulo 1

de los consumidores. El criterio de indisponibilidad empleado entre las distintas

empresas eléctricas puede variar, en este caso, se define una interrupción a toda

falta de servicio eléctrico que afecte a más de un cliente durante un tiempo mayor

de un minuto.

- Tiempo Total de Interrupción (TTI). El tiempo total de interrupción es el índice utilizado por una compañía de

electrificación para evaluar la confiabilidad de su sistema y se define como el tiempo

en minutos que estuvo interrumpido el servicio eléctrico [5]. Su ecuación viene dada

por la siguiente expresión:

T.T.I = F x D (1.1)

donde:

F = Frecuencia: Es una medida promedio de la cantidad de veces que fue

interrumpido el servicio en un período de tiempo y viene dado por la siguiente

expresión:

conectados

n

ierrumpidos

KVA

iKVAF

∑=

×= 1

int

(1.2)

D = Duración: Es el promedio de la duración de la interrupción en minutos. Su

expresión viene dada por:

iKVA

iMVAD n

ierrumpidos

n

i

×

××=

∑

∑

=

=

1int

1min

)(

)(1000 (1.3)

donde:

kVA interrumpidos: Son los kVA de capacidad conectada en transformadores de

distribución que fueron afectados por la interrupción.

MVAmin: Son los MVA minutos interrumpidos y se obtiene por el producto de los

kVA interrumpidos por el tiempo de la interrupción en minutos multiplicado por

0,001.

n: Es el número de interrupciones en el período.


Capitulo 1

conectados

n

i

KVA

itiempoMVATTI

∑=

××= 1

)( (1.4)

Ecuación resultante que define el cálculo del TTI.

1.10.4.- Características del Mantenimiento Preventivo en Redes de Distribución El mantenimiento preventivo, como ya se explicó con anterioridad y específicamente

sobre líneas de distribución, está referido al conjunto de actividades que se realizan

a las líneas de distribución para evitar cualquier circunstancia que origine una

operación indebida o una falla en algún circuito que conlleve a disminuir la

confiabilidad del servicio eléctrico.[4], [6] y [7]

Las actividades de mantenimiento preventivo de mayor incidencia que se le realizan

a las líneas de distribución son:

Inspección Total

Lavado de aislamiento

Inspección de Puntos de Conexión

Cambio de Aisladores

Poda de Árboles

Retiro de Rabos de Volantín (RV)

Mantenimiento de Seccionadores

- Inspección Total Para la inspección total de los circuitos se debe seguir un procedimiento que permita

observar detalladamente y de forma simple todas las partes o componentes de las

líneas de distribución. Periódicamente se deberá inspeccionar los componentes del

circuito. Las observaciones a seguir son:

- Alimentador

Medición de voltaje y corriente en los puntos de prueba.

KVA instalados por fase del alimentador.

Registro de máximo: voltaje, corriente, potencia en la subestación.


Capitulo 1

Verificar que las crucetas no presenten inicios de oxidación.

Observar posibles inclinaciones de las estructuras.

Pruebas de factor de potencia.

Análisis de caídas de voltaje.

Inspección visual (conexiones sobre la alimentadora)

- Transformadores de Distribución Inspección visual (conexiones, oxidación, botes de aceite, entre otras)

Análisis del estado de carga.

Medición de voltaje y corriente en la entrada y en los bushings de salida

Análisis de la rigidez dieléctrica del aceite.

Repintado de la carcasa.

- Capacitores Inspección visual de los tanques.

Limpieza de porcelana, tanques, fusibles, chequeo del ajuste de terminales y

conexiones.

Medición de rigidez dieléctrica de cada capacitor.

Realizar pruebas de vaciamiento o fugas.

- Fusibles y Seccionadores

Inspecciones visuales de su estado físico y el entorno.

Chequear las conexiones de líneas y puestas a tierra.

Medición de resistencia de aislamiento.

Chequear el estado de la porcelana y limpieza.

Registro de aperturas y cierres.

- Conductores y Conectores

Verificar la ausencia de hilos partidos en los conductores.

Verificar la no presencia de conductores desnivelados o blandos.

Verificar la no presencia de cables muy pegados a construcciones

Verificar la ausencia de vegetación alta.

Verificar que no existan falsos contactos debido a la debilidad de los conectores.

Analizar de acuerdo a las mediciones de corriente si están debajo de la

capacidad nominal de los conductores.

- Aisladores

Verificar ausencia de contaminación industrial o ambiental.


Capitulo 1

Verificar que el herraje de la cadena de aisladores no presente inicios de

oxidación.

Verificar la ausencia de aisladores quebrados o fogoneados.

Observar que las grapas de suspensión no presenten fisuras, aflojamientos o

posible oxidación. - Pararrayos

Inspección visual (estado, conexionado, porcelana, contador de descargas)

Chequear las conexiones de líneas y puesta a tierra.

Medición de resistencia de aislamiento. - Postes

Numeración del poste (UBT).

Poste fuera de alineamiento, inclinado o flexionado.

Postes con base deteriorada, oxidada o con hendidura. - Lavado de Aislamiento En la realización del lavado de aislamiento, comúnmente llamado lavado de líneas,

el propósito principal es la de eliminar la presencia de polvo y contaminación

ambiental o industrial que se adhieren al dispositivo y que podrían suscitar en fallas

que impidan la continuidad del servicio eléctrico.

Los componentes de las líneas de distribución que se deben lavar son:

Aisladores de espiga y de suspensión

Seccionadores

Cortacorrientes

Aislamiento de los transformadores (Bushing)

Pararrayos

El lavado se puede ejecutar con los circuitos tanto energizados como

desenergizados y dependerá principalmente de la criticidad de la línea o circuito. El

procedimiento a seguir para realizar el lavado es el siguiente:

Se verifica la operatividad del equipo de lavado

Se confirma la dirección del viento, esto debido a que el operario que realiza el


Capitulo 1

trabajo debe ubicarse en el mismo sentido a la dirección de éste por medidas de

seguridad

Las distancias mínimas a la que el operario debe ubicarse de la línea para realizar el

lavado, depende del nivel de tensión de ésta, siguiendo las indicadas en la Tabla

1.2.

Se ajusta la presión del agua del equipo moto-bomba de acuerdo con la tensión de

la línea, véase la Tabla 1.2. El lavado se realiza desde abajo hacia arriba y una vez

llegado al extremo superior se lava en sentido inverso, culminando en el extremo

inferior; esto garantiza un mejor mantenimiento

Tabla 1.2.- Distancia mínima y presión del equipo moto bomba. KV Distancia (mts) Presión (PSI)

13,8 2,43 400

34,5 3,05 450

- Poda de Árboles Es la remoción de ramas muertas (secas), enfermas, superfluas o que estén en

contacto con la línea de distribución, tomando en consideración la futura salud o

crecimiento del árbol.

Para su clasificación se deben considerar algunos aspectos: ubicación del árbol con

respecto a la red, tipos de árboles existentes en la zona y las direcciones de la red

(longitudinal, axial y transversal)

Se deberá despejar toda vegetación existente en los postes, aisladores, crucetas,

vientos, entre otros.

Poda en dirección transversal de la red. Consiste en despejar de vegetación una franja de 2 metros de ancho, medidos

desde los conductores exteriores para redes de alta tensión y desde el eje que lo

conforma para redes de baja tensión.

Poda debajo de la red. Este tipo de poda consiste en eliminar las ramas que se encuentren debajo, encima

o cerca de la red; es la poda que se realiza en dirección axial.


Capitulo 1

Dependerá de la configuración física del árbol y sí éste lo permite, el corte se debe

efectuaren el tronco a una altura de 3 metros calculados a partir del nivel del suelo,

cumpliendo igualmente las dimensiones en dirección transversal.

Procedimiento para la realización de la poda.

Se realiza un diagnóstico previo de la zona de trabajo para determinar los

posibles riesgos presentes en la misma.

Para realizar la poda de cualquier árbol, debe cumplirse con los requisitos

establecidos en la Normativa de la empresa y en las leyes ambientales vigentes.

Se verifica la disponibilidad y condiciones de los equipos a utilizar.

Se podan las ramas desde lo mas accesible a lo menos accesible.

Las podas se deberán ejecutar con motosierras o serruchos especiales, esto

con el fin de hacer cortes limpios y rasos, evitando el desgarramiento de las

ramas.

Los cortes de las ramas deben ser biselados o diagonales de tal manera que el

agua de lluvia no se deposite en el corte.

La zona cortada se debe tratar con alquitrán vegetal, con la finalidad de proteger

la integridad del árbol, evitando la penetración de gérmenes patógenos que lo

perjudiquen.

La poda de árboles frutales y ornamentales, se deberá efectuar lo más

cuidadosamente posible y de acuerdo a su configuración, ya que se debe evitar

los riesgos que podría afectar las cosechas del producto de los mismos, y estos

se encuentran protegidos por las leyes ambientales de nuestro país.

Se retiran las protecciones (si se colocaron) una vez despejada la línea. - Inspección de Puntos de Conexión Anormalidades que generalmente se presentan en las líneas de distribución:

Material no adecuado para los puntos de conexión en seccionadores y

cortacorrientes.

Conectores permagrip conectados directos a la línea.

Bajantes de la salida secundaria del transformador conectados a línea de baja

tensión con conectores o mal comprimidos.


Capitulo 1

Ausencia de conectores de tipo terminal en puentes conectados a

seccionadores o cortacorriente

Ausencia de conectores adecuados para la unión de puentes o conductores.

Existen diversas formas de prevenir fallas tanto en puntos de conexión como en

otros dispositivos de interconexión de la línea. En general, una falla eléctrica antes

de producirse se manifiesta generando e intercambiando calor. Este calor se

traduce habitualmente en una elevación de temperatura que puede ser súbita, pero,

por lo general y dependiendo del dispositivo, la temperatura comienza a manifestar

pequeñas variaciones.

La termografía Infrarroja es una técnica que permite detectar, a distancia y sin

contacto físico en el elemento bajo análisis, cualquier falla que se manifieste como

un cambio de temperatura, partiendo de la base de medir los niveles de radiación

dentro del espectro infrarrojo.

Las causas que originan estos defectos, entre otras, pueden mencionarse:

Conexiones flojas

Conexiones afectadas por corrosión

Fracturas en Conductores.

Suciedad en conexiones y/o en contactos

Degradación de los materiales aislantes

Termografía por Infrarrojos Todo equipo y/o elemento emite energía desde su superficie. Esta energía se emite

en forma de ondas electromagnéticas que viajan a la velocidad de la luz a través del

aire. La cantidad de energía está en relación directa con su temperatura, entre más

caliente se encuentra el objeto, más energía tiende a radiar. La Física permite

convertir estas emisiones de radiación infrarroja en medición de temperatura, es

decir, por el tipo de luz que emite, entre mas frío sea el objeto mayor es la longitud

de onda en la que brilla. Los ojos humanos no son sensibles a la radiación infrarroja

emitida por un objeto, pero las cámaras termográficas, o de termovisión, son

capaces de medir la energía con sensores infrarrojos.

La radiación infrarroja es la señal de entrada que la cámara termográfica necesita

para generar una imagen de un espectro de colores, en el que cada uno de los


Capitulo 1

colores, según una escala determinada, significa una temperatura distinta.

Con la termografía se focalizan los problemas que deben ser corregidos bajo las

técnicas convencionales y además puede encontrar otros problemas que en

circunstancias normales no serian detectados.

Ventajas de la Termografía La inspección se realiza a distancia sin contacto físico con el elemento en

condiciones normales de funcionamiento. Es decir no es necesario poner fuera

de servicio las instalaciones.

Permite la identificación precisa del elemento defectuoso, a diferencia de la

pirometría que es una medida de temperatura de un punto.

Es aplicable a los diferentes equipos eléctricos: bornes de transformadores,

transformadores de intensidad, interruptores, cables y piezas de conexión, entre

otras.

Es utilizable para el seguimiento de defectos en tiempo "casi real", lo que

permite cuantificar la gravedad del defecto y la repercusión de las variaciones

de carga sobre el mismo para posibilitar programar las necesidades de

mantenimiento en el momento más oportuno (que puede ir desde el simple

seguimiento a una limitación de carga o a una intervención inmediata antes de

que el defecto pueda producir una suspensión de servicio).

Propicia la reducción de riesgos para el personal, la reducción de

indisponibilidades para mantenimiento y su menor costo.

Desventajas de la Termografía

Capacidad limitada para la identificación de defectos internos en la medida que

el defecto no se manifieste externamente por incremento de la temperatura.

Los reflejos solares pueden enmascarar o confundir defectos.

El estado de carga del elemento bajo análisis puede influir en la determinación

de las anomalías.

Proceso de Inspección Termográfica En el proceso de inspección termográfica es posible definir, en general, las


Capitulo 1

siguientes etapas:

Planificación de la inspección en los períodos de máxima demanda.

Evaluación y clasificación de los calentamientos detectados.

Emisión de informes, con identificación de las fallas y el grado de urgencia para

su reparación

Seguimiento de la reparación

Revisión termográfica para evaluar la efectividad del mantenimiento correctivo

realizado.

Figura 1.4.- Utilizando la cámara en la subestación Figura 1.5.- Uso al pie de una línea

La Fig. 1.4 y la Fig. 1.5 muestran claramente la simplicidad con que se utiliza la

cámara de infrarrojos, tanto dentro de una subestación como en algún tramo de

línea, en las mismas se observa la ubicación del operario ante las diferentes formas

de utilización.

En las siguientes figuras se puede observar la diferencia que existe entre “ver a

simple vista” (Fig. 1.6) y obtener una imagen infrarroja (Fig. 1.7); en la primera no

se observa ningún tipo de anomalía en el objeto, caso contrario de cuando se

obtiene la termografía, donde se observa claramente un recalentamiento

considerable del dispositivo.

Figura 1.4.- Utilizando la cámara en la subestación

Figura 1.5.- Uso al pie de una línea


Capitulo 1

Figura 1.6.- Foto del objeto sobre el que se hizo la termografía

Figura 1.7.- Termografía del objeto.


Capitulo 2

CAPÍTULO 2

MARCO METODOLÓGICO En el presente capítulo se mostrará la secuencia de pasos seguidos para realizar la

metodología para la revisión de la efectividad del Plan de Mantenimiento Anual de la

red de Distribución de ENELCO, basado en teorías de mantenimiento, en el estudio

de análisis de fallas y en la revisión del historial de interrupciones extraídos del

programa ESTADISTICO, al igual que la relación de órdenes de trabajo ejecutadas

o no, contenidas en el plan de mantenimiento cargado en el sistema SAP.

Con los mencionados datos, se podrá inferir, haciendo uso de métodos estadísticos,

hojas de cálculo y procedimientos de mantenimiento, la relación existente entre los

planes ejecutados y la incidencia de fallas imputables a los mismos, al igual que, las

diferentes comparaciones entre las fallas, los circuitos, la frecuencia de

interrupciones, y otras diferentes variables existentes y que se desarrollarán a lo

largo de esta investigación.

Por otro lado se estudiarán los diferentes métodos de estudios de fallas, así como

los diferentes procesos existentes para el estudio de la efectividad de los

mantenimientos preventivos.

2.1.- Tipo de Investigación 2.1.1.- Investigación Documental Es el proceso sistemático de búsqueda, selección, lectura, registro, organización,

análisis e interpolación de datos obtenidos de fuentes existentes en torno a una

problemática, con el fin de encontrar respuestas a interrogantes planteadas en

cualquier área del conocimiento humano.

2.1.2.- Investigación de Campo Este tipo de investigación se presenta cuando los datos necesarios para llevar a

cabo el estudio son obtenidos de análisis, observaciones, mediciones y trabajos de

22


Capitulo 2

campo. Según los objetivos del estudio propuesto, la investigación de campo puede

ser de carácter exploratorio, interpretativo, explicativo o evaluativo.

2.1.3.- Investigación Explicativa Son aquellas en las que la descripción de un fenómeno es suficientemente

completa. Se relacionan entre si las variables utilizadas y se emplean adecuados

criterios teóricos para el análisis de los datos.

2.1.4.- Investigación Aplicada Se refiere a la investigación vinculada a la resolución de un problema práctico y los

conocimientos a obtener son necesarios para la acción.

La investigación a desarrollarse en éste proyecto, es tanto documental como de

campo, pues los datos obtenidos son el resultado de trabajos, mediciones e

investigaciones de campo, al igual que se hace uso de documentación existente,

como libros, manuales y normas entre otras.

2.2.- Metodología Empleada Para cumplir con los objetivos planteados en este trabajo de grado es necesario

seguir una serie de etapas las cuales se estructurarán en tres fases.

Documentación

Población y Muestra

Bases de la Investigación

2.2.1.- Documentación Para los fines de esta investigación se consultaron diferentes fuentes documentales

que aportan una base teórica en vías de desarrollar satisfactoriamente la misma. Se

estudiaron diferentes metodologías de mantenimiento, normas para mantenimiento

de líneas de distribución y teoría de investigación de fallas.

Igualmente se hace necesario el conocimiento de la red de distribución de la C.A.

Electrificación de la Costa Oriental del Lago (ENELCO), la infraestructura que la


Capitulo 2

compone al igual que los circuitos y equipos a quien va orientado el mantenimiento

preventivo.

2.2.2.- Población y Muestra La descripción de estos parámetros ofrecerá una mejor comprensión de la

investigación y será la base sustantiva de los principios de ésta.

Los datos necesarios para la realización de éste trabajo vienen dados por el historial

de fallas administrado por la Compañía en el sistema ESTADISTICO, por otro lado,

se obtendrán otros parámetros en lo que respecta a la aplicación de los planes de

mantenimiento y su manejo en el sistema SAP, sobre todo, lo referente a órdenes

de trabajo y ejecución de las mismas.

La red de distribución de ENELCO, está conformada por 116 circuitos subdivididos

en cuatro sectores compuestos por los diferentes municipios de la zona, las Tablas

2.1, 2.2, 2.3 y 2.4 muestran la red de distribución por Municipios y las subestaciones

que los alimentan al igual que sus características.

Tabla 2.1.- Municipios Baralt –Valmore Rodríguez (BVR) TENSION CANT. POSTE TRONCAL RAMAL LINEA Demanda

SUBESTACION CIRCUITO (KV) TX'S PRIM. SEC. TOTAL (mts) (mts) TOTAL ClientesMVA

24 de Julio 13,8 302 1.727 567 2.294 9.800,00 18.536,94 28.336,94 1438 3,48Centro Asistencial 13,8 220 1.238 562 1.800 2.874,16 9.871,92 12.746,08 1253 2,23

El Muro 13,8 251 1.108 350 1.458 16.091,00 20.734,00 36.825,00 1032 3,59BACHAQUERO

La Victoria 13,8 333 1.687 840 2.527 18.372,80 50.272,68 68.645,48 1497 3,6

Concepción 7 13,8 546 1.383 1.006 2.389 16.000,00 150.050,00 166.050,00 1473 4,58EL BOQUETE El Tigre 13,8 394 1.128 891 2.019 17.800,00 103.438,00 121.238,00 956 4,57

Cieneguita 6,9 70 131 100 231 13.000,00 16.928,00 29.928,00 191 EL COROZO San Isidro 6,9 68 314 332 646 4.000,00 7.106,00 11.106,00 370

MACHANGO Represa 34,5 8 0 2 2 5.676,00 0,00 5.676,00

Campo Maraven 13,8 305 1.940 1.068 3.008 9.033,00 11.990,00 21.023,00 1898 4,78Hospital Luis Razzeti 13,8 151 839 309 1.148 4.750,00 10.748,19 15.498,19 1733 1,84

Pueblo Nuevo 13,8 506 1.918 1.722 3.640 16.184,00 78.868,00 95.052,00 2304 5,94San Pedro 13,8 396 444 1.249 1.693 25.000,00 118.299,00 143.299,00 1459 3,57

MENE GRANDE

Zona Comercial 13,8 248 1.042 958 2.000 23.052,00 18.160,00 41.212,00 1286 3,56

El Venado 13,8 224 1.239 859 2.098 6.334,00 50.004,00 56.338,00 1447 Rurales de Machango 13,8 164 727 243 970 14.500,00 29.400,00 43.900,00 574

SABANA DE MACHANGO

Zipayare 13,8 228 556 401 957 348,00 48.411,00 48.759,00 165

Campo Petrolero 13,8 109 584 411 995 5.480,00 8.686,00 14.166,00 745 2,48SAN LORENZO La Línea 13,8 228 659 308 967 17.900,00 31.454,00 49.354,00 665 1,23


Capitulo 2

Tabla 2.2.- Municipios Cabimas-Simón Bolívar (CSB) TENSION CANT. POSTE TRONCAL RAMAL LINEA Demanda

SUBESTACION CIRCUITO (KV) TX'S PRIM. SEC. TOTAL (mts) (mts) TOTAL Clientes MVA

Campo Elías 13,8 380 2.115 1.191 3.306 11.667,44 9.483,31 21.150,75 1740 7,5

Carretera G 13,8 189 1.844 516 2.360 5.123,77 9.679,48 14.803,25 1703 6

Centro C. Borjas 13,8 153 756 643 1.399 4.114,78 6.349,50 10.464,28 1139 5,5

Centro Medico 13,8 266 1.240 691 1.931 4.545,08 8.831,42 13.376,50 1298 6,39

Clínica Bello Monte 13,8 256 1.308 580 1.888 6.319,53 9.524,75 15.844,28 1054 4,7

Despacho 13,8 7 11 3 14 153,91 21,50 175,41 9

Fco. de Miranda 13,8 241 1.396 612 2.008 4.636,93 8.379,55 13.016,48 1617 5,63

Gran Sabana 13,8 152 836 376 1.212 7.862,36 0,00 7.862,36 1279 4,5

Los Laureles 13,8 222 1.478 999 2.477 3.892,15 7.739,02 11.631,17 1817 6,99

Palo Seco 13,8 708 3.151 1.173 4.324 29.553,69 144.319,58 173.873,27 3035 8,7

Reten 13,8 302 1.588 1.228 2.816 9.212,81 11.143,99 20.356,80 1778 10,1

UNERMB 13,8 155 868 554 1.422 2.322,96 4.933,73 7.256,69 1046 4,5

19 DE ABRIL

Villa Delicias 13,8 272 1.647 714 2.361 7.649,09 6.597,23 14.246,32 1897 7,7

Ambulatorio 13,8 494 3.265 1.311 4.576 5.068,00 30.424,06 35.492,06 3211 10,7

Carretera J 13,8 274 2.180 823 3.003 4.414,75 11.452,62 15.867,37 2183 9,2

Churuguara 13,8 322 1.794 1.096 2.890 6.199,45 13.367,17 19.566,62 2043 10,1

Gasplant 13,8 97 680 373 1.053 3.368,35 3.280,53 6.648,88 728 6,56

Las Cabillas 13,8 335 1.887 932 2.819 6.386,55 10.539,71 16.926,26 1942 8,4

Nueva Cabimas 13,8 242 1.894 858 2.752 4.341,85 11.915,43 16.257,28 2005 8,2

Rosa Vieja 13,8 319 2.249 843 3.092 6.403,64 11.735,19 18.138,83 2133 8,8

BARLOVENTO

Tiveca 13,8 461 2.853 1.349 4.202 4.301,70 34.421,77 38.723,47 3214 10,2

Buena Vista 13,8 270 1.191 828 2.019 4.899,90 9.151,88 14.051,78 1434 7,3

Centro Cívico 13,8 237 957 499 1.456 5.308,24 5.833,01 11.141,25 1285 6,2

Cúpulas 13,8 316 1.769 800 2.569 12.217,35 11.136,45 23.353,80 1635 10

Enelco 13,8 387 1.260 643 1.903 5.134,51 5.700,82 10.835,33 1612 9,9

Las 40 13,8 340 1.526 1.192 2.718 4.879,28 11.890,99 16.770,27 1815 9,1

CENTRO

Miraflores 13,8 289 1.472 1.140 2.612 7.217,59 6.356,77 13.574,36 1841 9,2

Brisas Del Lago 13,8 196 1.195 343 1.538 8.703,44 8.504,43 17.207,87 1120 6,49

Liceo Militar 13,8 407 1.594 835 2.429 11.336,54 33.390,58 44.727,12 1893 6,3

Oro Negro 13,8 386 855 225 1.080 78.000,00 50.442,82 128.442,82 1038 3,59

PUNTA GORDA

Simón Bolívar 13,8 690 2.273 788 3.061 17.066,40 46.908,06 63.974,46 2446 5,2


Capitulo 2

Tabla 2.3.- Municipio Lagunillas (LAG) TENSION CANT. POSTE TRONCAL RAMAL LINEA Demanda


Parcelamientos 13,8 12 45 70 115 0,00 3.198,19 3.198,19 74

Piedras Blancas 13,8 33 91 19 110 0,00 15.816,44 15.816,44 71 CAMPO LARA

Viviendas Rurales 13,8 91 467 269 736 22.641,24 0,00 22.641,24 493

Alfarería 13,8 119 455 156 611 5.396,00 29.976,95 35.372,95 390 0,65

La Nobleza 13,8 22 22 0 22 5.400,00 4.367,61 9.767,61 12 0,04EL DANTO

Pica Pica 13,8 88 157 56 213 3.650,00 51.281,71 54.931,71 134 0,44

Andrés Bello 13,8 286 1.783 729 2.512 4.059,56 11.799,17 15.858,73 1739 7,6

Atlántida 13,8 413 1.436 570 2.006 10.488,50 23.583,38 34.071,88 1249 9,9

C. C. Oliva 13,8 368 1.191 428 1.619 4.197,96 9.847,24 14.045,20 1570 8,8

Carabobo 13,8 189 954 221 1.175 3.720,87 8.026,70 11.747,57 765 4,5

Carretera L 13,8 399 1.866 659 2.525 7.375,18 11.844,69 19.219,87 1953 8,6

Independencia 11,9 151 350 86 436 4.266,34 4.265,66 8.532,00 279 3,17

La Granja 13,8 225 1.165 499 1.664 3.962,81 9.059,38 13.022,19 1150 4

La Playa 13,8 331 1.366 713 2.079 6.839,77 9.138,58 15.978,35 1528 8

FEDERACION

Sierra Maestra 13,8 391 1.791 735 2.526 3.492,83 15.808,13 19.300,96 1843 8,1

Av. 44 13,8 186 1.050 292 1.342 4.121,59 7.408,07 11.529,66 892 5,47

Barrio Venezuela 13,8 188 1.102 641 1.743 10.678,61 16.809,53 27.488,14 1128 7,7

Carretera O 13,8 493 2.850 835 3.685 7.777,20 25.016,39 32.793,59 2365 8,8

Clínica Lagunillas 13,8 433 1.621 618 2.239 6.840,37 12.962,16 19.802,53 1962 6

Industrial 13,8 215 1.284 379 1.663 6.120,59 8.126,64 14.247,23 1205 6,54

Los Samanes 13,8 146 833 207 1.040 4.560,23 3.893,79 8.454,02 873 5,51

LA "N"

Seguro Social 13,8 400 2.015 909 2.924 5.257,42 31.592,60 36.850,02 1957 6,56

C. C. Lagunillas 13,8 235 902 990 1.892 10.949,29 10.810,15 21.759,44 1302 5,52

Campo Alegría 6,9 48 119 133 252 4.200,00 2.918,00 7.118,00 215 3,1LAGUNILLAS

Sibaragua 6,9 70 285 181 466 6.800,00 8.961,53 15.761,53 208 2,15

América 13,8 339 815 179 994 3.631,84 4.708,21 8.340,05 1159 7

Av. Alonso 13,8 504 1.713 811 2.524 6.080,19 8.685,71 14.765,90 2454 9,7

Ducolsa 13,8 571 2.540 514 3.054 9.675,33 36.325,40 46.000,73 1976 8

Hospital 13,8 311 1.484 649 2.133 4.397,39 10.590,58 14.987,97 1733 7,6

López Contreras 13,8 401 2.335 886 3.221 3.707,71 16.949,92 20.657,63 2664 10,7

OJEDA

Valmore Rodríguez 13,8 170 1.356 436 1.792 1.306,46 7.995,62 9.302,08 1302 4,8


Capitulo 2

Tabla 2.4.- Municipios Miranda – Santa Rita (MSR) TENSION CANT. POSTE TRONCAL RAMAL LINEA Demanda


Avenida 6 13,8 175 1.161 969 2.130 13.694,00 257,00 13.951,00 1387 3,79

Estacada 13,8 117 583 270 853 2.790,00 2.881,42 5.671,42 669 2,35

F.A.C 13,8 117 573 266 839 4.900,00 2.702,00 7.602,00 524 3,01

La Salina 13,8 119 751 610 1.361 5.100,00 10.612,23 15.712,23 840 3,45

Los Puertos 13,8 210 1.116 747 1.863 218,00 14.306,88 14.524,88 1211 3,74

ALTAGRACIA

Miranda 13,8 166 1.090 471 1.561 5.807,00 5.284,45 11.091,45 1036 4,72

El Menito 13,8 295 1.624 966 2.590 9.646,79 20.089,95 29.736,74 1598 2,53ANDES

R. Occidental 13,8 176 980 408 1.388 3.803,36 8.270,56 12.073,92 1049 2,5

San Joaquín 13,8 388 432 315 747 36.551,00 161.816,00 198.367,00 844 2,3 GUANABANO

Ziruma 13,8 439 832 433 1.265 27.662,00 175.134,00 202.796,00 779 2,52

El Ancón 13,8 156 606 720 1.326 13.000,00 24.826,00 37.826,00 735 2,84

Sabaneta 13,8 231 905 539 1.444 9.128,00 12.257,00 21.385,00 1129 4,6 LOS JOVITOS

Takiko 13,8 51 31 9 40 5.377,00 5.069,00 10.446,00 21 3,083

Háticos 13,8 138 857 658 1.515 7.500,00 9.225,00 16.725,00 907 3,94

Mecocal 13,8 323 300 168 468 55.194,00 72.553,00 127.747,00 405 2,39PUNTA DE LEIVA

Sur 13,8 194 881 570 1.451 5.355,00 19.298,00 24.653,00 808 2,51

Baroid 13,8 676 4.075 1.476 5.551 11.772,60 32.517,38 44.289,98 3602 5,67

Etoxil 13,8 170 1.120 500 1.620 3.488,99 8.482,78 11.971,77 1143 6,21

Lara Zulia 13,8 399 1.296 485 1.781 31.821,16 115.002,44 146.823,60 1112 2,9 RITA

Palmarejo 13,8 264 1.351 908 2.259 11.282,10 18.513,88 29.795,98 1486 4,3

El Crespo 13,8 391 901 347 1.248 6.141,00 76.334,00 82.475,00 786 5,78SAN ROQUE

Quisiro 13,8 366 650 589 1.239 8.339,00 118.717,00 127.056,00 677 4,73

TABLAZO Mene Mauroa 34,5 22 6 7 13 88.259,00 1.911,00 90.170,00 4 16,28

Estos circuitos tienen características muy particulares, entre las que destacan,

ubicación, longitud, carga, clientes, demanda entre otras, en cuanto a las fallas

particularmente son afectados por fallas muy comunes entre ellos.

2.2.3.- Bases de la Investigación - Procedimientos para Analizar las Fallas Antes de investigar un problema, es fundamental asegurarse de que se le

comprende perfectamente. Esto supone definir los síntomas del problema y

comprender el proceso que lo provoca, así se evita desperdiciar esfuerzos

innecesariamente. Cuando se comprende y define un problema se ha avanzado

bastante en su resolución.


Capitulo 2

A partir de esta premisa, se desarrollarán dos métodos para el análisis de fallas,

desde el diagrama de Pareto que permitirá observar directamente la incidencia de

fallas en general, como el análisis causa efecto, que permitirá un examen mas

exhaustivo y descriptivo de las fallas en forma individual.

- El Diagrama de Pareto El Diagrama de Pareto permite seleccionar por orden de importancia y magnitud, las

causas o problemas que se deben investigar hasta llegar a conclusiones que

permitan eliminarlos de raíz. [1], [4]

Cuando en un esfuerzo de mejora se desea la identificación de problemas o causas

es importante realizar el Análisis Pareto con la ayuda de este gráfico. Así mismo, es

necesario adquirir la Mentalidad Pareto, ya que si lo vemos, por ejemplo, en el caso

de este trabajo de grado, el 80% de las fallas son las que afectan el 20% de los

circuitos.

Lo mismo sucede en cualquier fenómeno de la vida comercial o empresarial. Por

ello, los circuitos, con relación a los cuales debemos hacer mayores esfuerzos para

cuidarlos, son los vitales, que generalmente son unos pocos. (Fig. 2.1).

Figura 2.1.- Mentalidad de Pareto

Triviales 20%

20%

80%

Vitales 80%

Fallas Circuitos


Capitulo 2

Definición

Es un gráfico de barras que ilustra las causas de los problemas de un proceso en

orden de importancia o severidad. El propósito de su empleo es identificar que unos

elementos denominados "pocos vitales" son responsables de la mayoría de los

problemas; y que por lo tanto el esfuerzo inicial debe hacerse en la solución de

éstos.

Utilidad

a) En el caso de disponer de datos, se puede utilizar como primer paso para

efectuar mejoras, ya que la jerarquización que el diagrama establece, orienta sobre

los primeros aspectos a mejorar. Es decir, los pocos vitales que representan el 80 % de la solución del problema bajo estudio o de las oportunidades de mejora.

b) Puede aplicarse para efectuar mejoras de cualquier tipo.

c) Muestra los resultados de las mejoras efectuadas al comparar diagramas de la

situación en estudio. Para ello se debe emplear la misma escala y en tiempos

diferentes. En la Fig. 2.2, se ejemplifica cómo utilizar dicho gráfico con este

propósito.

Figura 2.2.- Aplicación del Diagrama de Pareto Construcción del diagrama de Pareto

Paso 1: Seleccionar los problemas a ser comparados y ordenarlos por

categoría.

Frecuencia 100%

Curva de Lorentz

Tipo de Falla Aislador

roto Rabo de Volantín

Punto Caliente

Otros

Frecuencia

100%

Tipo de Falla Aislador

roto Rabo de Volantín

Punto Caliente

Otros

Mejora Total

“Antes” de la mejora “Después” de la mejora


Capitulo 2

Paso 2: Seleccionar la unidad de medición (categoría) o criterio de clasificación

de los datos.

Paso 3: Seleccionar el período de tiempo a ser estudiado.

Paso 4: Sumar la frecuencia de ocurrencia que observa cada categoría en el

período fijado.

Paso 5: Trazar los ejes del gráfico.

Paso 6: Enumerar, sobre el eje horizontal, en orden decreciente las categorías

de izquierda a derecha.

Paso 7: Dibujar las barras. La altura de cada barra corresponderá al valor de la

frecuencia de casos observada en cada categoría.

Paso 8: Trazar línea quebrada para indicar sobre el gráfico el total acumulado

de cada categoría en términos porcentuales. Para ello, previamente se debe

calcular los porcentajes de cada categoría con respecto al total de los casos.

a) Cálculo de los porcentajes: Para el cálculo de los porcentajes de cada categoría se emplea la siguiente relación:

(2.1)

Tabla 2.5.- Fallas ordenadas por su importancia con Porcentajes

Fallas Total general %TTI % Acum Aislador Roto 2,474 44,28% 44,28%

Equipo Explotado 1,275 22,82% 67,10% Vegetación 0,575 10,31% 77,41%

TX quemado 0,454 8,13% 85,54% Punto Caliente 0,407 7,29% 92,83%

Rabo de Volantín 0,387 6,93% 99,76% Error Humano 0,007 0,13% 99,89%

Deterioro por Envejec. 0,006 0,11% 100,00% Total general 5,587 100,00%

b) Elaborar el Diagrama de Pareto con los porcentajes: Se realiza tal como se observa en la Fig. 2.3.


Capitulo 2

Figura 2.3.- Diagrama de Pareto con sus porcentajes.

c) Interpretación del gráfico: El esfuerzo de mejoramiento de la calidad para ofrecer un excelente servicio a los

clientes debe orientarse sobre las áreas de mayor incidencia de fallas ocurridas,

obsérvese que más del 85% de las fallas están contenidas en 4 categorías.

- El Diagrama Causa-Efecto Este diagrama se utiliza para representar la relación entre algún efecto y todas las

causas posibles que lo pueden originar.

Todo tipo de problema, como el funcionamiento de un seccionador o un

transformador quemado, puede ser sometido a éste tipo de análisis.

Generalmente, se lo presenta con la forma del espinazo de un pez, de donde toma

el nombre alternativo de Diagrama de espina de pescado. También se lo llama

como Diagrama de Ishikawa que es quién lo impulsó.

Los diagramas de causa efecto se construyen para ilustrar con claridad cuáles son

las posibles causas que producen el problema. El análisis causa-efecto, es el

proceso mediante el cual se parte de una definición precisa del efecto que se desea

estudiar. Posteriormente, se disponen todas las causas que pueden provocar el

efecto.

El análisis causa-efecto puede dividirse en tres etapas:

Definición del efecto que se desea estudiar.

A is lado r R o to E qu ipoE xp lo tado

V ege t ac io n T X quem ado P un toC a lien te

R abo deV o lan t in

E rro r H um ano D e te rio ro po rE nv e jec .

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

%T T I % A c um

85,54% de las fallas


Capitulo 2

Construcción del diagrama causa-efecto.

Análisis causa-efecto del diagrama construido.

La definición del efecto que se desea estudiar representa la base de un eficaz

análisis, cuanto más definido se encuentre éste, tanto más directo y eficaz podrá ser

el análisis de las causas. Cuando se tiene bien definido el efecto que se desea

estudiar, se puede proceder a las dos fases sucesivas si se tiene la prudencia de

separarlas.

Construcción del Diagrama Causa-Efecto La construcción del diagrama causa-efecto se inicia escribiendo el efecto que se

desea estudiar en el lado derecho de una hoja de papel. A ello debe seguir la

búsqueda de todas las posibles causas que sobre él influyen.

Para esa búsqueda se pueden seguir diferentes métodos, que se diferencian por la

forma en que se presentan las causas, en el caso de esta investigación se aplicará

Método por Clasificación de las Causas. Con este método se inicia el análisis definiendo las causas y clasificándolas de

acuerdo a características particulares propias del efecto en estudio. A continuación y

una vez definida esta clasificación, se desglosa cada causa general en otras más

específicas, garantizando la definición de las posibles causas, agrupándolas en

características comunes a su clasificación.

Figura 2.4.- Diagrama de Ishikawa para Aislador Roto.

Rotura de Aislador

Excesiva Temperatura Puntos Calientes

Contaminación ambiental Salitre Atmosférica

Mala Manipulación Ligadura no adecuada Mala Instalación

Descarga Atmosférica

Vida útil Excedida Reutilización Envejecimiento

Animales Árboles sobre la línea Factores externos

Directa Por Inducción

Causas Efecto


Capitulo 2

Método de las 5 M

Conforme al presente método se procede a analizar el problema y a definir las

posibles causas, generalmente este proceso se realiza con el grupo de trabajo

encargado de la resolución del problema.

Las M corresponden a un punto de referencia que abarca casi todas las principales

causas de un problema: Máquinas, Mano de Obra, Métodos, Materiales, Medio

Ambiente. Las subdivisiones en base a las 5 M, además de organizar las ideas, dan

una base mas precisa de las causas.

Figura 2.5.- Diagrama de Ishikawa para Puntos Calientes

A partir de los métodos explicados anteriormente se podrá inferir un estudio

exhaustivo de las fallas y sus causas, al igual que podremos obtener cuales de

estas son las de mayor incidencia. A continuación se presenta otra metodología

que permitirá la selección de circuitos críticos en cuanto a la ocurrencia de fallas y

sus características propias, datos que serán necesario para focalizar la atención del

plan de mantenimiento a los diferentes circuitos de acuerdo a niveles de

importancia.

- Metodología para la Selección de un Circuito Crítico. A continuación se detalla una metodología que permitirá la selección de los circuitos

críticos, utilizando una base de diez circuitos como ejemplo.[5]

Puntos Calientes

Cortacorrientes

Seccionadores

Transformadores

Permagrip sobre la línea

Conector mal Comprimido

Empalmes mal Elaborados Cálculo de dispositivos por debajo de su capacidad nominal

MATERIALES

Conexión de conductores incompatibles

Conductores sometidos a carga excesiva

Vida útil excedida

Descargas atmosféricas

Animales

Conductor mal instalado o calculado

Herramientas inadecuadas

Instalación de puentes sin conector

METODO MEDIO AMBIENTE

MAQUINA MANO DE OBRA


Capitulo 2

Criterios a considerar para la selección del circuito Crítico.

a) Índices de Fallas: Los parámetros de interrupción de mayor relevancia vienen

dados por: MVA instalados y la cantidad de fallas totales. Se debe prestar especial

atención en las causas que originan las fallas, ya que muchas pueden ser

minimizadas aplicando medidas preventivas.

b) Longitud del Circuito: Normalmente los circuitos de distribución eléctrica, son de

una considerable longitud y con múltiples ramales, en consecuencia, al ocurrir una

falla se pierde un tiempo valioso en localizar la misma.

c) Acceso: Se deben considerar las características topográficas de las zonas que

recorren los circuitos, ya que el rápido acceso para localizar y corregir una falla,

incide en la duración de la interrupción.

d) Configuración del Circuito: Otra característica común es la presencia de una gran

cantidad de circuitos ramales y subramales. Esto, puede estar relacionado con la

longitud del circuito ya que trae como consecuencia que se haga más dificultosa la

localización de la falla.

e) Tipo de Carga Servida: De acuerdo al tipo de carga que alimenta un circuito, se

requiere un determinado grado de continuidad de servicio. Por ejemplo: Hospitales,

clínicas, entidades gubernamentales e industrias, entre otras, éstas exigen un alto

grado de continuidad del servicio eléctrico en comparación con otros tipos de

cargas, como lo pueden ser las zonas rurales y urbanas.

f) Demanda del Alimentador: La demanda es la máxima carga que tiene un circuito

en condiciones normales de operación (sin transferencia de carga). Es un parámetro

a considerar porque da una idea de la importancia del mismo desde el punto de

vista de consumo eléctrico.

Recolección de la Data. Para cada uno de los circuitos en estudio, se realiza un proceso de recopilación de

información con el fin de obtener los datos que indiquen el estado operativo de los

mismos. Estos datos deben estar lo más actualizados posibles.

Método Descriptivo de Campo Experimental. a) Diseño de la Matriz de Evaluación. Es una tabla que contiene para cada circuito, la evaluación de los criterios antes


Capitulo 2

mencionados, durante un período. (Tabla 2.6).

Tabla 2.6.- Matriz de Evaluación. Circuito N° de

Fallas MVAmin Acceso Long.(Km) Tipo de Carga Configuración Carga

(Amp)

Circuito 1 15 8.024,9 Crítico 9,7 Residencial - Rural Pocos Ramales 105

Circuito 2 24 9.699,1 Accesible 10,5 Residencial - Urbana Muchos Ramales 216

Circuito 3 19 4.039,7 Fácil 4,7 Residencial - Urbana Intermedio 122

Circuito 4 31 3.053,1 Complicado 5,2 Comercial - Militar Intermedio 250

Circuito 5 3 2.122,2 Crítico 9,5 Residencial - Rural Pocos Ramales 56

Circuito 6 16 2.022,6 Crítico 21,0 Residencial - Urbana Intermedio 71

Circuito 7 15 2.434,3 Complicado 7,8 Residencial - Urbana Intermedio 30

Circuito 8 41 11.067,0 Complicado 17,6 Residencial - Urbana Muchos Ramales 44

Circuito 9 28 14.357,1 Accesible 15,1 Residencial - Urbana Muchos Ramales 75

Circuito 10 12 2.496,8 Accesible 12,7 Residencial - Rural Muchos Ramales 27

b) Tabla de Preferencias. Se establece una escala de valores entre 0 y 1 para cada uno de los criterios

evaluados. Esto constituye una tabla que refleja la importancia que se le da al

criterio en función de su valor numérico o tipo. (Tabla 2.7).

Tabla 2.7.- Índices de Preferencias.

Longitud (Km) Ponderación Acceso PonderaciónMás de 40,0 1,0 Inaccesible 1,030,0 - 40,0 0,8 Crítico 0,820,0 - 30,0 0,6 Complicado 0,610,0 - 20,0 0,4 Accesible 0,5

0 - 10,0 0,2 Fácil 0,4

N° de Fallas PonderaciónTipo de Carga Servida Ponderación Más de 35 1,0

Cargas Especiales 1,00 27 - 35 0,8Industrial 0,91 18 - 26 0,6Industrial - Comercial 0,86 9 - 17 0,4Militar 0,85 0 - 8 0,2Industrial - Residencial 0,85Comercial 0,64 Configuración PonderaciónResidencial - Comercial 0,63 Muchos Ramales 1,0Residencial - Urbana 0,59 Intermedio 0,7Residencial - Rural 0,38 Pocos Ramales 0,4

Carga (Amp) Ponderación MVAmin PonderaciónMás de 200 A 1,0 Más de 10000 1,0150A - 200A 0,9 7500 - 10000 0,8100A - 150A 0,8 5000 - 7500 0,650A - 100A 0,7 2500 - 5000 0,4

0 - 50A 0,6 0 - 2500 0,2


Capitulo 2

c) Matriz de Utilidad. Aplicando los índices de la tabla de preferencias sobre la matriz de evaluación, se

obtiene la matriz de utilidad la cual está compuesta únicamente por valores

comprendidos entre 0 y 1, para hacer comparables un criterio con otro, ya que se

encuentran en una misma escala. (Tabla 2.8).

Tabla 2.8.- Matriz de Utilidad.

Circuito N° de Fallas MVAmin Acceso Longitud

(Km) Tipo de Carga Configuración Carga (Amp)

Circuito 1 0,4 0,8 0,8 0,4 0,38 0,4 0,8

Circuito2 0,6 0,8 0,5 0,6 0,59 1,0 1,0

Circuito3 0,6 0,4 0,4 0,2 0,59 0,7 0,8

Circuito4 0,8 0,4 0,6 0,4 0,59 0,7 1,0

Circuito5 0,2 0,2 0,8 0,4 0,85 0,4 0,7

Circuito6 0,4 0,2 0,8 1,0 0,38 0,7 0,7

Circuito7 0,4 0,2 0,6 0,4 0,59 0,7 0,6

Circuito8 1,0 1,0 0,6 0,8 0,59 1,0 0,6

Circuito9 0,8 1,0 0,5 0,8 0,59 1,0 0,7

Circuito10 0,4 0,2 0,5 0,6 0,59 1,0 0,6 d) Determinación de la Tabla de Ponderaciones o Peso de los Criterios. Se determina en conjunto con el personal de Ingeniería de Operaciones y

mantenimiento, el peso o la importancia de cada criterio sobre la investigación.

(Tabla 2.9).

Tabla 2.9.- Pesos de los Criterios Evaluados. Circuito N° de

Fallas MVAmin Acceso Longitud (Km) Tipo de Carga Configuración Carga

(Amp)

Peso 0,9 1,0 0,85 0,7 0,6 0,65 0,8

e) Determinación del Índice Representativo por Circuito. Aplicando los pesos sobre la matriz de utilidad, se obtiene un índice representativo

de la prioridad de cada circuito en la toma de la decisión definitiva. Esto se efectúa

mediante la expresión:

∑=

×=n

iiji UW

1 j (Indice) (2.1)

donde:


Capitulo 2

(Índice) j = índice representativo del circuito j.

Wi = Peso del criterio.

Uij = Valor en la matriz utilidad del criterio i, en el circuito j.

n = número de criterios.

Tabla 2.10.- Criticidad de los circuitos

Circuito Índice Representativo PrioridadCircuito 1 3,248 5Circuito 2 3,989 3Circuito 3 2,869 8Circuito 4 3,519 4Circuito 5 2,670 9Circuito 6 3,183 6Circuito 7 2,639 10Circuito 8 4,454 1Circuito 9 4,269 2Circuito 10 2,889 7

f) Elección del Circuitos Crítico.

De acuerdo a los índices representativos obtenidos al aplicar la ecuación 2.1 se

clasifican los circuitos asignándoles una prioridad numérica representando el 1 el

mayor índice representando éste el de mayor criticidad. En el caso del ejemplo el

circuito 8 representa el circuito de mayor atención. (Tabla 2.10).


Capitulo 3

CAPÍTULO 3

PLAN ANUAL DE MANTENIMIENTO DE LA UNIDAD DE OPERACIONES Y MANTENIMIENTO DE DISTRIBUCION DE ENELCO

Las actividades de mantenimiento que se ejecutan en el sistema de distribución de

ENELCO representan un elemento fundamental para contribuir a la continuidad y a

la calidad del servicio eléctrico en general.

El Plan Anual de Mantenimiento de Distribución (PAMD) tiene como objetivo

esencial la planificación del mantenimiento preventivo con el fin de disminuir las

interrupciones de servicio eléctrico en los municipios servidos por ENELCO en la

costa Oriental del Lago, así como minimizar los costos por concepto de

mantenimiento correctivo.

3.1.- Alcance Comprende desde que el Ingeniero de Planes de Mantenimiento libera la asignación

presupuestaria correspondiente al plan anual de mantenimiento del sistema eléctrico

de distribución, hasta que cierra técnica y comercialmente la “Orden de Trabajo”.

3.2.- Aplicación La aplicación y Desarrollo de este plan está a cargo de unidad Organizativa de

Operación y Mantenimiento de la Compañía Anónima de Electrificación de la Costa

Oriental (ENELCO).

3.3.- Definiciones a) SAP (Sistemas, Aplicaciones y Productos en el Procesamiento de Datos): Programa estándar, modular, que soporta todas las operaciones de la Empresa,

basado en un enfoque orientado a procesos. El SAP es un sistema de información

que gestiona de manera integrada, "en línea", todas las áreas funcionales de la

empresa. Está organizado en un conjunto de módulos de programas cliente/servidor

38


Capitulo 3

a tres niveles (en la versión R/3: Real Time/3 capas), al que añade un módulo para

la optimización y la reingeniería de los procesos de negocio. Este sistema se basa

en el concepto de combinar todas las actividades de negocio y los procesos

técnicos de una empresa en una solución informática simple, integrada, robusta y

fiable.

b) Aviso de Mantenimiento: Documento electrónico que permite llevar el control de

requerimientos técnicos o comerciales. Este aviso es originado para indicar una

necesidad de mantenimiento, avería o reportar una actividad realizada en un objeto

técnico del sistema de distribución y transmisión.

c) Cierre Comercial: Cierre final de la orden y que solo puede realizarse cuando los

costos hayan sido liquidados al centro de costo o activo fijo correspondiente, y se

hayan liberado los recursos comprometidos y no empleados en la ejecución de la

orden.

d) Cierre Técnico: Bloqueo en la orden que evita la asignación de avisos, reserva

de materiales u otros movimientos que se quieren hacer sobre la misma orden.

e) Contrato de Servicio: Documento suscrito entre un proveedor de servicio y la

empresa, en el cual se especifican el alcance, las condiciones para la prestación

de bienes y servicios en términos cualitativos y cuantitativos y condiciones legales

exigidas por la Empresa.

f) Pedido de Servicio: Documento que establece la relación comercial entre la

empresa y un Proveedor de Servicio, a través de un contrato para la prestación de

determinados servicios bajo condiciones definidas.

g) Hoja de Entrada: Documento electrónico que refleja el pago de servicios a

proveedores de servicios por las labores ejecutadas. h) Orden de Trabajo: Documento electrónico que autoriza al personal propio y/o

externo la ejecución de un trabajo, indicando tanto recursos necesarios como las

instrucciones técnicas, pasos de ejecución, ubicación geográfica, normas de

seguridad industrial, materiales y equipos a utilizar, los puestos de trabajo y los

responsables de la ejecución del mismo.

i) Programas de Inspección: Conjunto de actividades que se definen con la

finalidad de detectar anomalías, mantener las condiciones óptimas de operación de

las instalaciones y equipos del sistema eléctrico de distribución.


Capitulo 3

j) Programas de Mantenimiento: Conjunto de actividades que se definen con la

finalidad de detectar y/o corregir anomalías y mantener las condiciones óptimas de

operación de las instalaciones y equipos del sistema eléctrico de distribución.

k) Vale de Material Stock: Documento electrónico que contiene las necesidades de

materiales y/o equipos, relacionados a una “orden de trabajo”.

l) Vale de Devolución de Materiales Retirados del Sistema: Documento

electrónico en el cual se indica la descripción y la cantidad de los materiales y/o

equipos retirados del sistema en condición inservible o recuperable.

3.4.- Normas Generales El Ingeniero de Planes de Mantenimiento deberá realizar seguimiento continuo a la

ejecución del plan anual de mantenimiento del sistema eléctrico de distribución, con

la finalidad de velar por la oportuna ejecución del mismo. Asimismo, deberá

documentar en el sistema SAP la justificación de cualquier cambio que sea

necesario en la estrategia de ejecución del plan.

3.5.- Especificaciones Generales El desarrollo de las actividades, específicamente la revisión, rediseño y/o

actualización del PAMD de ENELCO, requiere del establecimiento de estrategias

operativas de ejecución de tal forma que se minimicen los riesgos de falla y se

garantice la calidad de servicio comprometida con los clientes. El plan debe

contemplar las restricciones técnicas y operativas del despacho de distribución, al

establecer una relación lógica entre las necesidades de mantenimiento del sistema

eléctrico y, la desenergización total del circuito, de forma que, el programa

resultante, minimice la indisponibilidad operativa de las líneas eléctricas de

distribución, durante el año.

3.6.- Nivel de Importancia. Los planes deben estar fundamentados en necesidades reales de mantenimiento y

que los recursos sean orientados, prioritariamente, según cierto grado estratégico ó

crítico a circuitos específicos, de tal forma que se pueda garantizar el suministro

eficiente y confiable de la energía demandada por los clientes.


Capitulo 3

3.7.- Limitaciones Operativas. Para la realización de las actividades del Plan de Mantenimiento, aunque

generalmente se trabaja con las líneas energizadas (en caliente), existirán casos en

los que se necesitará desenergizar ciertos circuitos, y se debe considerar que

existen restricciones para ello, ya que los mismos son parte y cumplen una función

estratégica dentro de la red; y no se debe alterar las condiciones normales de

suministro de energía.

Las principales restricciones se derivan de la conformación topológica de la red, de

las condiciones ambientales y de los aspectos administrativos.

3.7.1.- Restricciones Climatológicas El Estado Zulia presenta normalmente durante el año las siguientes condiciones

ambientales:

Temperatura Ambiente Máxima: 40 °C

Temperatura Ambiente Promedio en 24 horas: 35 °C

Temperatura Ambiente Mínima: 26 °C

Altitud sobre el Nivel del Mar: 0 - 1.000 m

Humedad Relativa Máxima Absoluta: 100%

Clima: Tropical.

Atmósfera: Salina, Polvorienta y Corrosiva.

Velocidad Máxima del Viento 120 km/h.

Período Demarcado de Verano Septiembre a Mayo

Período de Lluvias frecuentes y tormentas Mayo a Agosto

Ante este escenario, la cantidad de interrupciones del Sistema esta muy relacionada

con las condiciones climatológicas y contaminantes del medio ambiente, es decir,

que la temperatura, la humedad, el viento, el polvo, el salitre, entre otras, influyen en

la ocurrencia de operaciones programadas o accidentales de los circuitos eléctricos.

Existe igualmente otra condición ambiental de importancia, que es la detección de

las zonas que tienen un mayor nivel isoceráunico tanto en el periodo lluvioso como

en el seco, ya que las descargas atmosféricas representan un índice significativo de

las causas de las de interrupciones en el sistema de distribución.


Capitulo 3

3.7.2.- Ubicación y Acceso a las Redes de Distribución La red de distribución de ENELCO, presenta diferentes características de acuerdo a

su ubicación, lo que igualmente representa ciertas restricciones en lo que respecta

acceso a las mismas, ya que sirven de igual manera, áreas urbanas, industriales,

rurales, de servicios, alumbrado público, entre muchas otras; es por ello que se

deben tratar cada uno de diferente forma, y considerarlos de acuerdo a sus

características y ubicación.

3.7.3.- Disponibilidad de Equipos y Uso de Recursos. Los trabajos de mantenimiento deberán ser coordinados de tal forma que:

Se minimice el tiempo de indisponibilidad de los circuitos durante el año.

Se optimice el traslado de personal a los sitios.

Se aproveche al máximo los equipos de prueba, las herramientas y las unidades

vehiculares.

Se minimice la transferencia de carga a otros circuitos. Se realicen Inspecciones visuales frecuentes a los circuitos.

3.8.- Recursos y Logística. El diseño del Plan de Mantenimiento está fundamentado en las necesidades del

sistema, es decir, se planifica para que el mantenimiento se realice cuando

corresponda, sabiendo que existe suficiente personal, equipos y materiales para

efectuar la labor. De tal forma que los recursos económicos sean calculados según

las necesidades y conveniencia de cada caso, además, deberán estar

oportunamente disponibles.

En cuanto a la logística, se refiere a la procedencia, la cantidad, la organización y la

disposición de los recursos que se usarán en el mantenimiento: Mano de Obra

propia o contratada, materiales, herramientas y equipamiento especial, que en

forma coordinada, se asignan a un grupo de trabajos programados para un

momento dado y en un sitio determinado.

3.8.1.- Logística de Materiales y Equipos. Cada plan de mantenimiento de distribución programado, tiene asociada una lista de


Capitulo 3

recursos, entre los que se cuentan un grupo de Materiales que son utilizados en la

labor. Estos materiales, pueden ser seleccionados, reservados y cargados a la

Orden de Mantenimiento, a través del SAP - PM, desde el "Modulo de Materiales

SAP - MM" que se rigen de conformidad con los lineamientos y sistemas operativos

implantados en la Corporación ENELVEN.

Adicionalmente es necesario aclarar que para el momento del consumo del material,

el programador de las órdenes revisa las salidas del mismo para verificar si

realmente se requiere o si hay algún remanente de trabajos anteriormente

ejecutados.

3.9.- Planes de Mantenimiento – Clasificación y Diseño. Los planes de mantenimiento se dividen, básicamente, en catorce (14) tipos:

Reemplazo de Aisladores.


Retiro de Rabos de Volantín

Inspección de Puntos Calientes (Termografía)

Poda de Árboles

Lavado de Circuitos

Revisión y Coordinación de Fusibles

Inspección de los Bancos de Capacitores

Revisión y Mantenimiento de líneas primarias y secundarias.

Revisión y/o Mantenimiento de Postes, Vientos, Puestas a Tierra, Pararrayos,

Apoyos, entre otros.

Mantenimiento de Casetas

Para la carga del plan de mantenimiento en el sistema SAP es nbecesario contar

con el registro del número de operaciones de los interruptores, el número de

Cambios de Tomas de los Transformadores o, los Amperios interrumpidos durante

las operaciones por protección.

Los planes de mantenimiento, son de ciclo individual y están programados sólo en

función del tiempo, obsérvese la programación de planes de mantenimiento para

cada municipio en las Tablas 3.1, 3.2, 3.3, 3.4. y 3.5.


Capitulo 3

Tabla 3.1.- Programación de Mantenimientos Municipio MSR Tipo

Circuitos

Insp. de Cto

Insp. Ptos

Calient.

Poda De

Arbol.

Mtto Secc. y

Ptos Calient.

Mtto De Lin.

Prim.

Insp. y Retiro De

Rv Lavado De Ctos

Insp. Banco De Capac.

Mtto Casetas

Coord. De Fusibles De Ctos

ZIRUMA Anual Anual Anual Anual Anual Trimestral Mensual Cuatrimestral SemestralSAN JOAQUIN Anual Anual Anual Anual Anual Trimestral Mensual Cuatrimestral SemestralMECOCAL Anual Anual Anual Anual Anual Trimestral Mensual Cuatrimestral SemestralSABANETA Anual Anual Anual Anual Anual Trimestral Quincenal Cuatrimestral MENE MAUROA Anual Anual Anual Anual Anual Trimestral Mensual Cuatrimestral EL MENITO Anual Anual Anual Anual Anual Trimestral Mensual Cuatrimestral Anual LARA-ZULIA Anual Anual Anual Anual Anual Trimestral Mensual Cuatrimestral SemestralLA SALINA Anual Anual Anual Anual Anual Trimestral Mensual Cuatrimestral AVENIDA 6 Anual Anual Anual Anual Anual Trimestral Mensual Cuatrimestral BAROID Anual Anual Anual Anual Anual Trimestral Mensual Cuatrimestral Anual RIVERA SUITE Anual Anual Anual Anual Anual Trimestral Mensual Cuatrimestral EL CRESPO Anual Anual Anual Anual Anual Trimestral Quincenal Cuatrimestral SemestralF.A.C. Anual Anual Anual Anual Anual Trimestral Mensual Cuatrimestral Anual HATICOS Anual Anual Anual Anual Anual Trimestral Mensual Cuatrimestral LOS PUERTOS Anual Anual Anual Anual Anual Trimestral Mensual Cuatrimestral QUISIRO Anual Anual Anual Anual Anual Trimestral Quincenal Cuatrimestral RADIO OCCID. Anual Anual Anual Anual Anual Trimestral Mensual Cuatrimestral PRODUSAL Anual Anual Anual Anual Anual Trimestral Quincenal Cuatrimestral MIRANDA Anual Anual Anual Anual Anual Trimestral Mensual Cuatrimestral SUR Anual Anual Anual Anual Anual Trimestral Mensual Cuatrimestral ANCON Anual Anual Anual Anual Anual Trimestral Quincenal Cuatrimestral ETOXIL Anual Anual Anual Anual Anual Trimestral Mensual Cuatrimestral PALMAREJO Anual Anual Anual Anual Anual Trimestral Mensual Cuatrimestral Anual ESTACADA Anual Anual Anual Anual Anual Trimestral Mensual Cuatrimestral AGA 2 Anual Anual Anual Anual Anual Trimestral Quincenal Cuatrimestral AGA 1 Anual Anual Anual Anual Anual Trimestral Quincenal Cuatrimestral

Tabla 3.2.- Programación de Mantenimientos Municipio BVR

Tipo

Circuitos

Insp. de Cto

Insp. Ptos

Calient. Poda De

Arbol.

Mtto Secc. y

Ptos Calient.

Mtto De Lin.

Prim.

Insp. y Retiro De

Rv

Lavado De

Ctos Insp. Banco De Capac.

Mtto Casetas

Coord. De Fusibles De

Ctos

24 DE JULIO Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral BURRO NEGRO Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral C. PETROLERO Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral C. ASISTENCIAL Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral Anual CIENEGUITA Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral CONCESION 7 Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral CuatrimestralEL MURO Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral CuatrimestralEL TIGRE Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral CuatrimestralEL VENADO Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral Anual CuatrimestralHOSP.L.RAZETTI Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral IC. MARAVEN Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral LA LINEA Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral CuatrimestralLA VICTORIA Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral CuatrimestralPUEBLO NUEVO Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral Anual R. MACHANGO Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral CuatrimestralREPRESA Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral SAN ISIDRO Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral CuatrimestralSAN PEDRO Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral CuatrimestralZ.COMERCIAL Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral Anual ZIPAYARE Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral


Capitulo 3

Tabla 3.3.- Programación de Mantenimientos Municipio CSB Tipo

Circuitos

Insp. de Cto

Insp. Ptos

Calient. Poda De

Arbol.

Mtto Secc. y

Ptos Calient.

Mtto De Lin.

Prim.

Insp. y Retiro De

Rv

Lavado De


Mtto Casetas


Ctos

ORO NEGRO Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral CuatrimestralPALO SECO Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral Anual CuatrimestralBUENA VISTA Anual Semestral Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral Anual TIVECA Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral Anual CuatrimestralLICEO MILITAR Anual Semestral Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral Anual CuatrimestralSIMON BOLIVAR Anual Semestral Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral CuatrimestralENELCO Anual Semestral Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral Anual HIDROLAGO Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral Anual CENTRO CIVICO Anual Semestral Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral Anual RETEN Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral Anual AMBULATORIO Anual Anual Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral Anual CuatrimestralLAS 40 Anual Semestral Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral Anual CUPULAS Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral Anual ROSA VIEJA Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral CuatrimestralBRIS. DEL LAGO Anual Anual Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral FRAN. MIRANDA Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral LAS CABILLAS Anual Semestral Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral Anual CLI. BELLO MONT. Anual Semestral Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral GRAN SABANA Anual Semestral Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral Anual LOS LAURELES Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral CuatrimestralCHURUGUARA Anual Semestral Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral Anual CAMPO ELIAS Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral CENTRO MEDICO Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral Anual MIRAFLORES Anual Semestral Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral Anual CARRETERA G Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral CARRETERA J Anual Semestral Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral GASPLANT Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral NUEVA CABIMAS Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral CuatrimestralC.C. BORJAS Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral UNERMB Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral Anual VILLA DELICIAS Anual Semestral Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral Anual

Tabla 3.4.- Programación de Mantenimientos Municipio LAG. Primera Parte

Tipo

Circuitos

Insp. de Cto

Insp. Ptos

Calient. Poda De

Arbol.

Mtto Secc. y

Ptos Calient.

Mtto De Lin.

Prim.

Insp. y Retiro De

Rv

Lavado De


Mtto Casetas


Ctos

ALFARERIA Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral CuatrimestralAMERICA Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral Anual ANDRES BELLO Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral ATLÁNTIDA Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral AV. ALONSO Anual Semestral Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral Anual AV.44 Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral BARRIO VZLA Anual Semestral Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral CAMPO ALEGRIA Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral CuatrimestralCARABOBO Anual Semestral Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral Anual CARRETERA L Anual Semestral Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral Anual CARRETERA O Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral Anual CC LAGUNILLAS Anual Semestral Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral Anual CC. OLIVA Anual Semestral Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral Anual CLIN. LAGUNILL. Anual Semestral Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral Anual DUCOLSA Anual Semestral Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral HOSPITAL Anual Semestral Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral Anual INDEPENDENCIA Anual Semestral Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral


Capitulo 3

Tabla 3.5.- Programación de Mantenimientos Municipio LAG. Segunda Parte

Tipo

Circuitos

Insp. de Cto

Insp. Ptos

Calient. Poda De

Arbol.

Mtto Secc. y

Ptos Calient.

Mtto De Lin.

Prim.

Insp. y Retiro De

Rv

Lavado De


Mtto Casetas


Ctos

INDUSTRIAL Anual Semestral Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral Anual LA GRANJA Anual Semestral Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral LA PLAYA Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Anual Cuatrimestral LOPEZ CONTR Anual Semestral Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral LOS SAMANES Anual Semestral Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral NOBLEZA Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral CuatrimestralPARCELAMIENTO Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral CuatrimestralPICA PICA Anual Semestral Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral CuatrimestralPIEDR. BLANCAS Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral CuatrimestralSEG. SOCIAL Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral Anual CuatrimestralSIBARAGUA Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral CuatrimestralSIERR. MAEST. Anual Semestral Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral VALMORE RODR. Anual Semestral Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral VIV. RURALES Anual Anual Semestral Anual Anual Trimestral Cuatrimestral Cuatrimestral

3.10.- Gestión de Mantenimiento Preventivo Automatizada en SAP PM. El proceso de generación y administración de Órdenes de Mantenimiento, se lleva

en forma automatizada a través del SAP. El sistema genera dichas órdenes como

documentos de trabajo que son creados en función de ciertos parámetros que

previamente han sido configurados en cada Plan de Mantenimiento. Estos

parámetros, representan estrategias de mantenimiento que conducen a ciclos

temporales para la imputación de costos, reservas de materiales, generación de

solicitudes de pedido (según necesidades de servicios), ejecución de los trabajos,

notificación, liquidación y cierre de las órdenes.

El personal de la unidad de Operaciones y Mantenimiento Distribución (O&MD),

coordina la activación automática de “Órdenes de Mantenimiento” con dos semanas

de antelación.

Cada Orden de Mantenimiento debe ir soportada por un plan de mantenimiento o

aviso, el cual debe estar adecuadamente codificado con sus fechas de

programación, grupo de hojas de ruta, contador de hoja de ruta (Instrucciones),

centro de costos, recursos a utilizar (materiales, servicios, puestos de trabajo,

costos de labor, tiempo de ejecución, etc.).

El proceso de Planificación y generación de Ordenes de Mantenimiento en la

Unidad O&MD estará respaldado por una base de Datos donde el planificador

pueda consultar el Programa Anual de Mantenimiento, la codificación de Planes con


Capitulo 3

su Hoja de Ruta y la relación lógica que existe entre los Planes Programados para

una misma fecha en varios circuitos. Esto último con el fin de poder darle al

planificador datos suficientes que le permitan inferir las implicaciones que tendrían

los retrasos y cambios en el programa original.

3.11.- Especificaciones Particulares. El Ingeniero de Planes de Mantenimiento antes de liberar la asignación

presupuestaria deberá asegurarse que sea cargada y activada en el sistema

SAP por el Planificador Financiero y Estratégico de la Unidad Organizativa

Asuntos Regulatorios.

El Programador de Mantenimiento antes de asignar la “Orden de Trabajo” para

inspección y para ejecución del mantenimiento, deberá acordar con el Ingeniero

de Planes, y el Técnico de Distribución, la asignación de la mano de obra, la

cual puede ser propia o externa. Al asignar las “órdenes de trabajo” deberá

elaborar el “vale de material de stock” y entregarlo al Técnico de Distribución

para gestionar el retiro de los materiales necesarios para la ejecución del

mantenimiento.

El Técnico de Distribución al ejecutar la inspección de mantenimiento deberá, al

crear el “aviso de mantenimiento” establecer prioridad de atención. También

deberá elaborar el “pedido de servicio” y “contrato de servicio” antes de ejecutar

la labor de mantenimiento, asimismo gestionar su liberación con el Nivel de

Delegación Financiera correspondiente, cuando la inspección o labores de

mantenimiento requieran labor externa. Por otro lado, deberá asegurarse que la

“orden de trabajo” tenga notificación final de la culminación del trabajo.

El Técnico de Distribución deberá elaborar y documentar la “hoja de entrada”

para aquellos casos que el mantenimiento haya sido ejecutado con Proveedores

de Servicio, antes de elaborar la “hoja de entrada” deberá asegurarse que los

materiales sobrantes y/o retirados del sistema en la ejecución del

mantenimiento hayan sido devueltos al almacén.

El Programador de Mantenimiento antes de cerrar la “orden de trabajo”

comercialmente deberá asegurarse que la misma este liquidada, dicho

Programador, antes de realizar el cierre comercial deberá asegurarse que la

“hoja de entrada” haya sido liberada.


Capitulo 3

3.12.- Metas Se establecen diferentes metas a alcanzar al final de cada año, la principal meta

establecida es la reducción del Tiempo Total de Interrupción (TTI), esto con la

visión de minimizar el número de interrupciones y de esta forma mejorar la calidad

del servicio eléctrico. Se plantean entonces topes para los índices de incidencia de

TTI y se busca con la mejora del plan de mantenimiento no alcanzar estos límites.

Las metas deben ser establecidas en Enero de 2007, después de la revisión de la

ejecución del plan del año 2006 y de esta forma proyectar las metas a alcanzar el

año en curso.


Capitulo 4

CAPITULO 4

PROPUESTA DE METODOLOGÍA PARA LA ELABORACIÓN DEL PLAN

ANUAL DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN DE ENELCO EN 13,8 KV

Durante los últimos años, el departamento Mantenimiento de Distribución de

ENELCO ha venido ejecutando un plan anual de mantenimiento a la red de

distribución, basándose principalmente en aspectos empíricos; y si bien es cierto los

resultados han sido satisfactorios, no existe una metodología especifica que sirva de

base para garantizar una efectiva planificación.

Con el diseño de una metodología efectiva, se busca reducir al mínimo los costos

operacionales de Mantenimiento, focalizando las tareas ejecutadas, con la finalidad

de disminuir los niveles de interrupciones de servicio, objetivo fundamental para la

mejora de la calidad de servicio eléctrico en la Costa Oriental del Lago de

Maracaibo.

Por ello surge la necesidad de obtener una metodología que sirva de basamento

para el diseño del mencionado plan para los años venideros, focalizándolo en

atender en forma más precisa los problemas que se presentan en la red de

distribución de esta empresa, y atacando la problemática desde un punto de vista

mas científico y apoyado en estudios profesionales de mantenimiento, de análisis y

de solución de fallas.

Darle solución a esta necesidad, plantea una serie de interrogantes que lleva a

diseñar una metodología de fácil manejo y aplicación, que es la finalidad de esta

investigación.

4.1.- Bases para el Diseño 4.1.1.- Bases Investigativas La parte principal es el planteamiento de la problemática, la cual es la revisión y el

diseño de un plan de mantenimiento efectivo, enfocado a mantener la operación de

los circuitos de manera óptima y constante, permitiendo así mejorar la calidad del

49


Capitulo 4

servicio eléctrico. La base de la investigación estará enfocada en el estudio de las

características de los circuitos y en la revisión de las fallas.

4.1.2.- Bases Teóricas Se hace necesario iniciar el estudio teniendo una base teórica sólida y moderna,

actualizándola constantemente con las innovaciones, en lo que respecta a teorías

de mantenimiento, que surjan a nivel mundial; esto se logra manteniendo

permanentemente actualizado al personal encargado de diseñar el plan e

involucrando a todo el equipo que forma parte del área que ejecuta los diferentes

mantenimientos.

Por otro lado se debe conocer la normativa existente en lo que respecta a calidad de

servicio, seguridad y procedimientos, al igual que se debe tener un firme

conocimiento de las leyes que rigen el sector eléctrico.

4.1.3.- Bases Técnicas El análisis técnico para el diseño del plan de mantenimiento y su frecuencia, se crea

tomando en cuenta el historial de fallas ocurridas en los circuitos, las estadísticas de

los años anteriores de sus condiciones operacionales, y de igual forma se toman en

cuenta las variaciones de las condiciones climáticas o pronósticos metereológicos

del año a planificar.

4.1.4.- Bases Analíticas Los análisis necesarios de toda la data existente y los estudios que se realicen para

el diseño del plan, debe ser realizado por personal especializado en el área de

mantenimiento, con un fuerte basamento en teorías estadísticas y de análisis, para

con ello puedan entender y darle solución apropiadamente a los diferentes

problemas presentes e inherentes de la propia red de distribución de ENELCO.

4.2.- Metodología Detección de Criticidad de los circuitos

Selección de Circuitos de acuerdo a su Criticidad

Análisis de las fallas que afectan los circuitos


Capitulo 4

o Pareto de las fallas

o Causa-Efecto de las fallas

4.2.1.- Detección de la Criticidad de los Circuitos

Análisis de Criticidad El Análisis de Criticidad es una herramienta que permite establecer niveles

jerárquicos en los circuitos en función del impacto global que generan, con el

objetivo de facilitar la toma de decisiones. Es el análisis de confiabilidad que

establece un orden de prioridades de mantenimiento sobre cada circuito, otorgando

un valor numérico o estatus, en función de una matriz que combina la condición

actual del circuito, sus niveles de carga, su configuración, el tipo de carga que es

servida, la longitud de éste y sobre todo su índice de fallas. Entonces se debe

establecer un orden de prioridades, que dependerá de los factores antes

mencionados y de constantes que le darán un peso respectivo de acuerdo al criterio

de los diseñadores del plan.

Prioridades

La Prioridad se dirige a la ejecución de un mayor o menor mantenimiento para un

circuito en especifico. En el aspecto técnico, la prioridad es caracterizada como: "el

intervalo, la cantidad de mantenimiento y la frecuencia de esta actividad en un

circuito determinado". Se establecen cuatro niveles subsecuentes para estas

prioridades. a) Prioridad 1: Circuito prioritario de muy alta criticidad con mayor número de salidas

de servicio y con características complejas que permiten una alta pérdida de la

calidad del servicio eléctrico.

b) Prioridad 2: Circuito prioritario en condición alta de criticidad lo que conlleva a

una deficiencia de operación debido a su configuración y características

complicadas.

c) Prioridad 3: Circuito prioritario con interrupciones intermedias y con una

configuración propia que permite su accesible atención.

d) Prioridad 4: Circuito muy poco prioritario y de limitada atención.


Capitulo 4

Factores que interfieren en la criticidad de los circuitos

Como ya se explicó en el capítulo 2 de este trabajo de grado, donde se detalló el

procedimiento para la selección de los circuitos prioritarios de mantenimiento, se

desglosa la Tabla 4.1 que permite resumir en forma simple los factores que

interfieren para su selección y su nivel de clasificación (siendo 7 el de mayor

importancia y 1 el de menor). Tabla 4.1.- Niveles de importancia por factores de criticidad

MVA instalados

No. De Fallas Longitud Configuración Tipo de Carga Servida

Acceso Carga

7 6 5 4 3 2 1

4.2.2.- Selección de los Circuitos de acuerdo a su Criticidad Con la metodología para seleccionar circuitos de acuerdo a su criticidad, explicada

en el capítulo 2, se utiliza, a fines de demostración, un caso en particular para

observar su aplicación. Se muestra entonces el caso del Municipio Baralt-Valmore

Rodríguez como demostración:

Se construye una matriz estratificada con las variables a considerar por su grado de

importancia y con la evaluación de los criterios según las características de los

circuitos. (Tabla 4.2)

Tabla 4.2.- Matriz de Evaluación del Municipio Baralt-Valmore R. CIRCUITO No de

Fallas MVA

Instalad. Acceso Km de Línea Tipo de carga servida Config.

(Ramales) CARGA (AMP)

24 DE JULIO 39 8757,5 Accesible 28,34 Residencial - Comercial - Urbana -Rural Intermedio 252,2

CENTRO ASISTENCIAL 8 8165 Accesible 12,75 Residencial - Urbana -Rural Intermedio 161,6

EL MURO 46 7665 Complicado 36,83 Residencial - Comercial - Urbana -Rural Intermedio 260,1

LA VICTORIA 123 8607,5 Complicado 68,65 Residencial - Comercial - Urbana -Rural Intermedio 260,9

CONSECION 7 137 15035 Crítico 166,05 Residencial - Urbana -Rural Muchos 331,9

EL TIGRE 105 9417,5 Crítico 121,24 Residencial - Urbana -Rural Muchos 331,2

CIENEGUITA 3 1675 Crítico 29,93 Residencial - Rural Muchos 0,0

SAN ISIDRO 4 2237,5 Crítico 11,11 Residencial - Rural Muchos 0,0

CAMPO MARAVEN 30 12070 Accesible 21,02 Residencial - Comercial - Urbana -Rural Intermedio 346,4

HOSPITAL LUIS RAZETI 21 4185 Fácil 15,50 Cargas Especiales RUR Intermedio 133,3

PUEBLO NUEVO 34 14807,5 Crítico 95,05 Residencial - Comercial - Urbana -Rural Muchos 430,4

SAN PEDRO 83 9427,5 Crítico 143,30 Residencial - Urbana -Rural Muchos 258,7

ZONA COMERCIAL 35 8637,5 Accesible 41,21 Residencial - Comercial - Urbana -Rural Intermedio 258,0

EL VENADO 2 7190 Accesible 56,34 Residencial - Comercial - Urbana -Rural Muchos 0,0

RURALES DE MACHANGO 2 3345 Crítico 43,90 Residencial - Comercial - Urbana -Rural Muchos 0,0

ZIPAYARE 2 5450 Crítico 48,76 Residencial - Urbana -Rural Muchos 0,0

REPRESA 20 387,5 Crítico 5,68 Residencial - Urbana -Rural Intermedio 0,0

CAMPO PETROLERO 16 3992,5 Complicado 14,17 Residencial - Urbana -Rural Intermedio 179,7

LA LINEA 48 5837,5 Crítico 49,35 Residencial - Urbana -Rural Muchos 89,1


Capitulo 4

Se construyen las tablas de preferencias, siguiendo lo indicado en el capitulo 2

Reflejando la importancia de cada criterio en función de su valor numérico o tipo.

Estos criterios deben ser revisados constantemente por los planificadores de

mantenimiento para actualizarlo de acuerdo a la evolución de la red, de acuerdo a

los circuitos y sus características, y con la participación del personal de O&MD del

Municipio BVR, para este caso en particular se obtuvieron los siguientes índices de

preferencia (Tabla 4.3).

Tabla 4.3.- Índices de preferencias para el Municipio BVR. Longitud (Km) Ponderación Acceso Ponderación

Más de 40,0 1,0 Inaccesible 1,030,0 - 40,0 0,8 Crítico 0,820,0 - 30,0 0,6 Complicado 0,610,0 - 20,0 0,4 Accesible 0,5

0 - 10,0 0,2 Fácil 0,4

N° de Fallas PonderaciónTipo de Carga Servida Ponderación Más de 60 1,0

Cargas Especiales 1,00 45 - 60 0,8Industrial 0,91 30 - 45 0,6Industrial - Comercial 0,86 15 - 30 0,4Militar 0,85 0 - 15 0,2Industrial - Residencial 0,85Comercial 0,64 Configuración PonderaciónResidencial - Comercial 0,63 Muchos Ramales 1,0Residencial - Urbana 0,59 Intermedio 0,7Residencial - Rural 0,38 Pocos Ramales 0,4

Carga (Amp) Ponderación MVAinst PonderaciónMás de 400 1,0 Más de 20000 1,0300 - 400 0,9 15000 - 20000 0,8200 - 300 0,8 10000 - 15000 0,6100 - 200 0,7 5000 - 10000 0,40 - 100 0,6 0 -5000 0,2

Para construir la Matriz de utilidad se sustituyen los valores de las tablas de

preferencias en la matriz de evaluación, obteniendo la Tabla 4.4. donde todos sus

criterios pueden ser comparables debido que todos están en una misma escala de

valores (entre 0 y 1).

Para la determinación de la Tabla de Ponderaciones o Peso de los Criterios se debe

contar con el apoyo del personal de Ingeniería de Operaciones y Mantenimiento,

esto debido a su conocimiento de las características de los circuitos en estudio;

observemos el peso o la importancia de cada criterio para los circuitos del municipio

Baralt-Valmore Rodríguez. (Tabla 4.5).


Capitulo 4

Tabla 4.4.- Matriz de Utilidad del Municipio BVR. CIRCUITO No de

Fallas MVA

Instalad. Acceso Km de Línea Tipo de carga servida Config. CARGA

(AMP) 24 DE JULIO 0,6 0,4 0,5 0,6 0,53 0,7 0,6

CENTRO ASISTENCIAL 0,2 0,4 0,5 0,4 0,49 0,7 0,2 EL MURO 0,8 0,4 0,6 0,8 0,53 0,7 0,8

LA VICTORIA 1,0 0,4 0,6 1,0 0,53 0,7 1,0 CONSECION 7 1,0 0,8 0,8 1,0 0,49 1,0 1,0

EL TIGRE 1,0 0,4 0,8 1,0 0,49 1,0 1,0 CIENEGUITA 0,2 0,2 0,8 0,6 0,38 1,0 0,2 SAN ISIDRO 0,2 0,2 0,8 0,4 0,38 1,0 0,2

CAMPO MARAVEN 0,6 0,6 0,5 0,6 0,53 0,7 0,6 HOSPITAL LUIS RAZETI 0,4 0,2 0,4 0,4 1,00 0,7 0,4

PUEBLO NUEVO 0,6 0,6 0,8 1,0 0,53 1,0 0,6 SAN PEDRO 1,0 0,4 0,8 1,0 0,49 1,0 1,0

ZONA COMERCIAL 0,6 0,4 0,5 1,0 0,53 0,7 0,6 EL VENADO 0,2 0,4 0,5 1,0 0,53 1,0 0,2

RURALES DE MACHANGO 0,2 0,2 0,8 1,0 0,53 1,0 0,2 ZIPAYARE 0,2 0,4 0,8 1,0 0,49 1,0 0,2 REPRESA 0,4 0,2 0,8 0,2 0,49 0,7 0,4

CAMPO PETROLERO 0,4 0,2 0,6 0,4 0,49 0,7 0,4 LA LINEA 0,8 0,4 0,8 1,0 0,49 1,0 0,8

Tabla 4.5.- Pesos de los Criterios Evaluados.

Circuito N° de Fallas MVAinst Acceso Long. (Km) Tipo de Carga Config. Carga (Amp)

Peso 0,90 1,00 0,55 0,85 0,60 0,65 0,45

Para obtener la matriz de ponderaciones se multiplican los pesos por cada factor

de la matriz de utilidad y se obtiene la Tabla 4.6, con esto se consigue un índice

representativo de la prioridad de cada circuito para la selección definitiva, esto se

logra usando la ecuación 2.1, y aplicando los Rangos de Evaluación de prioridades

que se obtienen a continuación, se obtiene la Tabla 4.9.

Tabla 4.6.- Matriz de Ponderación del Municipio BVR.

CIRCUITO No de Fallas

MVA Instalad. Acceso Km de Línea Tipo de carga

servida Config. CARGA (AMP)

24 DE JULIO 0,54 0,4 0,275 0,51 0,32 0,455 0,36 CENTRO ASISTENCIAL 0,18 0,4 0,275 0,34 0,291 0,455 0,315

EL MURO 0,72 0,4 0,33 0,68 0,32 0,455 0,36 LA VICTORIA 0,9 0,4 0,33 0,85 0,32 0,455 0,36

CONSECION 7 0,9 0,8 0,44 0,85 0,291 0,65 0,405 EL TIGRE 0,9 0,4 0,44 0,85 0,291 0,65 0,405

CIENEGUITA 0,18 0,2 0,44 0,51 0,228 0,65 0,27 SAN ISIDRO 0,18 0,2 0,44 0,34 0,228 0,65 0,27

CAMPO MARAVEN 0,54 0,6 0,275 0,51 0,32 0,455 0,405 HOSPITAL LUIS RAZETI 0,36 0,2 0,22 0,34 0,6 0,455 0,315

PUEBLO NUEVO 0,54 0,6 0,44 0,85 0,32 0,65 0,45 SAN PEDRO 0,9 0,4 0,44 0,85 0,291 0,65 0,36

ZONA COMERCIAL 0,54 0,4 0,275 0,85 0,32 0,455 0,36 EL VENADO 0,18 0,4 0,275 0,85 0,32 0,65 0,27

RURALES DE MACHANGO 0,18 0,2 0,44 0,85 0,32 0,65 0,27 ZIPAYARE 0,18 0,4 0,44 0,85 0,291 0,65 0,27 REPRESA 0,36 0,2 0,44 0,17 0,291 0,455 0,27

CAMPO PETROLERO 0,36 0,2 0,33 0,34 0,291 0,455 0,315 LA LINEA 0,72 0,4 0,44 0,85 0,291 0,65 0,27


Capitulo 4

Rangos de Evaluación

Para obtener los rangos de evaluación se revisan las ponderaciones y los límites

superior e inferior de los valores del índice de preferencias. A partir de esto se

supone un circuito “muy crítico” con todos sus índices de preferencia con el mayor

valor, y otro “poco crítico”, con los valores mínimos de estos índices. (Tabla 4.7)

Tabla 4.7.- Criterios den para obtención del rango de evaluación

Se sigue el procedimiento explicado en el capítulo 2 para obtener la matriz de

ponderaciones para estos dos circuitos, dando como resultado la Tabla 4.8

Tabla 4.8.- Ponderaciones para determinar el rango de evaluación




Muy Crítico 0,9 1 0,55 0,85 0,6 0,65 0,45 Poco Crítico 0,18 0,2 0,22 0,17 0,228 0,26 0,27

Se utiliza igualmente la ecuación 2.1 y se sigue el procedimiento para calcular los

índices representativos, pero en este caso determinándose el rango general de

evaluación, resultando entre 1,5 y 5. El criterio para dividir este rango entre cuatro

niveles de atención viene dado en agrupar los diferentes circuitos en un solo grupo

de nivel de atención considerando los índices obtenidos para este Municipio para

cada circuito en particular (Tabla 4.10). Estos rangos varían de acuerdo a las

características de los circuitos en estudio, para cada Municipio. De acuerdo a esto

se obtiene una representación para los niveles de criticidad y rangos de evaluación

(Fig. 4.1)

Tabla 4.9.- Rangos de Evaluación y Niveles de Atención

Prioridad Rango de Evaluación

Nivel de Atención

1 3,5 y 5 MUY ALTO2 3 y 3,5 ALTO 3 2 y 3 MEDIO 4 1,5 y 2 BAJO




Muy Crítico 1 1 1 1 1 1 1 Poco Crítico 0,2 0,2 0,4 0,2 0,38 0,4 0,6


Capitulo 4

Nive l Bajo Nive l M e d io Nive l A lto Nive l M u y A lto

Índices entre 1,5 y 2

Índices entre 2 y 3

Índices entre 3 y 3,5

Índices entre 3,5 y 5

Prioridad 4

Prioridad 3

Prioridad 2

Prioridad 1

Aprox80% de Fallas

Tabla 4.10.- Índices de criticidad y prioridades Municipio Baralt-Valmore R. CIRCUITO INDICE PRIORIDAD NIVEL 24 DE JULIO 2,86 3 MEDIO

CENTRO ASISTENCIAL 2,26 3 MEDIO EL MURO 3,27 2 ALTO

LA VICTORIA 3,62 1 MUY ALTO CONSECION 7 4,34 1 MUY ALTO

EL TIGRE 3,94 1 MUY ALTO CIENEGUITA 2,48 3 MEDIO SAN ISIDRO 2,31 3 MEDIO

CAMPO MARAVEN 3,11 2 ALTO HOSPITAL LUIS RAZETI 2,49 3 MEDIO

PUEBLO NUEVO 3,85 1 MUY ALTO SAN PEDRO 3,89 1 MUY ALTO

ZONA COMERCIAL 3,20 2 ALTO EL VENADO 2,95 3 MEDIO

RURALES DE MACHANGO 2,91 3 MEDIO ZIPAYARE 3,08 2 ALTO REPRESA 2,19 3 MEDIO

CAMPO PETROLERO 2,29 3 MEDIO LA LINEA 3,62 1 MUY ALTO

Figura 4.1.- Gráfico de representación para los niveles de criticidad y rangos de evaluación

Selección de los Circuitos Críticos

Con el procedimiento anterior, ya se puede inferir la situación de criticidad de cada

circuito del municipio en estudio, esto permite observar claramente cuales circuitos

ameritan un mayor mantenimiento y cuales en menor cantidad (Fig. 4.1), sólo con

este análisis se obtiene un punto de partida para la definición del plan de


Capitulo 4

mantenimiento de la red de distribución. Como una forma de visualizar más

claramente esta selección de los circuitos se grafican de acuerdo a su nivel de

criticidad como se muestra a continuación (Fig. 4.2, Fig. 4.3 y Fig. 4.4).

Figura 4.2.- Circuitos del Municipio BVR con “Nivel Medio” de Criticidad

Figura 4.3.- Circuitos del Municipio BVR con Nivel “Alto” de Criticidad

N ivel "M uy A lto "

3,5

3,6

3,7

3,8

3,9

4

4,1

4,2

4,3

4,4

4,5

LA V IC T OR IA LA LIN EA PU EB LO N U EV O SA N PED R O EL T IGR E C ON SEC ION 7

Mayor Criticidad - Prioridad 1 -

P E O R

N ivel "M edio "

2

2,2

2,4

2,6

2,8

3

3,2

M E J O R

Mayor Criticidad


Capitulo 4

Figura 4.4.- Circuitos del Municipio BVR con Nivel “Muy Alto” de Criticidad 4.2.3.- Análisis Considerando las Fallas. En la siguiente etapa de esta metodología se consideran las fallas que afectan los

circuitos, es decir, una vez obtenida la selección de los circuitos críticos y sus

niveles de prioridad, se comparan con el historial de fallas ocurridas en estos, tanto

instantáneas como de tiempo, para ello se adiciona el porcentaje de TTI y de

interrupciones acaecidas en cada circuito a lo largo del periodo en estudio. (Tabla

4.11).

Se hace evidente que el análisis de criticidad es efectivo, pues los porcentajes de

fallas son más elevados de acuerdo al nivel de prioridad obtenidos en la parte

anterior para cada circuito, esto se observa más claramente en las Fig. 4.2 y Fig.

4.3, donde se percata visiblemente que los niveles de fallas son más elevados en

los niveles “alto” y “muy alto” que es donde ocurre mas del 80% de éstas.

Es necesario resaltar que estos niveles de prioridad varían en los diferentes

municipios debido a las características particulares de sus circuitos, e

igualmente se obtienen rangos de criticidad diferentes a los del caso del

municipio usado como ejemplo.

N ivel "A lto "

3

3,05

3,1

3,15

3,2

3,25

3,3

3,35

3,4

C A M PO M A R A V EN Z IPA Y A R E Z ON A C OM ER C IA L EL M U R O

Mayor Criticidad


Capitulo 4

Tabla 4.11.- Comparación del Nivel de Criticidad de los Circuitos con la Incidencia de Fallas.

CIRCUITO NIVEL TTI % TTI INSTANT. % INST. 24 DE JULIO MEDIO 0,53727 3,69% 36 5,31%

CENTRO ASISTENCIAL MEDIO 0,10427 0,72% 7 1,03% EL MURO ALTO 1,36271 9,35% 37 5,46%

LA VICTORIA MUY ALTO 1,16301 7,98% 116 17,11% CONSECION 7 MUY ALTO 1,34268 9,21% 135 19,91%

EL TIGRE MUY ALTO 2,35093 16,13% 96 14,16% CIENEGUITA MEDIO 0,00000 0,00% 3 0,44% SAN ISIDRO MEDIO 0,06005 0,41% 3 0,44%

CAMPO MARAVEN ALTO 1,84813 12,68% 23 3,39% HOSPITAL LUIS RAZETI MEDIO 0,28281 1,94% 18 2,65%

PUEBLO NUEVO MUY ALTO 2,23428 15,33% 23 3,39% SAN PEDRO MUY ALTO 1,74004 11,94% 68 10,03%

ZONA COMERCIAL ALTO 0,51981 3,57% 30 4,42% EL VENADO MEDIO 0,23710 1,63% 1 0,15%

RURALES DE MACHANGO MEDIO 0,00000 0,00% 2 0,29% ZIPAYARE ALTO 0,02006 0,14% 1 0,15% REPRESA MEDIO 0,50374 3,46% 13 1,92%

CAMPO PETROLERO MEDIO 0,00000 0,00% 16 2,36% LA LINEA MUY ALTO 0,26584 1,82% 45 6,64%

Totales 14,046 100,00% 678 100%

Análisis de Fallas Esta parte de la metodología se enfoca directamente a revisar las fallas en forma

más precisa y detallada, esto con el fin de buscar solución a las mismas, lo que

incide directamente en el mantenimiento preventivo necesario para reducirlas, y en

consecuencia, tener una base sustancial para el diseño del plan de mantenimiento.

Relación Fallas por Niveles de Prioridad

11,84%

25,74%

62,42%

14,60% 13,42%

71,24%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

MEDIO ALTO MUY ALTO% TTI % INST

Figura 4.5.- Grafico de relación de fallas y su prioridad, Municipio Baralt.


Capitulo 4

Como paso a seguir en este proceso se utilizarán las teorías de mantenimientos

estudiadas en el capítulo 2 de este trabajo de grado, se usará tanto los diagramas

de Pareto, como el análisis de Causa-Efecto para la resolución de estas.

Con éste diagrama se podrá observar cuales son las fallas que más afectan a cada

circuito, en este paso de la metodología obtendremos de forma visual y efectiva, la

cantidad de fallas instantáneas y la suma de TTI, con lo que se podrá separar las

fallas vitales de las triviales.

Como primer paso se estudiará el historial completo de fallas en todo el municipio,

esto con la finalidad de entender de manera global el comportamiento general de los

circuitos que lo componen.

Se tabulan los circuitos y sus fallas para el periodo en estudio, tanto fallas

instantáneas como la suma de TTI en cada uno de ellos.

Tabla 4.12.- Cantidad de Fallas Instantáneas por Circuito en el Municipio Baralt-Valmore R.

CIRCUITO Otras Puente partido

Punto Caliente Veget. Tx

quemadoAislador

Roto Rabo de Volantín

Equipo Explo.do Anim. Descarga

Atmosf. Sin Inf. Total% por Cto.

Concepción 7 0 2 0 4 1 2 0 1 2 34 89 135 19,9La Victoria 2 0 0 0 3 5 10 4 7 20 65 116 17,1

El Tigre 3 0 0 1 1 2 0 3 1 21 64 96 14,2San Pedro 2 0 0 0 2 0 0 4 0 19 41 68 10,0La Línea 0 0 0 0 0 0 1 0 1 8 35 45 6,6

Av. El Muro 1 0 3 0 0 0 1 1 4 8 19 37 5,524 De Julio 0 2 0 0 0 0 5 0 1 9 19 36 5,3

Zona Comercial 1 0 0 0 2 0 0 2 0 9 16 30 4,4Pueblo Nuevo 0 0 0 3 1 0 0 0 0 10 9 23 3,4

Campos Maraven 0 0 0 0 0 0 1 0 1 5 16 23 3,4Hosp .L. Razetti 3 0 0 0 0 3 0 2 0 2 8 18 2,7Camp. Petrolero 0 0 0 0 1 0 0 1 1 3 10 16 2,4

Represa 0 0 0 0 0 1 0 0 0 6 6 13 1,9C. Asistencial 0 0 1 0 0 1 0 0 2 0 3 7 1,0Burro Negro 0 0 0 1 0 0 0 0 0 1 3 5 0,7Cieneguita 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 2 3 0,4San Isidro 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 2 3 0,4

Rurales De Mach. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 2 0,3El Venado 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 0,1Zipayare 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 0,1

Total general 12 4 4 11 11 14 18 18 20 155 411 678 % de fallas 1,8% 0,6% 0,6%1,6% 1,6% 2,1% 2,7% 2,7%2,9% 22,9%60,6%


Capitulo 4

Tabla 4.13.- Suma de TTI por circuito en el municipio Baralt-Valmore R.

CIRCUITO DETALLE TTI % TTI Cto. % TTI del TotalPunto Caliente 0,081 30,5% Sin Información 0,178 67,1% La Línea

Pendiente Por Chequeo 0,006 2,4% Total La Línea 0,266 1,9%

Aislador Roto 0,565 48,6% Descarga Atmosférica 0,170 14,6%

Sin Información 0,041 3,5% La Victoria Rabo De Volantín 0,387 33,3%

Total La Victoria 1,163 8,3% El Venado Descarga Atmosférica 0,237 100,0%

Total El Venado 0,237 1,7% Aislador Roto 0,157 12,9%

Descarga Atmosférica 0,126 10,4% Equipo Explotado 0,594 48,9% San Pedro Sin Información 0,337 27,8%

Total San Pedro 1,214 8,6% C. Asistencial Sin Información 0,104 100,0%

Total C. Asistencial 0,104 0,7% Aislador Roto 0,269 95,2% Error Humano 0,007 2,6% Hosp. Luis Razetti

Deterioro Por Envej. 0,006 2,2% Total Hosp. Luis Razetti 0,283 2,0%

San Isidro Aislador Roto 0,060 100,0% Total San Isidro 0,060 0,4%

Aislador Roto 0,988 42,0% Descarga Atmosférica 0,718 30,6% El Tigre

Sin Información 0,645 27,4% Total El Tigre 2,351 16,7%

Descarga Atmosférica 0,889 66,2% Concepción 7 TX Distrib. Quemado 0,454 33,8% Total Concepción 7 1,343 9,6%

Descarga Atmosférica 0,137 26,4% Zona Comercial Sin Información 0,383 73,6% Total Zona Comercial 0,520 3,7%

Aislador Roto 0,289 21,2% Punto Caliente 0,326 23,9%

Equipo Explotado 0,682 50,0% Av. El Muro En Análisis 0,066 4,9%

Total Av. El Muro 1,363 9,7% Aislador Roto 0,122 5,5%

Descarga Atmosférica 1,052 47,1% Sin Información 0,934 41,8% Pueblo Nuevo

Pendiente Por Chequeo 0,127 5,7% Total Pueblo Nuevo 2,234 15,9%

Zipayare Sin Información 0,020 100,0% Total ZIPAYARE 0,020 0,1%

Aislador Roto 0,024 4,7% Descarga Atmosférica 0,479 95,1% Machango - Represa

Sin Información 0,001 0,2% Total Machango - Represa 0,504 3,6%

24 De Julio Sin Información 0,537 100,0% Total 24 de Julio 0,537 3,8%

Sin Información 1,272 31,2% Campos Maraven Vegetación 0,576 100,0% Total Campos MARAVEN 1,848 13,2%

Total General 14,046


Capitulo 4

A partir de los datos contenidos en las Tablas 4.12 y 4.13, se realizan los

diagramas de pareto generales, considerando todas las fallas.

Figura 4.6.- Diagrama de Pareto Total de Fallas del Municipio Baralt-Valmore R.

En la Fig. 4.6 se observa el total general de fallas para el municipio en estudio, con

este diagrama se visualiza fácilmente cuales son las fallas de mayor incidencia, se

aprecia entonces, que las fallas “No determinadas”, las descargas atmosféricas y las

pendientes por chequeo cubren el 83,48 % de la incidencia de fallas, esto no brinda

una información fidedigna de lo que ocurre en los circuitos, ya que las fallas no

determinadas y las pendientes por chequeo no pueden ser estudiadas, por no

ofrecer datos que aporten soluciones efectivas. En la Fig. 4.7 se observa más

detalladamente este fenómeno, pues para mejor comprensión de lo que sucede se

agrupan el resto de las fallas en una categoría denominada “Otras”. Ya con esto se

entiende que se debe prestar una mayor atención a estás fallas que representan el

mayor índice de problemas en los circuitos de la zona. Más adelante se estudiarán

estos casos particulares para lograr una mejor definición de la problemática

existente.

Ahora se estudiará las fallas agrupadas en la categoría “Otras” que representan las

fallas realmente inherentes al PAMD, esto sin dejar a un lado las tres primeras

observadas, que ameritan una especial atención. En la Fig. 4.8 se desglosa el grupo

“Otras” para determinar cuales de estas son las de mayor atención.

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

% % Acum

83,48% de las fallas totales


Capitulo 4

Figura 4.7.- Diagrama de Pareto reducido con Total de Fallas del Municipio Baralt-Valmore R.

En este gráfico se observa entonces cuales representan las causas vitales de fallos,

un 83,64% en este caso, y cuales son las triviales, que agruparemos en un nuevo

grupo denominado “Menores”, que representaran fallas de muy poca ocurrencia en

estos circuitos, y que no ameritan más que un mantenimiento de pequeñas

proporciones.

Figura 4.8.- Diagrama de Pareto. Fallas inherentes a mantenimiento, del Municipio Baralt-Valmore R

N o d e t e r m i n a d a D e s c a r g a A t m o s f e r i c a P e n d i e n t e p o r C h e q u e o O t r a s0 %

10 %

2 0 %

3 0 %

4 0 %

5 0 %

6 0 %

7 0 %

8 0 %

9 0 %

10 0 %

% % A c u m


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

% % A c um

83,64% de las fallas “Otras”


Capitulo 4

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

%TTI % Acum

85,50% de los TTI totales

Figura 4.9.- Diagrama de Pareto. Fallas Principales para Análisis. Municipio Baralt-Valmore R.

Figura 4.10.- Diagrama de Pareto total de TTI del Municipio Baralt-Valmore R.

Con el diagrama de pareto de la Fig. 4.9, se obtiene la representación de las fallas

que es necesario atender en los circuitos que forman parte de la red de distribución

del Municipio Baralt-Valmore Rodríguez de ENELCO, fallas que una vez estudiadas

83,64% de las fallas “Otras”

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

Animales EquipoExplotado

Rabo de Volantin A islador Roto Vegetacion TX quemado M enores0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

% % Acum



Capitulo 4

sus causas, se podrá diseñar un Plan de Mantenimiento Anual que permita prevenir

su ocurrencia y minimizar las interrupciones del servicio eléctrico y a su vez los

indicadores técnicos como lo es el tiempo total de interrupción (TTI).

A continuación se muestra este mismo análisis utilizando la suma de TTI, indicador

que evalúa la confiabilidad del sistema eléctrico y se define como el tiempo en

minutos que estuvo interrumpido el servicio eléctrico. En la Fig. 4.10 se desglosan

las fallas de acuerdo a su correspondiente TTI, y de igual forma al caso anterior, las

“No Determinadas” y las Descargas atmosféricas representan los índices de mayor

incidencia, lo que no ayuda a obtener un resultado fidedigno para este estudio.

Igualmente se agrupan el resto de los factores en un único grupo denominado

“Otras” esto para observar de mejor manera los factores de mayor incidencia y de

los que, como se mencionó con anterioridad, sólo se pueden estudiar de forma muy

particular y no ofrecen la información pertinente para el diseño del plan de

mantenimiento. (Fig. 4.11)

Figura 4.11.- Diagrama de Pareto Resumido del total de TTI del Municipio BVR

Luego al desglosar el grupo “Otras” se logra inferir cuales son realmente las fallas

convenientes a revisar, para lograr estructurar un estudio particular para la

resolución de éstas, y con esto, definir un programa de mantenimiento que permita

reducirlas en forma considerable. Se observa entonces en la Fig. 4.12, dónde esta

N o determ inada D escarga A tm o s f. Otras0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

%TTI % A cum

80,00% del TTI total


Capitulo 4

el mayor índice de ocurrencia de estas fallas, lo que representa el 85,54% del TTI,

reducido al omitir las fallas No Determinadas y las descargas atmosféricas.

Figura 4.12.- Diagrama de Pareto del TTI incidente en el Mantenimiento de la red de distribución del Municipio BVR

- Análisis Particular de los Circuitos por su Nivel de Prioridad Una vez obtenido este análisis general de la red de distribución del Municipio en

Estudio, y haciendo uso de los niveles de prioridad estudiados en la parte anterior,

se determina un estudio similar para los Niveles de Mayor índice de Criticidad, ya

que en estos es donde ocurre el 80% de las Fallas. Es bueno aclarar que por lo

similar entre los estudios de Instantáneas y de TTI, se estudiará el de mayor

importancia para esta investigación, que en este caso en particular lo es el TTI, sin

con esto restarle importancia a las operaciones instantáneas, ya que en esta parte

del análisis sólo se está estudiando la naturaleza de las fallas y en lo que respecta a

éstas, son análisis equivalentes. Por otro lado, y de igual manera, se estudia sólo

los circuitos clasificados como de nivel MUY ALTO, y se recomienda realizarlo

igualmente para los de Nivel “ALTO” por ser los agrupados en estas dos categorías

los que representan más del 80% de TTI en este municipio.

Análisis de los Circuitos con Nivel de Prioridad “MUY ALTO” Para continuar con ésta metodología de análisis, el siguiente paso es estudiar los

circuitos de acuerdo a su nivel de criticidad, de acuerdo a su prioridad, para ello

A is lado r R o to EquipoExplo tado

Vegetac io n T X quem ado P untoC aliente

R abo deVo lant in

Erro r H um ano D eterio ro po rEnv ejec .

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

%T T I % A c um

85,54% de las fallas


Capitulo 4

Se seleccionan los circuitos del Nivel de Prioridad “MUY ALTO” y se hace un estudio

equivalente al descrito en la parte anterior, pero solo a los circuitos seleccionados

por este factor. Los pasos son los mismos, se seleccionan los circuitos, se tabulan

los datos de los totales de TTI, y se construyen los diagramas de pareto, en esta

ocasión igualmente se obvian las fallas “NO DETERMINADAS” pero esta vez

conservando las producidas por descargas atmosféricas, esto con fines de

observación. Antes de realizar este proceso, se grafican los circuitos de este Nivel,

con sus respectivas fallas, esto se observa en la Fig. 4.13 donde se desglosa cada

circuito y el porcentaje de incidencia de fallas, la finalidad de realizar este gráfico es

individualizar cada circuito, ya que estos tienen sus características particulares y su

afectación de fallas es diferente.

Figura 4.13.- Gráfico de Circuitos del Nivel “MUY ALTO” con sus respectivas fallas.

Véase ahora los diagramas de pareto del total de TTI de la agrupación de los

circuitos del Nivel de prioridad “MUY ALTO”, la gráfica de la Fig. 4.14 contiene las

descargas atmosféricas para obtener una visión de lo ocurrido en estos circuitos.

Obsérvese en los siguientes gráficos con más detalle hacia donde se debe enfocar

el plan de mantenimiento, en la Fig. 4.15 se aprecia cuales son las fallas que hacen

a estos circuitos los más críticos de la zona, esto en cuanto a fallas, recuérdese que

existen otros factores para medir su criticidad.

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

LA LINEA LA VICTORIA SAN PEDRO CONCESION 7 PUEBLO NUEVO EL TIGRE

Descarga Atmosferica Aislador Roto Equipo Explotado Tx distrib. quemado Punto Caliente Rabo de Volantin


Capitulo 4

DescargaAtmosferica

Aislador Roto Equipo Explotado Tx distrib. quemado Rabo de Volantin Punto Caliente0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

% % acum

Aislador Roto Equipo Explotado Tx distrib. quemado Rabo de Volantin Punto Caliente0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

% % acum

Figura 4.14.- Diagrama de pareto de los Circuitos del Nivel “MUY ALTO” con sus respectivas fallas incluyendo descargas atmosféricas.

Figura 4.15.- Diagrama de Pareto de los Circuitos del Nivel “MUY ALTO” con sus respectivas fallas.

Ya se ha avanzado considerablemente a detectar los problemas que afectan a la

red de distribución y en que medida lo hacen, se han considerado un gran número

de factores, se han diferenciado los circuitos por su criticidad, también se ha

observado desde una visión general de toda la zona, a una más específica de las

fallas por circuito.

En la siguiente etapa de ésta metodología, se observa cada circuito detalladamente,


Capitulo 4

con esto se enfoca a cuales fallas se les debe prestar mayor atención para la

elaboración del plan.

Tabla 4.14.- Circuitos y sus porcentajes de incidencia en el TTI Circuito % TTI

El Tigre 27,07 Concepción 7 21,30 Pueblo Nuevo 18,63 La Victoria 17,81 San Pedro 13,91 La Línea 1,29

Tabla 4.15.- Circuitos y sus porcentajes de incidencia de Fallas Instantáneas Circuito % Fallas

La Victoria 45,45 Concepción 7 18,18 El Tigre 16,67 San Pedro 10,61 Pueblo Nuevo 6,06 La Línea 3,03

Fallas en cada Circuito y su Incidencia en el TTI En las siguientes Tablas se observa claramente cuales son las fallas que más

afectan cada circuito en particular

Tabla 4.16.- Porcentaje de TTI en los circuitos con índice de prioridad “Muy Alto”

EL TIGRE CONCESION 7 Fallas % TTI Fallas % TTI

Aislador Roto 42% Descarga atmosférica 66% Descarga Atmosférica 31% TX distrib. quemado 34%

No determinada 27% 100% 100%

LA VICTORIA PUEBLO NUEVO Fallas % TTI Fallas % TTI Aislador Roto 48,55%

Descarga Atmosférica 47,10% Rabo de Volantín 33,31% No determinada 47,40% Descarga Atmosférica 14,64%

Aislador Roto 5,50% No determinada 3,50% 100,00% 100,00%

SAN PEDRO LA LINEA

Fallas % TTI Fallas % TTI Equipo Explotado 34,10% No determinada 69,50% No determinada 19,40% Punto Caliente 30,50%

Aislador Roto 9,00% 100,00% Descarga Atmosférica 7,20%

100,00%


Capitulo 4

Como punto común se tienen las descargas atmosféricas, exceptuando el Circuito

“La Línea”, y las No determinadas, que se deduce es un porcentaje de peso en

incremento del resto de las fallas pero de las cuales no se tiene información. A

continuación se observan las fallas instantáneas y como afectan a cada circuito en

particular, esto servirá como guía de atención para el desarrollo de la planificación

de mantenimiento.

Fallas Instantáneas en cada Circuito

En esta oportunidad ocurre lo mismo que en el caso anterior con la incidencia de

descargas atmosféricas, obsérvese en las Fig. 4.16 a la 4.20 los diagramas de

Pareto en los cuales se nota con más detalle la incidencia de fallas instantáneas.

Figura 4.16.- Diagrama de Pareto de Fallas Instantáneas del Cto. La Victoria

Figura 4.17.- Diagrama de Pareto de Fallas Instantáneas del Cto. El Tigre

Circuito La Victoria

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

Rabo de Volantin Animales Aislador Roto Equipo Explotado Transformadordistribucion

quemado

Falla de otrocircuito en lamisma ruta

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

%Acum

Circuito El Tigre

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

Equipo Explotad

o

Aislad

or Roto

TX distrib

.quemad

o

Animale

s

Vegeta

cion

Envejec

imien

to

Inst.o co

nstr.defi

c.

Poste dete

riorad

o

0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%

%Acum


Capitulo 4

Figura 4.18.- Diagrama de Pareto de Fallas Instantáneas del Cto. San Pedro

Figura 4.19.- Diagrama de Pareto de Fallas Instantáneas del Cto. Concepción 7

Figura 4.20.- Diagrama de Pareto de Fallas Instantáneas del Cto. Pueblo Nuevo

Circuito San Pedro

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

Equipo Explotado Transformador distribucionquemado

Poste o viento deteriorado0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

%Acum

Circuito Concepción 7

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

Vegetacion Puente partido Aislador Roto Animales TX distrib.quemado

Equipo Explotado0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

%Acum

Circuito Pueblo Nuevo

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

Descarga Atmosferica Vegetacion Transformador distribucionquemado

0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%

%Acum


Capitulo 4

Con las figuras anteriores se determina como afectan y en que medida las fallas a

cada uno de los circuitos lo que lleva a la última parte de esta metodología que

permitirá estudiar las fallas individualmente, haciendo uso de los métodos

estudiados en el capitulo 2 de este trabajo de grado.

4.2.4.- Estudio Causa – Efecto de las Fallas

Como última etapa de esta metodología se realizará el estudio de las causas que

producen las fallas en estos circuitos. Para llegar a este análisis ya se obtuvieron

con los estudios anteriores, cuales son las fallas que afectan en mayor medida a

estos circuitos, mismas que se muestran a continuación en el orden del riesgo que

representan.


Aislador Roto

Objetos en las Líneas (Rabo de Volantín)

Vegetación

Transformador de Distribución Quemado

Animales

Puntos Calientes

Cabe mencionar que para este análisis se esta utilizando como demostración, el

Municipio Baralt-Valmore Rodríguez, cuyos circuitos tienen diferencias y

características particulares que lo distingue de otros municipios.

A continuación se realizan los diagramas de Ishikawa de cada una de estas fallas,

haciendo uso del Análisis Causa-Efecto explicado en este trabajo de grado, lo que

permitirá analizar las fallas que afectan estos circuitos y poder determinar una

solución efectiva para su disminución o erradicación. Las Fig. 4.21 a la 4.27

muestran estos diagramas obtenidos aplicando tanto el método de las 5 M como el

de clasificación de causas.


Capitulo 4

Figura 4.21.- Diagrama de Causa-Efecto de la Falla “Descargas Atmosféricas”

Figura 4.22.- Diagrama de Causa-Efecto de la Falla “Aislador Roto”

Figura 4.23.- Diagrama de Causa-Efecto de la Falla “Objetos en las Líneas”

Aislador Roto

Excesiva Temperatura Puntos Calientes

Contaminación ambiental Salitre Atmosférica

Mala Manipulación Ligadura no adecuada Mala Instalación


Vida útil Excedida Reutilización Envejecimiento

Animales Árboles sobre la línea Factores externos

Directa Por Inducción

Objetos en las Líneas

Inspección Ineficiente Desinformación de los riesgos a la población Ausencia de Advertencias

Rabos de Volantín Zapatos, Alambres, Ropa y otros objetos

Zonas Urbanas con redes en espacios abiertos Zonas rurales

Temporadas Vacacionales

Descargas Atmosféricas

Puesta a tierra rota Aisladores Inadecuados Ausencia de Pararrayos Ausencia de Cable de Guarda

Pararrayos Mal instalados Puesta a Tierra incorrecta

Inspecciones Ineficientes

Pararrayos inadecuados o insuficientes Resistividad del terreno No determinada Cable de guarda mal calculado

Niveles Isoceraúnicos Elevados Lluvias frecuentes, con tormentas eléctricas

Calibre de Cable de guarda incorrecto Vida útil excedida

Máquina Mano de Obra

Método Materiales Medio Ambiente


Capitulo 4

Figura 4.24.- Diagrama de Causa-Efecto de la Falla “Vegetación”

Figura 4.25.- Diagrama de Causa-Efecto de la Falla “TX Quemado”

Figura 4.26.- Diagrama de Causa-Efecto de la Falla “Animales”

Vegetación

Inspección Ineficiente Distancias Prolongadas Altura de Líneas inadecuada

Circuitos Rurales de mucha vegetación Flechas máximas excedidas Podas ineficientes o insuficientes

Árboles muy cercanos a las líneas Ramas sobre las líneas Enredaderas en vientos o postes

Acceso restringido o complicado Ausencia de Pica bajo las líneas

TX Quemado

Terceros armónicos Exceso de carga Descargas atmosféricas Inducción

Cortocircuitos Mala operación o maniobras

Tomas Clandestinas

Puntos calientes

Malas conexiones

Temperatura excesiva Bote de aceite

Envejecimiento

Temperatura excesiva Daños por terceros Animales

Daños por construcción

Falta de medición de carga

Cálculos inadecuados

Capacidad incorrecta

Sobrecargas Sistema

Equipo Diseño Ambiente

Animales

Inspección Ineficiente Diseño inadecuado Construcción deficiente

Nidificación en líneas o aisladores Colisión de aves con las redes Crucetas, Bushing, líneas con distancias mínimas.

Zonas de proliferación de aves Zonas de proliferación de Otros animales

Acceso restringido o complicado


Capitulo 4

Figura 4.27.- Diagrama de Causa-Efecto de la Falla “Puntos Calientes”

Análisis de los diagramas de Causa-Efecto Para finalizar este procedimiento, haciendo uso de estos diagramas y con la

participación de todo el personal de mantenimiento, se obtendrán soluciones

efectivas que permitan reducir estas fallas, con cuyos resultados se logre programar

el Plan de Mantenimiento atacando principalmente las fallas que representan el 80%

de las interrupciones acaecidas en cada uno de los circuitos críticos del sistema de

distribución de ENELCO, y evitar realizar actividades innecesarias que representen

mayores costos y ocupación del personal.

4.3.- Resultados de la Metodología Al seguir esta metodología para obtener una base para la elaboración del plan de

mantenimiento preventivo de la red de distribución de ENELCO a 13,8 KV, se

conseguirá sentar las bases para la realización de un plan de mantenimiento más

efectivo, y focalizado a atender las necesidades de mantenimiento reales de la red

de distribución y mantener constantemente la calidad del servicio eléctrico.

Los resultados obtenidos siguiendo esta metodología, deberán ser mostrados en

forma clara y resumida a fines de que puedan ser utilizados fácilmente en la

elaboración del plan de mantenimiento, de aquí entonces se obtendrá lo siguiente:

Puntos Calientes

Cortacorrientes

Seccionadores

Transformadores

Permagrip sobre la línea

Conector mal Comprimido

Empalmes mal Elaborados Cálculo de dispositivos por debajo de su capacidad nominal

MATERIALES

Conexión de conductores incompatibles

Conductores sometidos a carga excesiva

Vida útil excedida

Uso de materiales no normalizados

Descargas atmosféricas

Animales

Conductor mal instalado o calculado

Herramientas inadecuadas

Instalación de puentes sin conector Procesos Complicados Falta de MTTO Área de trabajo insegura

METODO MEDIO AMBIENTE

MAQUINA MANO DE OBRA


Capitulo 4

Circuitos críticos del municipio en estudio

De acuerdo a su criticidad se presentarán los circuitos con mayores prioridades.

Resultados de los análisis de Fallas del conjunto de los circuitos de alta

prioridad.

Resultados de los análisis de fallas de cada uno de los circuitos de alta

prioridad.

Resultado del análisis de las causas de las fallas que afectan a estos circuitos

prioritarios.

Con estos resultados el Ingeniero de Planes de Mantenimiento podrá inferir y

diseñar el Plan Anual de Mantenimiento atendiendo las fallas adecuadamente, es

decir, focalizando el plan al dirigirlo a atender los circuitos de cada municipio que

necesiten mayor mantenimiento e individualmente brindándoles los mantenimientos

específicos, evitando así mantenimientos innecesarios o los sobremantenimientos.

En la figura 4.28 se muestra el Diagrama de Flujo de la Metodología para sentar

las bases de la elaboración del Plan de Mantenimiento Anual de la Red de

Distribución, de esta forma se resume el procedimiento y se detalla los diferentes

pasos a seguir en la aplicación de esta metodología.


Capitulo 4

Figura 4.28.- Diagrama de Flujo de la Metodología para sentar las bases de la elaboración del Plan de Mantenimiento Anual de la Red de Distribución.

InvestigativasTeóricas Técnicas Analíticas

Selección de Circuitos

Matriz de Evaluación

Índices de Evaluación

Matriz de Utilidad

Matriz de Ponderación

Rangos de Evaluación e índices de Atención

Bases de la Metodología

Detección de Criticidad de los circuitos

Factores de Criticidad

Proceso para la Evaluación

Análisis considerando las Fallas

Por Municipio

Por Niveles de Prioridad

Muy Alto

Alto

Medio

Bajo

Por Circuito

Análisis de las fallas por Circuito

Análisis Causa-Efecto

Resultados Finales


Capitulo 5

CAPITULO 5

REVISIÓN DE LA EFECTIVIDAD DEL PLAN ANUAL DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN DE ENELCO EN 13.8 KV

Actualmente existe la necesidad de conocer que tan efectivo es el plan de

mantenimiento de la red de distribución de ENELCO; con la finalidad de buscar

mejoras y tratar de focalizar las tareas de mantenimiento buscando equilibrar la

relación costo-beneficio. La efectividad comprende el grado en el cual el Plan

Anual de mantenimiento o las actividades inherentes al mismo logran sus objetivos

y metas que pretenden alcanzarse, previstos en la planificación o fijados por la

empresa. Es decir, es la relación entre los resultados logrados y los resultados

propuestos; permite medir el grado de cumplimiento de los objetivos planificados.

De esta forma se busca determinar parámetros de calidad que la empresa debe

preestablecer como metas y disminuir la cantidad de interrupciones en el sistema

buscando obtener una mejora considerable en el sistema de distribución de

ENELCO.

Para ello se estructuró éste capítulo de tal forma que analizando el historial de

interrupciones, revisando las características y el comportamiento de los circuitos

entre los años 2003 y 2006, estudiando la capacidad y disponibilidad de personal en

el área de mantenimiento y realizando una comparación de estos factores, con las

órdenes de trabajo ejecutadas durante los períodos en estudio, se logre el objetivo

de obtener dicha efectividad en los planes de mantenimiento que se vienen

ejecutando en ENELCO, mostrando en forma clara y precisa las debilidades y

fortalezas que presenta el plan de manteniendo, obteniendo así la mejor disposición

para mejorar y focalizar dicho plan para los próximos años.

5.1.- Bases para la Medición de la Efectividad 5.1.1.- Período en Estudio El plan de mantenimiento anual se incorporó al sistema automatizado SAP a partir

del año 2002, para este trabajo de grado se estarán estudiando los planes de

mantenimiento desde el año 2003 hasta el 2006, período en el que se ha

consolidado la aplicación del mismo.

78


Capitulo 5

5.1.2.- Zonas en estudio Se analizará la efectividad del plan de mantenimiento de toda la red de distribución

de ENELCO en 13,8 KV, compuesta por cuatro regiones, de acuerdo a los

municipios que son servidos por esta empresa, los cuales son:

Municipio Baralt-Valmore Rodríguez (BVR)

Municipio Cabimas-Simón Bolívar (CSB)

Municipio Lagunillas (LAG)

Municipio Miranda-Santa Rita (MSR)

Como se observa tres de estas regiones están formadas por dos municipios, ya

que de acuerdo a sus características y cantidad de clientes servidos se pueden

disponer con esta estructura.

5.1.3.- Datos necesarios. La información necesaria para medir la efectividad del plan de mantenimiento viene

dada por la cantidad de interrupciones de servicio eléctrico, acaecidas en cada uno

de los circuitos para los años en estudio, tanto instantáneas como mayores a un

minuto, esta última de significativa importancia, puesto que afecta los indicadores

manejados por la empresa y que son regulados por la ley y reglamentos vigentes

del sector eléctrico nacional. Otra información necesaria para realizar este análisis

es la data pertinente a los propios planes de mantenimiento y a su control,

específicamente en lo que respecta a las órdenes de trabajo para la ejecución de

éstos durante el año. Esta información es obtenida a partir de los programas

estadísticos, en lo que respecta a las interrupciones del servicio e indicadores del

sistema, y del sistema SAP en lo referente a las órdenes de trabajo del plan de

mantenimiento.

5.1.4.- El Tiempo Total de Interrupción (TTI) Como ya se mencionó en el Capítulo 2 donde se definió el tiempo total de

interrupción como el índice utilizado para evaluar la confiabilidad de un sistema de

distribución o transmisión y se precisa como el tiempo en minutos (mayor a 1

minuto para ENELCO) del resultado de la multiplicación de la frecuencia por la

duración de una evento o falla.


Capitulo 5

Este es el índice de mayor importancia en el desarrollo de este capítulo ya que el

plan de mantenimiento se basa en el suceso de fallas y es base fundamental para la

medición de la efectividad del mismo.

5.2.- Presentación de la Información 5.2.1.- Interrupciones de Servicio (Programa Estadístico) El programa Estadístico, lleva una base de datos, con la cantidad de interrupciones

acaecidas en toda la corporación ENELVEN, calcula los índices respectivos a la

calidad del servicio eléctrico, en lo que respecta al Tiempo Total de Interrupción,

KVA instalados, KVA interrumpidos, frecuencia y duración de las fallas, además

posee la base de datos con la descripción detallada de todas las fallas, presentados

con los datos mostrados en la Tabla 5.1. Al extraer la información del programa

estadístico se presenta en forma de Tablas en una hoja de cálculo, sectorizada

para cada municipio y viene contentiva de la siguiente información:

Tabla 5.1.- Presentación de la información en el Programa Estadístico

Información Descripción

Subestación Nombre de la subestación que alimenta al circuito donde ocurrió la interrupción

Circuito Nombre del circuito donde ocurrió la interrupción

Fecha Día, Mes y Año de ocurrencia de la interrupción

Apertura Hora, minutos y segundos en que ocurrió la interrupción

Cierre Hora, minutos y segundos de entrada en servicio luego de la interrupción

Interruptor Código del interruptor que se disparó ante la falla

Capacidad Capacidad nominal en MVA

MVA instalados Capacidad Instalada en MVA

Minutos Tiempo en minutos y segundos de duración de la interrupción

Responsable Departamento responsable de la red interrumpida

Detalle Detalles de la Falla que afecto el circuito

Descripción Descripción breve de las causas que influyeron en la interrupción en lo que respecta a ubicación y condiciones de la zona.

Estos datos representan la base de la información requerida por la empresa para el

control de las interrupciones del sistema de distribución. Estos datos son llevados


Capitulo 5

(carga, administración y control) por el departamento de Planificación Operativa

(POE), quien recibe la información de los inspectores que atienden este tipo de

eventos una vez que ocurren. Para esta investigación, estos datos serán útiles en

la determinación, para cada circuito, de las fallas ocurridas con sus tiempos y

detalles. Igualmente se obtienen del programa Estadístico, la frecuencia, duración,

TTI, capacidad, demanda, MVA instalados y MVA interrumpidos, datos importantes

para la medición de la efectividad y para la comparación entre cada uno de los

períodos en estudio.

5.2.2.- Órdenes de Trabajo (Sistema SAP) Las órdenes de trabajo son un documento electrónico que contiene toda la

información pertinente para la realización de una actividad de mantenimiento.

A partir de esto se obtienen los datos extrayéndolos del sistema SAP en forma de

hoja de cálculo conteniendo los datos mostrados en la Tabla 5.2:

Tabla 5.2.- Presentación de la información en el Sistema SAP Información Descripción

Número de Orden Número electrónico de identificación

Código Tipo de Orden, Preventivo, Correctivo u otros

Fecha de Extracción Fecha de Ejecución de la Orden

Texto Breve Descripción del Plan de mantenimiento

Status del Sistema Estado en que se encuentra la orden de trabajo, abierta o finalizada

Con estos datos se obtiene para cada año y por municipio, la relación de órdenes

totales, las ejecutadas y las no ejecutadas, que al relacionarlas entre sí, se podrá

inferir el porcentaje de ejecución del plan de mantenimiento.

5.3.- Efectividad basada en Órdenes de Mantenimiento

Las órdenes de mantenimiento son extraídas del sistema SAP y contienen la

información mencionada en la tabla 5.1, éstas según su status pueden estar

ejecutadas o no, basado en esto se obtendrá para cada municipio, en forma


Capitulo 5

mensual y para cada año en estudio, las órdenes de trabajo ejecutadas, las no

ejecutadas, y compararlas para medir su efectividad.

Las órdenes de trabajo al extraerlas del SAP vienen presentadas en forma de lista

en una hoja de cálculo, y al no existir un criterio único para denominar cada uno de

los planes, se hace necesario seleccionar manualmente e individualmente cada uno

de éstos, esto representa un proceso extenso y engorroso, de esta forma, se

recopilaron los datos en forma de tablas como se muestra a continuación.

En la Tabla 5.3 se muestra cada uno de los mantenimientos que se realizan en

ENELCO, al igual que las cantidades totales de órdenes de mantenimiento

obtenidas del SAP, es decir, lo planificado para todo el año 2003 y los totales de las

órdenes tanto ejecutadas como las no ejecutadas en el municipio Miranda-Santa

Rita.

Tabla 5.3.- Total de Órdenes de Mantenimientos mensuales para el Municipio Miranda-Santa Rita. Año 2003

Mtto Preventivo Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic TotalInspección 3 9 5 2 7 18 18 6 8 4 4 8 92

Lavado 26 19 26 16 0 0 1 1 0 0 0 2 91RV’s 0 0 0 27 0 0 9 14 11 6 0 0 67

Podas 0 0 0 2 2 3 4 0 2 10 4 11 38Seccionadores 0 0 0 3 19 0 2 0 0 0 8 12 44

Puntos Calientes 6 5 1 10 4 0 3 2 4 8 6 8 57Insp. Capacitores 1 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 2

Insp. Casetas 0 0 0 0 0 3 0 0 0 0 0 1 4Mtto. Línea Primaria 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 1

Coord. de Fusible 0 0 1 0 6 0 0 0 0 0 1 0 8Órdenes 36 33 33 60 38 25 38 23 25 28 23 42 404

Ejecutadas 36 32 27 55 32 22 34 21 25 27 23 38 372No Ejecutadas 0 1 6 5 6 3 4 2 0 1 0 4 32

De esta forma se detalla la cantidad de órdenes de mantenimiento cargadas en el

sistema SAP para cada plan de mantenimiento, y los totales de éstas ejecutadas y

no ejecutadas.

Esta Tabla se repite para cada municipio y para cada año en estudio, con la

salvedad de que cambian las cantidades de órdenes, por ello se muestra a

continuación en la Tabla 5.4 los totales extraídos de estas tablas y sus porcentajes

de ejecución de éstas para el municipio MSR.


Capitulo 5

Tabla 5.4.- Resumen de Órdenes de Mantenimientos para el Municipio MSR. Año 2003

Mtto Preventivo Plan de Mtto Total de Órdenes

Órdenes Ejec.

Órdenes No Ejec.

% de Ejec. de órdenes

Inspección 26 92 88 4 95,7%Lavado 100 91 86 5 94,5%

Rvs 26 67 67 0 100,0%Podas 52 38 37 1 97,4%

Seccionadores 26 44 42 2 95,5%Puntos Calientes 26 57 53 4 93,0%Insp. Capacitores 6 2 2 0 100,0%

Insp. Casetas 7 4 4 0 100,0%Mtto Línea Primaria 20 1 0 1 0,0%Coord. De Fusible 15 8 7 1 87,5%

Totales 304 404 386 18 95,5%

Obsérvese en la Tabla 5.4 que la planificación de mantenimiento difiere

notablemente de lo que realmente se obtiene del sistema SAP en cuanto a cantidad

de órdenes de mantenimiento, en este caso con una diferencia de 100; inclusive en

las órdenes ejecutadas con una diferencia de 82 órdenes totales, y más

individualmente, en cuanto a los mantenimientos, se observan diferencias aun mas

notables como lo es el sobre mantenimiento o la total ausencia del mismo.

A partir de las siguientes tablas se muestra los porcentajes totales para cada uno de

los mantenimientos durante cada año con los que se infiere la efectividad de los

planes anuales de estos, por cada Municipio.

Tabla 5.5.- Porcentaje de ejecución de órdenes por Municipio. Año 2003

% de Ejec. de órdenes Mtto Preventivo MSR CSB LAG BVR

Inspección 95,7% 71,9% 79,6% 50,0% Lavado 94,5% 50,0% 92,3% 0,0%

Rvs 100,0% 69,4% 100,0% 57,1% Podas 97,4% 51,0% 100,0% 86,5%

Seccionadores 95,5% 92,3% 92,3% 81,8% Puntos Calientes 93,0% 89,1% 100,0% 48,8% Insp. Capacitores 100,0% 0,0% 88,0% 37,5%

Insp. Casetas 100,0% 100,0% 41,7% 100,0% Mtto Línea Primaria 0,0% 100,0% 0,0% 89,7% Coord. De Fusible 87,5% 100,0% 100,0% 85,7%

Totales 95,5% 76,2% 96,7% 69,0%


Capitulo 5

Tabla 5.6.- Porcentaje de ejecución de órdenes por Municipio. Año 2004 % de Ejec. de órdenes

Mtto Preventivo MSR CSB LAG BVR Inspección 85,4% 44,1% 80,6% 88,2%

Lavado 85,7% 59,1% 100,0% 0,0% Rvs 88,2% 79,5% 100,0% 82,9%

Podas 79,4% 93,3% 91,5% 77,4% Seccionadores 88,9% 87,5% 100,0% 100,0%

Puntos Calientes 78,3% 72,5% 96,3% 45,5% Insp. Capacitores 100,0% 11,9% 100,0% 0,0%


Totales 83,3% 65,6% 95,5% 79,0%



Lavado 74,5% 8,8% 42,9% 0,0% Rvs 64,3% 86,4% 93,2% 82,6%




Totales 68,3% 40,1% 61,5% 54,0%



Lavado 94,3% 0,0% 0,0% 0,0% Rvs 100,0% 100,0% 62,1% 100,0%




Totales 87,2% 59,4% 58,2% 82,6%


Capitulo 5

En las Tablas 5.5 a la 5.8 se observa como ha evolucionado el plan de

mantenimiento en cuanto a su efectividad por municipio, es de hacer notar que se

está diferenciando la efectividad basándose en lo programado en el plan anual de

mantenimiento, es decir, las órdenes planificadas con las órdenes ejecutadas.

Para entender estas diferencias de los porcentajes de la efectividad entre el plan y

las órdenes, cabe explicar que el plan de mantenimiento se programa el año anterior

a su aplicación y no existe una base metodológica que permita focalizar los planes

de mantenimiento a atender las necesidades reales, y que permita una mejor y

efectiva programación de este. En cambio, y de forma más real, el programador

planifica en conjunto con el ingeniero de planes de mantenimiento y los

supervisores, de acuerdo a las necesidades latentes en las redes de distribución, las

actividades de mantenimiento y las carga en el sistema SAP de acuerdo a las

mismas, por ello se pueden observar un mayor número de órdenes de

mantenimientos que las generadas por el plan anual de mantenimiento en algunos

casos, y en menor cantidad en otros casos, inclusive ninguna como es el caso de

lavado en algunos municipios.

La efectividad del plan anual de mantenimiento se calcula de acuerdo a la siguiente

ecuación:

100efectuado ntoMantenimie

Programado ntoMantenimiedEfectivida de % ×= (5.1)

Para el caso del tratamiento de órdenes de trabajo descargadas del sistema SAP:

100Ejecutadas ntoMantenimie de Ordenes de Cantidad

asPlanificad ntoMantenimie de Ordenes de CantidaddEfectivida de % ×= (5.2)

En este caso y para continuar con el análisis se observa en la Tabla 5.9 la

efectividad basada en órdenes de mantenimiento en el período en estudio.

Tabla 5.9.- Efectividad Basada en Órdenes de Mantenimiento Municipio 2003 2004 2005 2006

MSR 95,5% 83,3% 68,3% 87,2% CSB 76,2% 65,6% 40,1% 59,4% LAG 96,7% 95,5% 61,5% 58,2% BVR 69,0% 79,0% 54,0% 82,6%


Capitulo 5

Efectividad basada en ordenes de mantenimiento

0,0%

20,0%

40,0%

60,0%

80,0%

100,0%

120,0%

2003 2004 2005 2006

M SRCSBLAGBVR

Figura 5.1.- Desempeño del mantenimiento preventivo basado en su

efectividad, en cuanto a órdenes de mantenimiento.

Basado en las órdenes de mantenimiento planificadas y las ejecutadas, se observa

en la Fig. 5.1 como ha sido el desempeño del mantenimiento preventivo en los

cuatro municipios de ENELCO, mostrándose para cada año los niveles de

efectividad que ha presentado. Se advierte entonces que:

Se han mantenido desempeños similares en cada municipio

Los años 2003 y 2004 fueron los años de mejor efectividad sobretodo en los

municipios LAG y MSR con un repunte en el año 2004 del municipio CSB.

En el año 2005 los cuatro municipios disminuyeron considerablemente su

efectividad.

Existe un repunte en el año 2006 a excepción del municipio LAG en donde

bajo hasta un 60 %.

El municipio con menor índice de efectividad en promedio es CSB y el de

mayor MSR.

5.4.- Efectividad Basada en el TTI

En la parte anterior se estudió la efectividad del plan de mantenimiento en lo que

respecta a su planificación; ahora y para optimizar este análisis, se advierte la


Capitulo 5

necesidad de comparar la ejecución con la incidencia de fallas, específicamente

con los porcentajes de TTI para cada uno de los periodos en estudio.

Como principio para medir esta efectividad, este estudio se basa en los datos de

incidencia de fallas, obtenidos del Programa Estadístico para cada año, por

municipio, y específicamente en lo que respecta al TTI, que en conjunto con el

porcentaje de efectividad obtenido en la parte anterior, permitirá dar una idea más

precisa de la forma en que incide el Plan de Mantenimiento en la disminución del

TTI.

Para la obtención del TTI se hace necesario conocer como se identifican las fallas

en el programa estadístico, esto con la finalidad de diferenciar cada falla con el

mantenimiento que las evita, y de esta forma relacionarlos entre si; para obtener

esta relación es necesario tener un criterio propio de identificación para inferir que

mantenimiento produce una mejora en la disminución de una falla en específico.

Los mantenimientos que se realizan en el plan de mantenimiento anual son las

siguientes:

Inspección de Circuitos

Lavado de Líneas

Inspección y Retiro de Rabos de Volantín (RV)

Podas


Inspección de Puntos Calientes

Inspección de Capacitores

Inspección de Casetas

Mantenimiento de Líneas Primarias

Coordinación de Fusibles

En cuanto a las fallas que afectan la red de distribución de ENELCO, y la forma en

que se encuentran identificadas en el Sistema Estadístico, se pueden agrupar en un

solo conjunto y al usar el criterio de relación se obtiene lo observado en la Tabla

5.10.


Capitulo 5

Tabla 5.10.- Relación entre Fallas y Mantenimientos Fallas Mantenimiento

Punto Caliente Inspección de Puntos Calientes

Contaminación Lavado de Líneas

No determinada Características especiales

Vegetación Podas

Aislador Roto Inspección

Puente partido Inspección de Puntos Calientes

Rabo de Volantín Inspección y Retiro de RV

Descarga Atmosférica No inherente a Mantenimiento

Equipo Explotado Inspección

Error Humano No inherente a Mantenimiento

Animales Inspección

Poste o viento deteriorado Inspección

Falla al recuperar carga de otros circuitos No inherente a Mantenimiento

Transformador de distribución quemado Inspección

Instalación o construcción incorrecta Inspección

Instalación o construcción deficiente Inspección

Falla de otro circuito en la misma ruta No inherente a Mantenimiento

Deterioro por Envejecimiento Inspección

Error Humano No inherente a Mantenimiento

Interferencia Ambiental No inherente a Mantenimiento

Choque entre Fases Inspección

Falla al recuperar carga de otros circuitos No inherente a Mantenimiento

Falla de Herramienta o Equipo de Trabajo No inherente a Mantenimiento

Falla durante lavado Lavado de líneas

Interruptor de Distribución y/o Equipos Asoc. Mtto de Seccionadores

Operac. sin tensión por seguridad o necesidad No inherente a Mantenimiento

Obsérvese en la Tabla 5.10 la interrelación lograda entre fallas y mantenimientos,

cabe mencionar que se consideran algunas de las fallas como no inherentes a

mantenimiento, es decir, las causas por la que ocurren son debidas a factores

externos o que no se relacionan directamente con el plan de mantenimiento

(descargas atmosféricas, error humano, entre otras), otro punto a resaltar es el caso

de las fallas no determinadas, éstas representan un factor importante por su

cantidad de incidencia, pero a su vez no permiten clasificarlas por su condición de

no ofrecer información suficiente para relacionarla con el mantenimiento, se tratarán

como un caso especial.


Capitulo 5

5.4.1.- Relación entre Fallas, Mantenimientos y la Incidencia de TTI

Al obtenerse todos los datos referente a los mantenimientos, y siguiendo los criterios

observados en la Tabla 5.10 en cuanto a fallas, se efectúa la relación entre estos,

haciendo una selección de las causas de fallas y sumando los TTI para cada uno de

los mantenimientos que se realizan en la red de distribución de ENELCO, con esto

se logra comparar el TTI con la efectividad de cada uno estos mantenimiento. Se

hace la separación entre el TTI total y el TTI solo inherente a mantenimiento,

resaltando este último, ya que representa el producto directo de la efectividad o

inefectividad del Plan. Las Tablas 5.11 a la 5.14 muestran los resultados de esta

selección, para cada municipio y para los años en estudio.

Tabla 5.11.- Efectividad vs. TTI para el Municipio MSR Mtto. Preventivo 2003 TTI 2004 TTI 2005 TTI 2006 TTI

Inspección 95,7% 10,34 85,4% 4,68 60,9% 8,73 72,7% 5,65 Mtto Línea Primaria 0,0% 0,00 100,0% 0,00 0,0% 0,00 25,0% 0,00

Lavado 94,5% 4,07 85,7% 0,06 74,5% 0,08 94,3% 0,11 Rvs 100,0% 0,24 88,2% 0,00 64,3% 0,21 100,0% 0,00

Podas 97,4% 0,22 79,4% 0,40 70,6% 0,07 96,8% 0,92 Seccionadores 95,5% 1,85 88,9% 0,00 56,3% 0,03 84,0% 0,00

Puntos Calientes 93,0% 2,39 78,3% 3,83 79,3% 5,29 81,8% 4,27 Insp. Capacitares 100,0% 0,00 100,0% 0,00 33,3% 0,00 50,0% 0,00

Insp. Casetas 100,0% 0,00 0,0% 0,00 0,0% 0,00 42,9% 0,00 Coor De Fusible 87,5% 0,00 44,4% 0,00 69,2% 0,00 95,5% 0,00

TTI y Efect. del Plan 95,5% 19,10 83,3% 8,96 68,3% 14,42 87,2% 10,94No Determinadas 4,35 1,45 3,70 4,53

No imputable a mtto 4,72 8,17 9,79 4,97 Total TTI 28,17 18,59 27,91 20,44

Tabla 5.12.- Efectividad vs. TTI para el Municipio CSB

Mtto. Preventivo 2003 TTI 2004 TTI 2005 TTI 2006 TTI Inspección 71,9% 6,60 44,1% 8,11 18,2% 8,65 0,0% 7,63

Mtto Línea Primaria 100,0% 0,00 16,7% 0,00 25,8% 0,00 0,0% 0,00 Lavado 50,0% 0,02 59,1% 0,08 8,8% 0,00 0,0% 0,00

Rvs 69,4% 2,23 79,5% 0,31 86,4% 1,22 100,0% 0,47 Podas 51,0% 0,00 93,3% 0,40 10,0% 0,00 72,9% 2,06

Seccionadores 92,3% 0,00 87,5% 0,00 70,0% 0,00 0,0% 0,00 Puntos Calientes 89,1% 1,97 72,5% 2,20 69,6% 1,18 58,8% 4,15 Insp. Capacitores 0,0% 0,00 11,9% 0,00 85,2% 0,00 0,0% 0,00


TTI y Efect. del Plan 76,2% 10,81 65,6% 11,10 40,1% 11,04 59,4% 14,31No Determinadas 0,80 0,22 0,90 1,17



Capitulo 5

Tabla 5.13.- Efectividad vs. TTI para el Municipio LAG Mtto. Preventivo 2003 TTI 2004 TTI 2005 TTI 2006 TTI

Inspección 79,6% 6,30 80,6% 4,64 22,6% 2,69 46,7% 6,56 Mtto Línea Primaria 0,0% 0,00 96,7% 0,00 56,6% 0,00 62,5% 0,00

Lavado 92,3% 0,00 100,0% 0,00 42,9% 0,00 0,0% 0,00 Rvs 100,0% 0,19 100,0% 0,24 93,2% 0,35 62,1% 1,29

Podas 100,0% 0,30 91,5% 0,02 52,9% 0,00 79,4% 0,00 Seccionadores 92,3% 0,00 100,0% 0,00 69,0% 0,00 50,0% 0,00

Puntos Calientes 100,0% 2,01 96,3% 2,93 79,3% 0,78 36,4% 1,38 Insp. Capacitores 88,0% 0,00 100,0% 0,00 15,8% 0,00 50,0% 0,00


TTI y Efect. del Plan 96,7% 8,80 95,5% 7,82 61,5% 3,82 58,2% 9,23 No Determinadas 0,37 0,76 3,21 5,57


Tabla 5.14.- Efectividad vs. TTI para el Municipio BVR

Mtto. Preventivo 2003 TTI 2004 TTI 2005 TTI 2006 TTI Inspección 50,0% 2,40 88,2% 2,89 60,0% 3,91 100,0% 6,23

Mtto Línea Primaria 89,7% 0,00 93,8% 0,00 42,1% 0,00 93,8% 0,00 Lavado 0,0% 0,00 0,0% 0,00 0,0% 0,00 0,0% 0,00

Rvs 57,1% 1,10 82,9% 0,47 82,6% 0,04 100,0% 0,39 Podas 86,5% 1,68 77,4% 0,04 50,0% 0,28 84,6% 0,58

Seccionadores 81,8% 0,00 100,0% 0,00 46,9% 0,00 71,4% 0,00 Puntos Calientes 48,8% 4,19 45,5% 1,40 60,0% 0,25 71,4% 1,09 Insp. Capacitores 37,5% 0,00 0,0% 0,00 20,0% 0,00 100,0% 0,00


TTI y Efect. del Plan 69,0% 9,37 79,0% 4,80 54,0% 4,48 82,6% 8,28 No Determinadas 2,51 1,55 6,58 9,59


5.4.2.- Relación TTI con el Número de Órdenes Ejecutadas

Al medirse la efectividad usando la ecuación 5.2, considerando lo planificado por lo

ejecutado, no se obtiene una información precisa de lo que ocurre con las

cantidades de órdenes de mantenimiento, por ello en las Tablas 5.15 a la 5.18 se

muestran éstas, lo que permitirá exponer las variaciones que se han realizado en la

ejecución del Plan de Mantenimiento para cada uno de los municipios, en el periodo

en estudio.


Capitulo 5

Tabla 5.15.- Ordenes Ejecutadas vs. TTI para el Municipio MSR MTTO PREVENTIVO 2003 TTI 2004 TTI 2005 TTI 2006 TTI

Inspección 88 10,336 41 4,684 28 8,735 8 5,645 Mtto Línea Primaria 0 0,000 3 0,000 0 0,000 1 0,000

Lavado 86 4,066 78 0,055 70 0,083 66 0,112 Rvs 67 0,241 82 0,000 36 0,208 7 0,000

Podas 37 0,218 50 0,397 48 0,074 30 0,916 Seccionadores 42 1,853 24 0,000 18 0,030 21 0,000

Puntos Calientes 53 2,386 65 3,827 23 5,288 18 4,266 Insp. Capacitares 2 0,000 1 0,000 1 0,000 2 0,000

Insp. Casetas 4 0,000 0 0,000 0 0,000 3 0,000 Coor De Fusible 7 0,000 4 0,000 9 0,000 21 0,000

TTI y # de órdenes del Plan 386 19,101 348 8,963 233 14,418 177 10,938No Determinadas 4,35 1,45 3,70 4,531


Tabla 5.16.- Órdenes Ejecutadas vs. TTI para el Municipio CSB

Mtto Preventivo 2003 TTI 2004 TTI 2005 TTI 2006 TTI Inspección 23 6,597 15 8,110 8 8,646 0 7,629

Mtto Línea Primaria 27 0,000 3 0,000 8 0,000 0 0,000 Lavado 1 0,022 26 0,082 3 0,000 0 0,000

Rvs 86 2,226 101 0,306 57 1,222 33 0,468 Podas 26 0,000 84 0,398 5 0,000 35 2,058

Seccionadores 12 0,000 28 0,000 21 0,000 0 0,000 Puntos Calientes 82 1,967 100 2,199 32 1,177 10 4,150 Insp. Capacitares 0 0,000 5 0,000 23 0,000 0 0,000


TTI y # de órdenes del Plan 269 10,811 363 11,095 161 11,045 85 14,305No Determinadas 0,80 0,22 0,90 1,172


Tabla 5.17.- Órdenes Ejecutadas vs. TTI para el Municipio LAG

Mtto Preventivo 2003 TTI 2004 TTI 2005 TTI 2006 TTI Inspección 39 6,297 25 4,635 7 2,694 7 6,565

Mtto Línea Primaria 0 0,000 29 0,000 30 0,000 10 0,000 Lavado 12 0,000 16 0,000 3 0,000 0 0,000

Rvs 377 0,191 107 0,240 68 0,353 18 1,287 Podas 74 0,301 65 0,018 18 0,000 27 0,000

Seccionadores 48 0,000 3 0,000 20 0,000 14 0,000 Puntos Calientes 159 2,009 104 2,925 46 0,777 8 1,382 Insp. Capacitares 22 0,000 3 0,000 3 0,000 1 0,000


TTI y # de órdenes del Plan 740 8,798 365 7,818 198 3,824 96 9,234 No Determinadas 0,37 0,76 3,21 5,572



Capitulo 5

Tabla 5.18.- Órdenes Ejecutadas vs. TTI para el Municipio BVR Mtto Preventivo 2003 TTI 2004 TTI 2005 TTI 2006 TTI

Inspección 12 2,402 15 2,895 24 3,905 13 6,229 Mtto Línea Primaria 26 0,000 15 0,000 8 0,000 15 0,000

Lavado 0 0,000 0 0,000 0 0,000 0 0,000 Rvs 4 1,096 34 0,473 19 0,041 16 0,387

Podas 32 1,676 24 0,036 18 0,282 22 0,576 Seccionadores 9 0,000 3 0,000 15 0,000 5 0,000

Puntos Calientes 20 4,192 10 1,398 27 0,249 15 1,087 Insp. Capacitores 3 0,000 0 0,000 3 0,000 2 0,000


TTI y # de órdenes del Plan 116 9,366 109 4,803 121 4,478 95 8,279 No Determinadas 2,51 1,55 6,58 9,595


5.4.3.- Análisis General de resultados Las Tablas 5.19 a la 5.22 muestran los niveles totales tanto de TTI como de

efectividad y de órdenes de mantenimiento, estos valores y comparaciones

permitirán realizar un análisis general de lo que ocurre en todos los municipios.

Tabla 5.19.- Porcentaje total de Efectividad e incidencia total de TTI Municipio 2003 TTI 2004 TTI 2005 TTI 2006 TTI

MSR 95,5% 28,17 83,3% 18,59 68,3% 27,91 87,2% 20,44CSB 76,2% 17,43 65,6% 14,69 40,1% 15,20 59,4% 19,38LAG 96,7% 11,39 95,5% 11,62 61,5% 7,85 58,2% 16,90BVR 69,0% 13,23 79,0% 10,57 54,0% 12,76 82,6% 22,70

Tabla 5.20.- Porcentaje total de Efectividad e incidencia de TTI inherente al Plan

Municipio 2003 TTI 2004 TTI 2005 TTI 2006 TTI MSR 95,5% 19,10 83,3% 8,96 68,3% 14,42 87,2% 10,94CSB 76,2% 10,81 65,6% 11,10 40,1% 11,04 59,4% 14,31LAG 96,7% 8,80 95,5% 7,82 61,5% 3,82 58,2% 9,23 BVR 69,0% 9,37 79,0% 4,80 54,0% 4,48 82,6% 8,28

Tabla 5.21.- Número de órdenes y su incidencia en el TTI Total general. Municipio 2003 TTI 2004 TTI 2005 TTI 2006 TTI

MSR 386 28,17 348 18,59 233 27,91 177 20,44CSB 269 17,43 363 14,69 161 15,20 85 19,38LAG 740 11,39 365 11,62 198 7,85 96 16,90BVR 116 13,23 109 10,57 121 12,76 95 22,70


Capitulo 5

Tabla 5.22.- Número de órdenes y su incidencia en el TTI inherente al Plan. Municipio 2003 TTI 2004 TTI 2005 TTI 2006 TTI

MSR 386 19,10 348 8,96 233 14,42 177 10,94CSB 269 10,81 363 11,10 161 11,04 85 14,31LAG 740 8,80 365 7,82 198 3,82 96 9,23 BVR 116 9,37 109 4,80 121 4,48 95 8,28

a) Años 2003 y 2004 Con la instauración del Plan anual de mantenimiento preventivo de la red de

distribución de ENELCO en 13,8 KV, implementado en el sistema SAP, se realizan

mantenimientos en todos los municipios y en todos los circuitos de forma empírica y

sin estudiar los circuitos y las fallas que los afectan, por lo tanto y en general:

Se generan un gran número de órdenes.

Se atienden todos los circuitos sin estudiar las fallas que los afectan en

particular.

No se focalizan los planes a atender las necesidades prioritarias de

mantenimiento en los circuitos y en su lugar se realiza igual mantenimiento en

circuitos que no tienen similares características

Se realizan mantenimientos innecesarios.

Las inspecciones no se realizan adecuadamente.

No se consideran los periodos del año en que se recomienda realizar ciertos

mantenimientos, tal es el caso de lavado, retiro de RV y podas.

En base a esto se observa que aunque se realizaron un gran número de órdenes, el

TTI se presentó con un nivel de incidencia alto, lo que lleva a concluir que el plan de

mantenimiento no representó una mejora considerable en la reducción de los

tiempos de interrupción, esto conlleva a deducir que la cantidad de órdenes que se

ejecuten no interfiere, sino la planificación y programación basada en las

características de cada circuito en particular, al igual que los periodos de ejecución

de cada uno de los planes.

b) Año 2005 Se comienza a focalizar el Plan de mantenimiento, lo que representa una leve

mejora en los niveles de incidencia del TTI en algunos casos.


Capitulo 5

Se observa una disminución considerable de la efectividad, dado que se

ejecutan menos órdenes que las planificadas.

La cantidad de TTI disminuye a pesar de realizarse menos mantenimiento,

esto gracias a que se logra una mejora en la focalización de este, a pesar de

que aun no se nota una reducción significativa del TTI.

Año 2006 La efectividad aumenta en comparación al año anterior, aunque esto no

representa una mejora considerable en la reducción de TTI.

El número de órdenes ejecutadas es mucho menor a los años anteriores, lo

que da a entender que el plan de mantenimiento se ejecutó en menor medida.

No se focaliza el Plan a las necesidades de los circuitos, ya que se presenta

una elevación en el TTI.

5.4.4.- Análisis Particular de Resultados Antes de analizar lo que ocurre en cada municipio con respecto a la efectividad y al

número de órdenes, relacionándolo al TTI, se detallará características comunes al

respecto en todos los municipios y para todos los años. Obsérvese lo referente a:

Inspección de Casetas

Coordinación de Fusibles

Inspección de Capacitores

Estos tres planes son mantenimientos que a través del periodo en estudio han sido

revisados y reestructurados a las condiciones de cada municipio, sin embargo no

han representado incidencia en las variaciones del TTI, es decir, se han ejecutado

diferentes números de órdenes, y la efectividad ha sido constante al respecto, por

ello se deberá revisar la necesidad de realización de estos planes e investigar que

su planificación sea más precisa y focalizada.

Por otro lado se encuentran, las fallas “No Determinadas” y las “No Inherentes a

Mantenimiento”, ambas producen una incidencia bastante agravada de TTI, y

deberán ser revisadas sus causas con la finalidad de minimizar su ocurrencia.

a) Las fallas No determinadas: se infiere que es un porcentaje de ocurrencia

distribuido en el resto de causas de fallas, lo que significaría un incremento en los


Capitulo 5

Tiempos de interrupción de las que si se describen, hecho que se debe considerar

en la planificación y programación de los mantenimientos.

b) Las No inherentes a Mantenimiento: son fallas que representan un alto

porcentaje de TTI, y que al ser causadas por agentes poco o nada relacionados al

plan de mantenimiento, se les trata particularmente, pero de igual forma se les debe

dar un nivel de importancia para lograr su disminución.

Ahora se analizaran las fallas directamente relacionadas al plan de mantenimiento

en forma detallada y para cada municipio.

- Municipio Miranda-Santa Rita a) Inspecciones Las inspecciones representan la mayor debilidad del Plan anual de mantenimiento,

se ha presentado un decrecimiento en la cantidad de órdenes ejecutadas a través

del periodo en estudio, lo que ha producido una mayor incidencia de TTI.

Este tipo de mantenimiento se debe revisar y supervisar con mayor énfasis,

tomando en consideración los tiempos de realización, las características de los

circuitos, y sobre todo la cantidad de personal disponible para tal acción.

b) Lavado de Líneas Los circuitos más afectados por la contaminación ambiental se encuentran en este

municipio, por ello la realización de este mantenimiento es prioritario para reducir los

niveles de TTI.

En el año 2003 se realizaron un número alto de lavados, sin embargo el TTI fue

elevado, esto debido principalmente a la falta de focalización de los mantenimientos.

Para los años siguientes se reduce la cantidad de órdenes ejecutadas pero al ser

atendidos los circuitos que realmente lo ameritan se consigue una reducción del TTI,

a excepción del 2006 donde se presenta un incremento.

c) Inspección y Retiro de Rabos de Volantín Como en los casos anteriores se ha ido reduciendo el número de órdenes de

mantenimiento, esto en vías de focalizar el plan a atender de forma precisa este tipo

de fallas, se denota en los resultados que se ha logrado reducir estos niveles de

TTI, es decir, se ha conseguido una focalización y se están realizando los

mantenimientos de forma preventiva en los periodos necesarios.


Capitulo 5

d) Podas Existen variaciones en cuanto a la efectividad y al número de órdenes ejecutadas a

través del periodo en estudio, por ello se observan los incrementos y decrecimientos

de TTI respecto a la vegetación, para este tipo de mantenimiento se tiene, que no

todos los circuitos ameritan podas, y la focalización se debe considerar

exhaustivamente, para los periodos de podas (2 a 3 veces al año dependiendo del

circuito).

e) Inspección de Puntos Calientes y Mantenimiento de Seccionadores Se toman estos dos mantenimientos en conjunto ya que las fallas que se producen

debido a ellos son comunes, obsérvese que representa un alto índice de incidencia

de TTI, donde se percata que si existe una afectación directa entre el número de

órdenes y la cantidad de interrupciones. Por ello se le debe dar mayor importancia a

la realización de las inspecciones termográficas.

- Municipio Cabimas-Simón Bolívar a) Inspecciones En este municipio igualmente las inspecciones representan la mayor debilidad del

Plan anual de mantenimiento, al disminuir la cantidad de órdenes ejecutadas se ha

producido una mayor incidencia de TTI. Obsérvese que en el año 2006 no se realizó

inspección de circuitos y esto significó un incremento considerable en el TTI.

b) Lavado de Líneas

En este municipio solo algunos circuitos son afectados por la contaminación

ambiental, por ello la realización de este mantenimiento está focalizado a estos

circuitos y se nota una reducción de los niveles de TTI inclusive en el 2006 donde

no se realizó lavado de líneas y no se presentaron fallas por contaminación.

c) Inspección y Retiro de Rabos de Volantín

Se observan variaciones en el número de órdenes de mantenimiento, ya que al

focalizar el plan a atender de forma precisa y focalizada este tipo de fallas, se ha

logrado reducir estos niveles de TTI.

d) Podas La efectividad de este mantenimiento no se relaciona directamente al número de

órdenes ejecutadas a través del periodo en estudio, se observan las variaciones del


Capitulo 5

TTI respecto a la vegetación, y se debe considerar lo analizado en la parte anterior

al respecto.

e) Inspección de Puntos Calientes y Mantenimiento de Seccionadores

Como se observó en el Municipio MSR este tipo de mantenimiento representa un

alto índice de incidencia de TTI. Es de hacer notar que este tipo de mantenimiento

está relacionado directamente con la cantidad de inspecciones termográficas que se

ejecuten, en el año 2006 se denota una reducción de este tipo de inspecciones lo

que representó un incremento en el TTI.

- Municipio Lagunillas a) Inspecciones Para este tipo de mantenimiento el análisis es similar en todos los municipios, con

la salvedad que para el municipio Lagunillas se ha estructurado focalizándolo de

mejor manera, en los años 2005 y 2006 la realización de estas inspecciones ha

sufrido una disminución bastante considerable, inclusive a no atender sino a 7

circuitos de 32 que existe en el municipio.


Los Circuitos de este municipio no son afectado por contaminación ambiental, por

ello la realización de este mantenimiento debe ser revisado, ya que aunque no se

presentan este tipo de fallas se sigue realizando mantenimiento.


En el año 2003 se realizó un porcentaje demasiado elevado de este tipo de

mantenimiento, 377 órdenes fueron ejecutadas, lo que significó un gasto de

recursos tanto financieros como de personal, al reducir el número de órdenes y

mejorar la efectividad se ha logrado mantener los niveles de TTI relativamente

controlados a excepción del año 2006 donde se realizaron sólo 8 órdenes. Al

focalizar el mantenimiento para este tipo de fallas, se ha logrado reducir estos

niveles de TTI.

d) Podas Este mantenimiento ha representado la mejor efectividad, pues se observa las

variaciones del TTI respecto a la vegetación, es decir, que se han reducido el

número de órdenes, se ha atendido los circuitos que realmente necesitan de podas

y esto se ha visto reflejado en la disminución de TTI.


Capitulo 5


En este municipio se ha atendido este mantenimiento en forma eficaz, pues aunque

se ha producido TTI, ha sido con niveles inferiores a los otros municipios. En el año

2006 ante una reducción de inspecciones termográficas se ha presentado un

incremento en el TTI.

- Municipio Baralt-Valmore Rodríguez a) Inspecciones Las inspecciones en este municipio han permitido anualmente un crecimiento en la

incidencia de TTI, la cantidad de órdenes ejecutadas en el periodo en estudio ha

variado ligeramente y no se denota mejoras significativas entre éstas y el TTI.

Obsérvese que en año 2006 se presentó un incremento considerable en el TTI.


En este municipio no se realiza este tipo de mantenimientos.


Las variaciones en el número de órdenes de este tipo de mantenimiento, se

relaciona directamente con la incidencia de TTI, pues al haber menos inspecciones,

como en el año 2003, el TTI se ha elevado. Los años 2004 y 2005 presentan una

variación muy particular, esto debido a que se consigue realizar las inspecciones

más focalizadas en el año 2005.

d) Podas Al relacionar directamente el número de órdenes ejecutadas con el TTI, a través del

periodo en estudio, se observa una situación similar a los municipios antes

analizados, a excepción del año 2003 donde se realizaron más órdenes e

igualmente se incrementó el TTI.


Al igual que en el caso de las podas, el año 2003 se presenta como el de mayor

número de órdenes pero sin mejoras en el TTI; como se ha deducido en los casos

anteriores, esto es debido a la no focalización del plan de mantenimiento. Para los

años subsiguientes si se denota una relación directa entre estos dos parámetros.


Conclusiones y Recomendaciones

CONCLUSIONES

El Plan de mantenimiento ha sido realizado de forma empírica y basado en la

experiencia propia de los inspectores y supervisores de cada uno de los

municipios que conforman a la compañía.

Son necesarias soluciones para la detección de la Criticidad de los circuitos

haciendo énfasis en las características propias de cada uno de ellos,

considerando acceso, extensión, Tipo de Carga Servida, Configuración, Índices

de Fallas y la Demanda.

Seleccionados los Circuitos de acuerdo a su Criticidad se les dará un índice de

prioridad que permita destacarlos entre cuatro niveles como son: bajo, medio,

alto y muy alto.

Con la selección de los circuitos críticos, y con el historial de fallas ocurridas en

estos, tanto instantáneas como de tiempo, adicionando el porcentaje de TTI y

de interrupciones acaecidas en cada circuito a lo largo del periodo en estudio,

se observa que existe una relación directa entre la criticidad de los circuitos y la

incidencia de TTI, lo que pone de manifiesto la certidumbre de la metodología

propuesta.

De acuerdo a los resultados obtenidos se detectó que el 80% de las fallas

acaecidas en cada municipio esta contenida en los circuitos de prioridades alta

y muy alta, esto haciendo uso de métodos de análisis de fallas como lo es el

diagrama de Pareto y el análisis Causa-Efecto para buscar soluciones

particulares a reducir las causas de fallas.

Se revisó la efectividad basándose en la planificación y ejecución de órdenes de

mantenimiento, al igual que basándose en la incidencia de TTI, arrojando las

siguientes conclusiones:



La cantidad de órdenes de mantenimiento a lo largo del periodo en estudio ha

ido disminuyendo desde su aplicación, siendo el año 2003 en el que se realizó

un mayor número de éstas, reflejándose un alto índice de efectividad pero en

contraparte se presentó una alta incidencia de TTI.

Los tipos de mantenimientos efectuados están diseñados en base a tiempos de

aplicación y a basamentos empíricos, lo que refleja una efectividad baja en

brindar soluciones a la reducción del TTI.

No existe una focalización de los planes de mantenimiento lo que no permite

realizar sólo las acciones de este tipo en los circuitos prioritarios que demanden

mayor mantenimiento y se ha efectuado en todos por igual.

Al no considerar los periodos adecuados en el año para la realización del plan

de mantenimiento y no focalizarse a atender con precisión las necesidades

reales, el plan de mantenimiento deja de ser preventivo para convertirse en

correctivo, y esto demanda mayor número de personal y de recursos, lo que no

plantea una solución efectiva costo-beneficio.

Las variaciones entre cantidades de órdenes de mantenimiento ejecutadas y la

reducción del TTI no se reflejan adecuadamente, lo que conlleva a concluir que

el plan de mantenimiento aunque presenta una efectividad considerable, y si

infiere en la reducción de TTI no lo hace en la medida en que se ha diseñado.



RECOMENDACIONES

Aplicar la metodología propuesta en este trabajo de grado como basamento

para el diseño del Plan Anual de Mantenimiento Preventivo de la red de

Distribución de ENELCO a 13,8 KV.

Involucrar en mayor medida al personal de cada Unidad de Operaciones y

Mantenimiento de ENELCO en la realización del Plan de Mantenimiento.

Implementar mejoras en la realización de Inspecciones Totales de los Circuitos

en cada municipio, fiscalizando y supervisando su ejecución.

Revisar y Auditar el Plan Actual de Mantenimiento Preventivo y rediseñarlo a

focalizar los mantenimientos para atender las prioridades de cada circuito en

particular.

Reducir la incidencia de fallas “No Determinadas”, mejorando la inspección de

los circuitos una vez que se presentan las fallas.

Siendo las descargas atmosféricas un factor determinante en la zona,

considerar soluciones efectivas en su reducción, tales como utilizar cable de

guarda, aumentar el número de pararrayos, entre otras.

Aumentar la cantidad de inspecciones y correcciones de puntos calientes y

focalizarlas a atender los circuitos prioritarios y que producen una mayor

cantidad de TTI.

Continuar con una profundización mas exhaustiva de este tipo de estudios para

completar lo planteado en este trabajo de grado, estudiando las fallas mas

detalladamente, las características de los circuitos, y considerando el

crecimiento de la zona.


Referencias Bibliográficas

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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