estrategias de mantenimiento para circuitos de subtransmision

55

S/E COLONCITO

CAÑO AMARILLOSECTOR

S

S/E BOCONO

LA PALMITABo. NUEVO

S/E IAN

SE

SECTOR KM. 100

REDOMAEL TORO

SE

DESCANSOSECTOR ELPAVIMENTADORA

LIFECAOBOSHda. LOSSECTOR

OROPITO

IAN Y OROPE 34.5 KVENLACE CTO.

N.A.

CTO. OROPE 34.5 KV

ES Z. INDUSTRIAL

S/E FRIA II

TECN. LUIS MEDINA

35,0 Kms.

11.684,5

DIAGRAMA UNIFILAR:DTTO:

REV:REV:REV:

C.O.D.C.O.D.C.O.D.

C.A.D.E.L.A.C.A.D.E.L.A.C.A.D.E.L.A.C.A. DE ELECTRICIDAD DE LOS ANDESC.A. DE ELECTRICIDAD DE LOS ANDESC.A. DE ELECTRICIDAD DE LOS ANDES

ING. YOEL ANGULO

APROB:APROB:APROB:

CENTRO DE OPERACIONES Y DISTRIBUCIONCENTRO DE OPERACIONES Y DISTRIBUCIONCENTRO DE OPERACIONES Y DISTRIBUCION

FILIAL DE CADAFEFILIAL DE CADAFEFILIAL DE CADAFE

S/E FRIA IICTO. IAN 34.5 kV

LA FRIA

LONGITUD:

kVA INSTALADOS:

CAPÍTULO IV

ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE LOS RESULTADOS

4.1 Diagnóstico, depuración y análisis del historia l de fallas del circuito IAN

El circuito IAN 34,5kV conforma uno de los tres alimentadores en niveles de

Subtransmisión, que alimenta eléctricamente a los municipios de la Zona Norte del

Estado Táchira, el cual proviene de la Subestación Fría II ubicada físicamente en el

Municipio García de Hevia, dirigiéndose hacia las subestaciones: IAN 34,5/13,8kV y

Boconó 34,5/13,8kV, situadas en los Municipios Panamericano y Samuel Darío

Maldonado respectivamente; ésta descripción puede visualizarse en la figura 4.1

Figura 4.1. Diagrama Unifilar del circuito IAN. Nota: Control de Operaciones. CORPOELEC.

56

El circuito IAN, como se ha explicado en capítulos anteriores encabeza los

índices de falla en el sector geográfico de la Fría, englobando alrededor del 45% del

tiempo de interrupción total generado por los circuitos de Subtransmisión que

alimentan dicha zona. Partiendo de ésta consideración la cual es corroborada por los

reportes de falla, se ha extraído del software SIAR un histórico de las fallas ocurridas

sobre el circuito para el lapso 2010-Mayo del 2012 pudiéndose realizar del universo

de fallas registradas, una clasificación de causas jerarquizadas por tiempo de

interrupción, las mismas se presentan en la figura 4.2

Figura 4.2. Distribución porcentual de fallas sobre el circuito IAN.

Las causas de interrupción identificadas en el histórico de fallas, fueron

agrupadas a través de una distribución porcentual por TTI aportado; de la figura 4.2

se destaca la situación que alrededor de la mitad de las interrupciones ocurridas para

el lapso temporal estudiado (2010-2012), corresponde a la causa racionamiento; ésta

categoría de interrupción no se encuentra dentro de la administración de Zona

57

Táchira, por consiguiente se analizan el resto de causas que ejercen aporte al

indicador de tiempo de interrupción. Las interrupciones restantes se concentran en las

causas catalogadas como programadas (18%), atmosféricas (12%), desconocidas

(6%), componente dañado (5%), vegetación (5%).

Analizando la situación que se presenta en la clasificación de fallas, es

necesario ubicar el tipo de sub causas generadas, que pueda dar una explicación más

precisa de los fenómenos ocurridos; de ésta manera se realiza la descripción de las

sub causas para cada categoría de interrupción.

En éste mismo orden de ideas, la próxima clasificación con más aporte a las

interrupciones del circuito IAN es Atmosféricas

Tabla 4.1. Clasificación de sub causas para Atmosféricas.

Éste renglón presenta las tres sub causas que han provocado disparos del

circuito durante el lapso de análisis lluvia, rayo, y viento. Si bien no pueden tomarse

acciones para evitar la ocurrencia de sucesos naturales, si puede resaltarse el hecho de

que el circuito no debe disparar o estar fuera de servicio cada vez que se origine

alguna precipitación. La incidencia de la causa atmosférica denota una debilidad

patente del sistema de protecciones, ya que no es aceptable que el circuito se haya

mantenido fuera de servicio por un lapso de 1,27H en los registros de falla estudiado,

por constantes lluvias en la Zona Norte del Estado; por consiguiente, las medidas

orientadas a minimizar el impacto en el Tiempo de Interrupción del circuito que ha

supuesto la Causa Atmosférica, están enfocadas hacia la optimización del esquema de

Atmosféricas Sub causa Tiempo de Interrupción Hrs.

Lluvia 1,2744 Rayo 0,1805

Viento 0,0680

58

protecciones, evaluando primeramente los niveles de corto circuito que se originan

alrededor de las Subestaciones: Fría II, IAN y Boconó, seguido de la regulación del

disparo Instantáneo, y por último medir la resistividad del terreno que permita abrir

camino para el estudio de la coordinación de aislamiento.

En el tercer orden de aporte a las interrupciones del circuito, se encuentra la

causa desconocida, ésta se entiende como todos aquellos disparos del circuito cuya

causa inmediata aparente no es conocida por los operadores. Sin embargo, de acuerdo

a los principios de operación y mantenimiento de las redes de distribución, alrededor

del 80% de las interrupciones en las redes aéreas son de naturaleza temporal (es decir,

al momento de ocurrir la interrupción, el circuito es recuperado inmediatamente

después que el operador manipula el interruptor de salida), y el 20% restantes

corresponden a interrupciones de origen permanente, es decir, daños presentes y

localizables en los circuitos.

A pesar del principio explicado en las redes aéreas, todas las interrupciones

desconocidas pese a ser de naturaleza temporal, tiene su causa explicable la cual debe

ser contextualizada a la realidad operativa del circuito. Tomando en consideración lo

anterior, se presenta las sub causas asociadas y sus tiempos de aporte, en la tabla 4.2.

Tabla 4.2. Clasificación de sub causas para Desconocidas.

Desconocidas Sub causa Tiempo de Interrupción Hrs

Desconocida 0,5052 Ramal en Falla 0,2464

Analizando los historiales de fallas, se puede destacar algunas interrupciones

que quedaron incluidas dentro de la denominación de desconocidas y éstas pueden

contribuir a identificar la causa potencial del disparo; éstas se encuentran en la tabla

4.3.

59

Tabla 4.3. Extracto del Historial de falla para la causa desconocida.

Fecha Circuito Causa Señal Observación

01/02/2011 IAN 34,5kV Desconocida Instantáneo.

en N

S/E Boconó quedo

alimentada por Planta La

Tendida y la carga de la S/E IAN quedó por

su salida normal. No se consigue nada.


en T

Prueba Negativa se procede a

seccionar y a revisar. No se consigue nada.


en N y T

Mal tiempo. Se recupera S/E IAN a través

del Cto. Boconó, y S/E Boconó en isla por Planta La

Tendida.

El hecho de que éstas interrupciones hayan señalizado “Instantáneo” infiere la

existencia de un problema incipiente en el esquema de protecciones del circuito; para

los casos del 1 de Febrero y 13 de Agosto donde la señalización de la falla resultó de

“Instantáneo en N” indica una posible inconsistencia en los niveles de corto circuito

en las Subestaciones IAN y Boconó, tal y como se explicó en el análisis de la Causa

Atmosférica, lo que permite afianzar la debilidad en la operación de las protecciones

como causa inmediata de las incidencias atmosféricas y desconocidas.

60

En el cuarto nivel de aporte a las interrupciones del circuito IAN, se encuentra

el renglón de Componente Dañado, el cual englobó las sub causas de la tabla 4.4

Tabla 4.4. Clasificación de sub causas para Componente Dañado.

Componente Dañado Sub causa Tiempo de Interrupción Hrs. Aislador 0,3677

Línea Rota 0,2370 Pararrayo 0,0231

Seccionador 0,0231 Puente Abierto 0,0137

Como puede observarse en la tabla anterior, las principales sub causas con

mayor número de horas de interrupción obedecen a las categorías de aislador (con

55% de las fallas) y Línea Rota (con 36%); ambas engloban el 91% del total de fallas

registradas bajo la causa de Componente Dañado.

Del historial de fallas, se puede extraer las interrupciones asociadas a

Componente Dañado- Aislador, donde se describe: el día de ocurrencia de la falla, la

señal que arrojó los dispositivos de protección, la duración de la falla en horas y

minutos, junto al renglón de observación donde se explica la nota referida por el

operador de guardia; todo en la tabla 4.5.

61

Tabla 4.5. Extracto del Historial de falla para la causa componente dañado- aislador

Fecha Circuito Causa Señal Duración Observación

24/08/2010 IAN

34,5kV Componente

dañado(aislador) Instantáneo

en R 11Hrs 23min

Prueba negativa. Abierto

seccionadores en la

Alcabala de Coloncito. Se ubica aislador

de espiga fallado.

22/11/2011 IAN

34,5kV Componente

dañado(aislador) Instantáneo en R,S,T

2Hrs 9min

Aislador partido,

puente roto sobre cruceta

y copas terminales explotadas dentro de Planta La Tendida.

Durante el período evaluado, solo tuvo lugar dos interrupciones por concepto

de aislador fallado, una de ellas tuvo lugar a la altura de la Alcabala de Coloncito y la

otra en las inmediaciones de Planta La Tendida.

La interrupción ocurrida el 22 de Noviembre no sucedió propiamente en la

topología del circuito IAN, como se ha descrito en las observaciones, el aislador

fallado se encontraba dentro de las instalaciones de Planta La Tendida; ésta Planta es

de generación distribuida y se encuentra dispuesta físicamente en el Municipio

Samuel Darío Maldonado, conectada directamente a la barra de 13,8kV de la

Subestación Boconó, suministrando 11Mw para el sistema de distribución local. Se

puede concluir de lo anterior, que la falla del aislador no debió ser despejada por las

protecciones del circuito IAN, en tal sentido se puede afirmar que existe una

62

debilidad en el esquema de protecciones, caso similar a lo ocurrido en el análisis de

las causas desconocidas.

Resumiendo, se puede decir, que para el lapso de interrupciones analizado,

solo hubo una interrupción por aislador fallado, porque la otra interrupción cargada

obedece más bien un incorrecto funcionamiento del sistema de protecciones; en

párrafos anteriores se describió que el 36% restante de las fallas por Componente

Dañado, pertenecen a la categoría de Línea Rota, de las cuales se pueden resaltar las

observaciones descritas en la tabla 4.6.

Tabla 4.6. Extracto del Historial de falla para la causa componente dañado- línea rota


25/07/2010 IAN

34,5kV

Componente dañado(línea

rota) Ninguno

1Hrs 37min

Línea rota antes de la Alcabala de Coloncito.

15/08/2010 IAN

34,5kV


rota)

Instantáneo. R,S,T

1Hrs 54min

Línea rota en alta tensión sector La

Pajita.

14/07/2010 IAN

34,5kV


rota)

Temporizado R,S,T

1Hrs 08min

Línea rota en sector Puente

Boconó.

Solo tres interrupciones por línea rota fueron registradas en el historial de falla;

de acuerdo a la observación suministrada, las tres zonas donde ocurrieron los eventos

descritos pueden ser ubicadas sobre el diagrama unifilar como se muestra en la Figura

4.3.

63

Figura 4.3. Ubicación de las fallas por línea rota.

Tal como se presenta, dos de las tres fallas pudieron encontrarse en las

inmediaciones de la Alcabala de Coloncito, antes de la llegada del circuito a S/E IAN.

Es importante destacar que la infraestructura del circuito está constituido por un tipo

de conductor cuya capacidad máxima de transporte es de 370Amperios, y de acuerdo

con los perfiles de carga suministrado, el máximo amperaje del circuito es de

158Amperios (ver figura 4.4), por consiguiente se niega la hipótesis de sobre carga

como causa de la rotura de la línea; sin embargo la zona geográfica anterior a la S/E

IAN, se caracteriza por una tupida vegetación, lo cual pudiera considerarse como una

causa probable de las fallas descritas.

64

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

Demanda

Demanda

Figura 4.4. Demanda mensual del circuito IAN. Nota: División de Estudios. CORPOELEC-Táchira.

Lo anterior permite analizar la última clasificación de causas de fallas sobre el

circuito, constituida por la categoría de vegetación.

Tabla 4.7. Clasificación de sub. Causas por vegetación

.

Dentro de las sub causas extraídas del software de almacenamiento, se

encuentran: árbol y ramas sobre la línea; cada una supone en sí misma la razón

inmediata de falla (o lo que la ha provocado).

Vegetación Sub. causa Tiempo de Interrupción Hrs.

Árbol 0,5144 Rama sobre la línea 0,0963

65

Tabla 4.8. Extracto del historial de falla para la causa vegetación


21/07/2010 IAN

34,5kV Vegetación

Instantáneo. R y T

17Hrs 19min

Árboles sobre la línea antes de la Alcabala de Coloncito.

28/02/2011 IAN

34,5kV Vegetación

Instantáneo. R,S,T

1Hrs 47min

Se ubica en Sector de Río

Chiquito ramas sobre líneas de alta

tensión

10/06/2011 IAN

34,5kV Vegetación

Instantáneo. R y N

1Hrs 10min

Árbol sobre la línea Sector

Los Caobos y derivación

hacia Carira.

23/11/2011 IAN

34,5kV Vegetación

Instantáneo. R,S,T

30min

Árbol sobre la línea Sector Caño Hondo

entrada a Umuquena.

Teniendo en cuenta lo expuesto anteriormente en los registros de fallas, se

puede ubicar gráficamente las interrupciones por vegetación sobre el diagrama

unifilar del circuito, expuesto en la figura 4.5; observando dicha figura, la mayor

concentración de incidencias por vegetación, se encuentra en el tramo de circuito que

va desde la Subestación Fría II hasta Subestación Coloncito, geográficamente

coincide con la ubicación de la redoma del Toro de la población de Coloncito, lo cual

coincide con el diagrama presentado en la figura 4.3, donde se graficaba la ubicación

de las incidencias por línea rota. Lo anterior puede llevar a concluir, que las

interrupciones catalogadas como línea rota, y se ubican en el tramo descrito, son

consecuencia de las ramas cercanas a la red, y por consiguientes rompen las líneas,

bien sea porque caen sobre las mismas, o bien las interceptan.

66

Figura 4.5. Ubicación de las fallas por vegetación.

Cabe resaltar una categoría de interrupciones vislumbrada en la distribución

porcentual de la figura 4.2, la cual corresponde a la causa programadas cuya

incidencia aportó el 18% del Tiempo de Interrupción Total para el circuito durante el

lapso de estudio; así mismo, se extrajo del historial de fallas todas los eventos

asociados a la causa programada, obteniéndose la tabla 4.9, en la cual cada

interrupción, descrita en el renglón de observaciones, contiene el inicio de la misma,

así como su duración (escrito en la columna referenciada como inicio-dur).

67

Tabla 4.9. Interrupciones descritas como Causas Programadas. Nota: SIAR.

Fecha Circuito Inicio - Dur Causa (Sub-Causa) Observaciones

09/03/2010 IAN 34,5 KV (B-105) 09,:31:00, 02:17:00 PROGRAMADA (TRABAJO POR DISTRITO)CORTE PROGRAMADO PARA REALIZAR PODA DE RAMAS CERCA A LINEA DE 34,5, VA EN DOBLE TERNA CON CTO. PANAMERICANO I

03/11/2010 IAN 34,5 KV (B-105) 21:02,:00, 00:02:00 PROGRAMADA (TRABAJO POR OPERACIONES)PARA CERRAR ENLACE CON EL CIRCUITO BOCONO Y RECUPERAR LA CARGA EL PERSONAL SE ENCUENTRA MOJADO

02/02/2011 IAN 34,5 KV (B-105) 15:52:00, 00:02:00 PROGRAMADA (TRABAJO POR DISTRITO) NORMALIZAR CARGA DE S/E BOCONO A TRAVES DE CTO. IAN 34,5

18/05/2011 IAN 34,5 KV (B-105) 20:46:00, 00:09:00 PROGRAMADA (TRABAJO POR DISTRITO)NORMALIZAR CARGA QUE SE ENCONTRABA TRANSFERIDA A CTO. BOCONO 34,5.

01/07/2011 IAN 34,5 KV (B-105) 12:45:00, 00:08:00 PROGRAMADA (TRABAJO POR OPERACIONES)ACOPLAR LA CARGA A TRAVES DEL SISTEMA, SE ENCONTRABA EN ISLA POR GENERACION

04/07/2011 IAN 34,5 KV (B-105) 13:06,:00, 00:04:00 PROGRAMADA (TRABAJO POR DISTRITO)

PARA PASAR S/E BOCONO EN ISLA A TRAVES DE PLANTA DE GENERACION LA TENDIDA Y ACOMETER TRABAJOS DE REPARACION SOBRE CTO IAN 13,8 RAMAL EL PECON VA EN DOBLE TERNA CON LINEA DE IAN 34,5 QUE ALIMENTA S/E BOCONO.

04/07/2011 IAN 34,5 KV (B-105) 19:36:00, 00:06:00 PROGRAMADA (TRABAJO POR OPERACIONES)

PARA NORMALIZAR CARGA DE S/E BOCON A TRAVES DE CTO. IAN 34,5, LA MISMA SE ENCONTRABA ALIMENTADA POR GENERACION DEISTRIBUIDA EN ISLA POR TRABAJOS DE REPARACION SOBRE CTO IAN 13,8 RAMAL EL PECON.

10/02/2012 IAN 34,5 KV (B-105) 17:12:00, 00:04:00 PROGRAMADA (TRABAJO POR DISTRITO)

CARGA DE CTO. BOCONO SE ENCUENTRA TRANSFERIDA A CTO. IAN, MOTIVADO A TRABAJOS DE PICA Y PODA. PARA NORMALIZAR CARGA SE REALIZA INTERRUPCION YA QUE EN DICHA MANIOBRA SE PRODUCE ARCO CADA VEZ QUE MANIPULAN O REALIZAN APERTURA DEL PARALELO. POR LO QUE SE REA

15/02/2012 IAN 34,5 KV (B-105) 13:32:00, 00:04:00 PROGRAMADA (TRABAJO POR OPERACIONES) AL ABRIR PARALELO IAN BOCONO 34.5 KV SE PRODUCE ARCO VOLTAICO.

22/04/2012 IAN 34,5 KV (B-105) 07,:25:00, 00:20:00 PROGRAMADA (TRABAJO POR TRANSMISION)REALIZAR PRUEBAS FUNCIONALES Y SIMULACION DE DISPARO DEL H-110.SE RECUPERA EN ISLA POR PLANTA COLONCITO

22/04/2012 IAN 34,5 KV (B-105) 12:46:00, 00:06:00 PROGRAMADA (TRABAJO POR OPERACIONES) SE CORDINA NORMALIZAR CARGA POR SU SALIDA

Como puede observarse de la tabla 4.9, para el período de estudio se

originaron once (11) interrupciones por Causa Programada; los reportes indican que

alrededor de la totalidad de las observaciones describen apagues para realizar

maniobras de transferencia de carga, recuperación y acople de la Generación

instalada en Planta La Tendida, a excepción de dos notas que explican el apague para

acometer trabajos de podas y reparaciones de línea.

Éstos eventos pueden optimizarse considerando que las maniobras deben

hacerse con el circuito energizado para evitar que los usuarios finales se vean

afectados; el hecho de que se haya operado el circuito en condiciones fuera de

servicio, indica que el personal liniero no contaba con las herramientas requeridas o

con la preparación necesaria para ejecutar las maniobras sin acudir al apague forzado;

todo lo anterior indica que es de vital importancia que la Gerencia de Operaciones

audite la cantidad de herramientas disponibles para el cuerpo de linieros, y refuerce

los lineamientos contemplados en el Manual de Operaciones, donde se establece la

prioridad de ejecutar maniobras con los circuitos energizados, de tal manera que no

resulten interrupciones innecesarias que afecten directamente al indicador de Tiempo

de Interrupción, tal como ha ocurrido en el circuito modelo.

68

Por último, es de hacer referencia a una categoría de Causa presente en la

Distribución Porcentual Falla de equipo, la cual englobó el 2% de aporte al Tiempo

de Interrupción total, para diferenciar de la Causa Componente Dañado, ésta sugiere

las fallas que ocurren en equipos específicos como reconectadores, interruptores y

relés de protección. Para el lapso de análisis, las interrupciones por Falla de Equipo

reflejan problemas en los interruptores emplazados dentro de la Subestación Fría II y

relés de protección para los transformadores de potencia, así como se evidencia en la

tabla 4.10 que comprende el extracto de las interrupciones categorizadas como falla

de equipo.

En éste apartado es resaltante considerar, que todas las averías que ocurran

dentro de las Subestaciones de Transmisión como lo es Fría II (de donde sale el

circuito IAN), es responsabilidad de un área corporativa llamada Comisionaduría de

Transmisión, y es independiente en sus roles de CORPOELEC Zona Táchira.

Tabla 4.10 Interrupciones descritas como Falla de Equipo. Nota: SIAR.

Fecha Circuito Inicio - Dur Causa (Sub-Causa) Observaciones

16/06/2010 IAN 34,5 KV (B-105) 07,:55:00, 01:55:00FALLA DE EQUIPO (RECONECTADOR POR BAYPASS)

LINEA DE AT ROTA Y ENERGIZADA EN LA TENDIDA FRENTE AL BCO SOFITASA, Y SOBRE EL TRONCAL PPAL ANTES DE LA TENDIDA SECTOR LA MORITA. AMBAS DEL CTO LA TENDIDA 13.8 KV, EL MISMO SE ENCUENTRA POR BYPASS POR RECONECTADOR DAÑADO. ABTO BYPASS CTO LA TENDIDA SE REC

09/10/2010 IAN 34,5 KV (B-105) 17:25:00, 02:09:00FALLA DE EQUIPO (INTERRUPTOR DE POTENCIA)

PRUEBA NEGATIVA POLO QUEMADO DEL INTERRUPTOR SE PASA POR BAY PASS LINEA QUE SALE HACIA BOCONO MUESTRA LOS TRES SEÑALIZADORES CONPRENDIDOS LA CARGA DE BOCONO Y LA TENDIDA SE RECUPERA POR ISLA A TRAVES DE PLANTA LA TENDIDA

03/11/2010 IAN 34,5 KV (B-105) 04,:26:00, 00:46:00FALLA DE EQUIPO (INTERRUPTOR DE POTENCIA)

DISPARO DEL B-180 CON SEÑAL SOBRECORRIENTE FASE R Y T. LA DEMORA EN REALIZAR PRUEBAS SE DEBE A QUE NO CERRABA EL B-180 NI EN FORMA MANUAL, MECANICA NI POR MANDO. QUEDA PENDIENTE REALIZAR PRUEBAS DE CIERRE A CTOS. SAN PEDRO I Y II QUE SE ENCUENTRAN TENSION

02/06/2011 IAN 34,5 KV (B-105) 19:38:00, 01:22:00 FALLA DE EQUIPO (TRANSF DE POTENCIA)

29/09/2011 IAN 34,5 KV (B-105) 00,:45:00, 02:00:00 FALLA DE EQUIPO (FALLO DE RELES)POR FALLA EN LAS PROTECCIONES DE LOS TRANSFORMADOR DE POTECIA DE LA S/E FRIA.-2 DE 34.5 KV.

28/04/2012 IAN 34,5 KV (B-105) 06,:32:00, 00:40:00 FALLA DE EQUIPO (FALLO DE RELES)DISPARO DEL B-180 Y H-110 PARA EL MOMENTO SE HABIA PRODUCIDO UN DISPARO DEL CTO. SAN PEDRO I 34.5 KV SEÑAL: INST EN LA FASE R ,.,CORRIENTE :81 AMP....

Hasta el momento solo se ha hecho mención del aporte de las fallas al Tiempo

de Interrupción del circuito IAN, sin embargo, existe otro indicador que debe ser

analizado para alcanzar la totalidad del contexto el cual se denomina Número de

Interrupciones (NTI), que también puede ser concebido como la frecuencia de

ocurrencia de una falla. Para emprender cualquier plan de mejora en la operatividad

de los circuitos, es necesario realizar un análisis conjunto del comportamiento de

69

estos dos indicadores, porque las actividades alrededor de los mismos definen el peso

de las decisiones técnicas a tomar. A continuación se expone el histograma de NTI de

la figura 4.6para el circuito IAN durante el lapso analizado Enero 2010-Mayo 2012.

0

20

40

60

80

100

120

Número de Interrupciones

Series1

Figura 4.6. Histograma de frecuencia por causa de interrupción.

Observando la distribución del número de interrupciones, se puede determinar

que la causa con mayor frecuencia de ocurrencia obedece a la clasificación de

Atmosféricas (100 interrupciones), seguido de la causa clasificada como Desconocida

(92 interrupciones), y por último el renglón de Racionamiento (91 interrupciones).

En complemento con el histograma presentado, y considerando todo lo

estudiado anteriormente, se realizó un Pareto con las interrupciones que han sido

clasificadas en los apartados superiores, en el cual se vislumbra tanto el Tiempo de

Interrupción (TTI), como el Número de Interrupciones (NTI) que cada falla ha

aportado al circuito IAN, presentado en la tabla 4.11.

70

Tabla 4.11. Pareto de Interrupciones para el circuito IAN.

La utilidad de elaborar un Pareto, es explicado por Duffua (2010) como

“Ayuda a establecer prioridades acerca de cuál curso de acción es más benéfico”

(p.267), es decir, el Pareto es un instrumento de priorización de acciones. Para el caso

de estudio, las causas resaltadas corresponden al 20% de las fallas totales, y de

tomarse medidas sobre tales, la mejora sobre el Tiempo de Interrupción del circuito

sería de 75,53%.

Si bien la distribución porcentual de fallas indica que el 50% de las

interrupciones ocurridas sobre el circuito ha sido producto de Racionamientos (de los

cuales 84% debido a fallas a nivel de Generación), el alcance de roles establecidos

para CORPOELEC Zona Táchira impide que desde aquí se puedan tomar estrategias

para evitar la ocurrencia de fallas en Generación; por tanto, se ha realizado un Pareto

sin la causa de Racionamiento en la tabla 4.12, para delimitar las atribuciones del ente

CORPOELEC sobre las fallas en el circuito IAN.

71

Tabla 4.12. Pareto de Interrupciones para el circuito IAN sin Racionamiento.

N° % Fallas Causa NTI Duración TTI TTI Acum % TTI Acum

6 66,67%FALLAS DE LINEAS DE

TRANSMISION Y

PRODUCCION

9 0,4166 0,1022 3,8976 96,57%

9 100,00%AJUSTE INCORRECTO DE

PROTECCIONES2 0,4750 0,0264 4,0360 100,00%

98,18%

99,35%

1

2

3

4

5

7

8

37,73%

56,36%

72,93%

88,06%

94,04%

3,9624

4,0096

11,11%

22,22%

33,33%

44,44%

55,56%

77,78%

88,89%

1,5228

2,2745

2,9433

3,5539

3,7953

MEDIDAS DE SEGURIDAD 12 0,1985 0,0649

ACCIDENTE 6 0,2881 0,0472

VEGETACION 25 0,8883 0,6107

FALLA DE EQUIPO 5 1,4749 0,2414

DESCONOCIDA 92 0,3005 0,7516

COMPONENTE DAÑADO 14 1,7438 0,6688

ATMOSFERICAS 100 0,5537 1,5228

Analizando el Pareto sin Racionamiento, se puede observar que el 22,22% de

las fallas se encuentran agrupadas entre los renglones de atmosféricas y desconocidas.

Estas interrupciones sugieren un potencial de mejora del 56,36% del tiempo de

interrupción total para el circuito; ampliando un poco el espectro de fallas, si se

abarca la categoría de componente dañado, se estaría direccionando las medidas para

alcanzar un probable 72,93% de mejora en el indicador analizado.

Finalmente, se pueden resumir las causas de fallas sobre el circuito IAN

34,5kV en el diagrama causa-efecto o de espina de pescado, tal como se presenta en

la Figura 4.7. Con éste diagrama no solo se condensa todas las causas de falla del

circuito en el lapso temporal determinado, sino también permite visualizar en un solo

compendio las sub causas de las mismas, dando un abanico más amplio de tópicos a

analizar.

72

Figura 4.7. Diagrama Causa Efecto.

Una vez elaborado el diagrama causa efecto para el circuito, se realizó un

análisis causa raíz, para aquellas fallas que fueron catalogadas como desconocidas,

haciendo diferencias en aquellos eventos que se incluyeron en la denominación, pero

que fueron descritos como “Disparos con Prueba Positiva (+)”, y “Disparos con

Prueba Negativa (-)”, en provecho de ésta metodología que permite disgregar las

causa básicas de la falla, hasta llegar a la causa raíz, que permita tomar las acciones

pertinentes para la erradicación de la misma. Es de resaltar que aquellos sucesos

declarados como Prueba (+), indican que el circuito realizó un disparo y fue

recuperado al instante; sin embargo, los eventos de Prueba (-) reflejan que el circuito

efectivamente tuvo un disparo, y posterior a las operaciones efectuadas de acuerdo al

protocolo corporativo, el circuito permaneció sin servicio, indicando la presencia de

una avería inminente que debe ser solventada. De allí que el Análisis Causa Raíz

permite esclarecer la procedencia de éstos tipos de incidentes.

73

4.1.2 Aplicación de Análisis Causa-Raíz para el cir cuito IAN 34,5kV

El evento descrito como disparos con prueba positiva (+), puede ser estudiado

desde diferentes hipótesis, basados en sucesos que normalmente ocurren en la línea,

y dado a que en análisis causa raíz es requerido negar o afirmar las hipótesis mediante

la comprobación, en ésta aplicación, los sucesos se negaron bajo la premisa de

probabilidad de ocurrencia; es decir, las hipótesis descartadas corresponde a los

eventos que tienen menor probabilidad de ocurrir. A través de todo lo anteriormente

expuesto, se obtuvo la figura 4.8

Figura 4.8 Análisis Causa- Raíz para disparos desconocidos con Prueba positiva.

De acuerdo a la Figura 4.8, las causas inmediatas de los eventos desconocidos

con Prueba (+), corresponde a la actuación del esquema de protecciones del circuito

y/o a sobretensiones transitorias sobre la línea, por cuanto es imperioso la revisión y

actualización de dicho esquema, junto al diagnóstico del sistema de puesta a tierra del

circuito, en aras de tomar acciones con influencia directa sobre éstas causas raíces

determinadas.

Para la figura 4.9, se hizo el desglose de las causas básicas de los disparos

con prueba (-), aplicando el mismo procedimiento de los disparos positivos, se

presentó como causas básicas esquema de protecciones, ramas o animales en la línea,

sobre tensiones temporales y sobre tensiones transitorias, para lo cual, se negaron las

74

tres primeras hipótesis por no encontrarse vinculadas directamente con la interrupción

de disparos negativos, bien sea porque las hipótesis tienen baja probabilidad de

ocurrencia, o porque el contexto operativo y geográfico impiden la aparición de las

mismas.

Desde éste planteamiento, se determinó que el origen de los incidentes, tiene

lugar en las sobre tensiones transitorias de perturbaciones externas con impacto

indirecto; es decir, que ante una precipitación atmosférica bien sea de lluvias o rayos

en las inmediaciones de la zona geográfica donde se encuentra el circuito, provoca

una variación en el potencial eléctrico, lo que desencadena el disparo de las

protecciones del circuito. Caso análogo a los disparos positivos, éste análisis indica

que los disparos negativos, sin una causa de falla hallada, sugiere una aparente

debilidad en el sistema de puesta a tierra del circuito, que debe ser diagnosticada y

despejada.

Figura 4.9. Análisis Causa- Raíz para disparos desconocidos con Prueba negativa.

75

4.2 Análisis de los modos y efectos de falla para el circuito IAN 34,5kV

De acuerdo a lo establecido en los fundamentos teóricos de la investigación,

en relación a los aspectos necesarios para la elaboración de un análisis de modos y

efectos de fallas AMEF, se tiene para el circuito IAN 34,5kV

1. Función: Transportar la potencia eléctrica a las Subestaciones: IAN y Boconó

a no más del 100% de la capacidad de diseño del conductor, dentro del margen de 5%

de caída de tensión, con un valor inferior al 3% de pérdidas de potencia, respetando la

relación de falla/ Km no mayor a 0.8, generando un tiempo máximo de reposición del

servicio de 120 min y transportar la potencia eléctrica en condición de respaldo para

la Sub-estación Coloncito a no más del 120% de la capacidad nominal del conductor,

y del 8% de caída tensión en contingencia de servicio.

2. ¿De qué formas no puede realizar su función?

2.1 No transportar energía a las Subestaciones IAN y Boconó

2.2 Superar el 100% de Cargabilidad en condiciones normales de operación

2.3 Superar el 5% de caída de tensión en la alimentación de las Subestaciones IAN y

Boconó

2.4 Presentar índices superiores al 3% de pérdida de potencia

2.5 Presentar una relación de falla/ Km mayor a 0.8

2.6 Superar el 120% de cargabilidad en condición de respaldo a la Subestación

Coloncito

2.7 Superar al 8% de caída de tensión respaldando a Subestación Coloncito

76

3. ¿Causa por la que deja de cumplir sus funciones?

Para cada modo de falla, se identifica las causas principales de interrupción

hasta obtener la causa raíz de las mismas, donde se ejecutarán específicamente las

tareas de mantenimiento a proponer.

2.1 No transportar energía a las Subestaciones IAN y Boconó

Para éste modo de falla, las principales causas de falla, se agrupan en los apartados

2.1.1 Avería en el tramo Subestación Fría II-IAN

Este es el tramo inicial del circuito, y considerando la topología del circuito en

dicha zona, se declaran las causas básicas de la figura 4.10, negándose aquellas con

menor probabilidad de ocurrencia.

Figura 4.10 Causa Raíz para el modo de falla 2.1.1 Avería en el tramo Subestación

Fría II-IAN

2.1.2 Avería en el tramo S/E IAN – S/E Boconó

Éste es el segundo tramo que conforma el recorrido general del circuito; las

causas básicas que prevalecen en el análisis, corresponden a vegetación y

componente dañado, por cuanto la vegetación en éste tramo de circuito es más densa

que en el tramo inicial, lo cual puede conllevar a rotura de líneas y puentes en las

redes; la descripción se observa en la figura 4.11.

77

Figura 4.11 Causa Raíz para el modo de falla 2.1.2 Avería en el tramo S/E IAN-S/E

Boconó

2.1.3 Falla en el interruptor de salida en la Subestación Fría II

Una vez planteadas las fallas por el tipo de zona geográfica, se analizan las

interrupciones relacionadas con el contexto operativo, que en el caso de estudio se

encuentra referido a los interruptores de llegada a cada subestación, incluida en la

topología del circuito, tal y como se ilustran en las figuras 4,12, 4.13, 4.14.

Para el caso del interruptor de la Subestación Fría II, debido a que es de tipo

celda, las causas por las que puede dejar de funcionar son las que se exponen en la

figura 4.12.

Figura 4.12 Causa Raíz para el modo de falla 2.1.3

78

2.1.4 Falla en el interruptor de llegada a Subestación IAN

Tanto el interruptor de la Subestación IAN como el de la Subestación Boconó,

son del mismo modelo constructivo, Panacea. Éste es un modelo de equipo distinto al

interruptor instalado en la Subestación Fría II, por tanto, las causas por las que puede

fallar se especifican en las figuras 4.13 y 4.14.

Figura 4.13 Causa Raíz para el modo de falla 2.1.4 Falla en el interruptor de llegada

a Subestación IAN

2.1.5 Falla en el interruptor de llegada a Subestación Boconó

Figura 4.14 Causa Raíz para el modo de falla 2.1.5 Falla en el interruptor de llegada

a Subestación Boconó

2.2 Superar el 100% de cargabilidad en condiciones normales de operación

El modo de falla expuesto, considera la situación en la cual el circuito supere

la capacidad nominal de transporte del conductor de diseño, aunado a las causas

básicas y raíces que dan lugar a éste tipo de evento.

79

2.2.1 Incremento en la demanda a 22Mva

El hecho de que la demanda de transporte se incremente a 22Mva, tiene lugar

principalmente en que se haya incorporado nueva carga al sistema, y/o exista

presencia de flujo inverso, producto de la Planta de Generación instalada en La

Tendida, tal y como se muestra en la figura 4.15.

Figura 4.15 Causa Raíz para el modo de falla 2.2.1 Incremento en la demanda a

22Mva

2.3 Superar el 5% de caída de tensión en la alimentación de las SS/EE IAN y Boconó

Éste modo de falla, se encuentra relacionado con el parámetro de caída de tensión,

el cual es considerado norma de calidad de servicio; los siguientes puntos describen

las causas básicas de la ocurrencia de dicho evento.

2.3.1 Ausencia de regulación de tensión en la alimentación.

2.3.2 Disparo de planta la tendida.

2.4 Presentar índices superiores al 3% de pérdidas de potencia

Las pérdidas de potencia también es un parámetro considerado dentro de las

exigencias de calidad del producto; esto se traduce como el bloque de potencia que no

puede llegar al usuario porque es transformada en calor, y dispersada a lo largo de la

línea (Norma NOR-DIS-001, 2010). Las causas básicas son

2.4.1 Larga extensión del circuito

2.4.2 Conductor de alta resistencia

80

2.5 Presentar una relación de falla/ Km superior a 0.8 (NTI anual/ 35 km)

La longitud total del circuito consta de 35km; de acuerdo a lo estipulado en la

Norma NOR-DIS-001, 0,8 es el parámetro que identifica el estado normal de las

redes. Un valor superior a éste indica que el estado de la red eléctrica es malo (NOR-

DIS-001, 2010), por consiguiente, obtener 28 interrupciones al año sobre el circuito

estudiado, supone entrar en la categoría de mal estado, a tal efecto las causas

relacionadas con el modo de falla son las que se presentan en la figura 4.16.

2.5.1 Presencia de más 28 interrupciones al año.


2.6 Superar el 120% de cargabilidad en condición de respaldo a s/e Coloncito

La condición de respaldo tiene lugar cuando la subestación Coloncito presenta

alguna falla; en ésta situación, la capacidad del conductor del circuito, no debe

excederse del 120%, para asegurar con esto que no se susciten fallas sobre el mismo.

Las causas de sobre pasar la capacidad requerida del conductor se observan en la

figura 4.17.

2.6.1 Tramo inapropiado de conductor

2.6.2 Incremento de la demanda a 26 MVA.

Para éste modo de falla, se debe considerar las causas presentadas en la figura

4.16 aunado a la hipótesis de que el circuito, se encuentre brindando respaldo al

circuito Orope, por ende, la alimentación de la Subestación Orope, haga incrementar

la demanda a 26Mva.

81


2.7 Superar el 8% de caída de tensión respaldando a Subestación Coloncito

En condición de respaldo, la caída de tensión no debe superar el índice de 8%

(Norma NOR-DIS-001, 2010), para garantizar la calidad del producto técnico

entregado a la subestación Coloncito; en el caso de que el valor del índice sea

superior al 8%, tienen sus causas en tramo inapropiado de conductor, y ausencia de

regulación; cabe destacar, que existen dos categorías a considerar en éste modo de

falla, una, es que existan instalados reguladores en la línea, y otra, que el

transformador de potencia tenga regulación automática. En éste caso, se niega la

hipótesis de la regulación automática, porque ésta existe dentro del contexto

operativo; todo lo explicado se encuentra en la figura 4.18


2.7.2 Ausencia de regulación de tensión


82

4. ¿Qué sucede cuando ocurre la falla? (Efecto de falla)

Para cada modo falla declarado en el punto Nº 2, se detalla lo que sucede con la

función del circuito una vez ocurrido el tipo de evento, las maniobras desde el punto

de vista operativo que es necesario realizar para recuperar la función, y el tipo de

consecuencia que genera el modo de falla (aquí se da respuesta a la interrogante Nº 5

¿de qué forma impacta cada falla?), junto al detalle de si la falla es aparente u oculta.

2.1.1 Avería en el tramo Fría II – IAN (vegetación)

Pérdida del 50% de la función. Maniobras en S/E IAN para recuperar S/E Boconó por

circuito Boconó.

Consecuencia Operacional. Falla evidente

2.1.2 Avería en el tramo IAN – Boconó

Pérdida del 50% de la función. Abierto en S/E IAN. Se recupera S/E IAN.


2.1.3 Falla en el interruptor de salida del circuito IAN

Pérdida del 100% de la función. Abierto seccionadores de líneas y cerrado

seccionadores de enlace con circuito Boconó. S/E Coloncito es alimentada en isla por

Planta Coloncito.

Consecuencia Operacional. Falla oculta

2.1.4 Falla en el interruptor de llegada S/E IAN.

Pérdida del 50% de la función. Abierto en S/E IAN y cerrado circuito Boconó. Se

recupera S/E Boconó o trabaja en Isla Planta La Tendida.


2.1.5 Falla en el interruptor de llegada S/E Boconó.

Pérdida del 50% de la función. Se recupera S/E Boconó en Isla por planta la Tendida.

83


2.2.1 Incremento de la demanda a 22 MVA

Rotura del conductor troncal. Pérdida del 100% de la función.


2.3.1 Sin regulación de tensión

No se garantiza la calidad del producto técnico. Pérdida del 100% de la función.


2.3.2 Disparo de planta la tendida

Sin calidad del producto técnico entregado.


2.4.1 Larga extensión del circuito.

No se garantiza la calidad del producto técnico.


2.4.2 Conductor de alta resistencia

Rotura en cualquier tramo del conductor.


2.5.1 Presencia de más de 28 interrupciones al año

Pérdida del 100% de la función.



Rotura en cualquier tramo de conductor. Aumento en los niveles de corto circuito por

incorporación de Planta Coloncito.

84


2.6.2 Incremento de la demanda a 26 MVA

Rotura en cualquier tramo de conductor.



No se garantiza la calidad del producto técnico entregado en función de respaldo.


2.7.2 Ausencia de regulación de tensión

No se garantiza la calidad del producto técnico entregado en función de respaldo.


El paso siguiente en la elaboración del AMEF para el circuito, lo conforma la

determinación del número prioritario de riesgo RPN, cuyo criterio a utilizar es

definido de la siguiente manera.

Determinación del RPN

RPN = Severidad x Ocurrencia x Detección (Mora, 2009)

Criterio: Severidad

Afecta 100% de la función: 2

Afecta 50% de la función: 1

No afecta la función: 0

Criterio: Ocurrencia

Más de una vez al año: 2

Una vez al año: 1

85

Criterio: Detección

Difícil Detección: 2

Fácil Detección: 1

La determinación del RPN para cada modo de falla, permitirá definir la

frecuencia de las tareas de mantenimiento surgidas producto del análisis (Mora,

2009); de lo anterior se plantean las posibles frecuencias de acuerdo al valor del RPN:

Espectro de Frecuencias: Trimestral – Semestral – Anual

RPN = 8 Trimestral

RPN = 4 Semestral

RPN = 2 Semestral

RPN = 1 Anual

Aplicando los criterios propuestos de severidad, ocurrencia y detección para

cada modo de falla, se obtiene la tabla 4.13

Tabla 4.13. Número prioritario de riesgo.

N° del modo de

falla Severidad Ocurrencia Detección RPN

2.1.1Avería en el

tramo S/E Fría II-

IAN

1 2 1 2

2.1.2Avería en el

tramo S/E IAN-

Boconó

1 2 1 2

2.1.3Falla en el

interruptor de

salida en la S/E Fría

II

2 1 2 4

2.1.4Falla en el 1 1 2 2

86

interruptor de

llegada S/E IAN

2.1.5Falla en el

interruptor de

llegada S/E Boconó

1 1 2 2

2.2.1Incremento en

la demanda a

22Mva

2 1 1 2

2.3.1Ausencia de

regulación de

tensión

2 1 1 2

2.3.2Disparo de

planta La Tendida 2 2 1 4

2.4.1Larga

extensión del

circuito

2 1 1 2

2.4.2Conductor de

alta resistencia 2 1 1 2

2.5.1Presencia de

más de 28

interrupciones al

año

2 2 1 4

2.6.1Tramo

inapropiado de

conductor

2 1 1 2

2.6.2Incremento en

la demanda a

26Mva

2 1 1 2

2.7.1Tramo

inapropiado de

conductor

2 1 1 2

2.7.2Ausencia de

regulación de

tensión

2 1 1 2

87

Haciendo referencia al Anexo A, donde se presenta el AMEF elaborado para el

circuito IAN 34,5kV, los tipos de mantenimiento propuestos para aplicar sobre el

mismo han sido: programado por condición, el cual es descrito por Mora (2009)

como: “El tipo de mantenimiento condicional logra maximizar la vida útil del

elemento y consigue reducir los costos de mantenimiento; éste se basa en la

permanente inspección y análisis crítico de las condiciones” (p.430). Así mismo,

complementa: “(…) evita averías mayores como consecuencia de pequeñas fallas y

optimiza las frecuencias de parada, aprovechando para realizar diferentes

reparaciones al mismo tiempo” (p.430). Considerando éstos fundamentos teóricos, se

proponen las siguientes acciones de mantenimiento con frecuencia definida según el

RPN obtenido para cada modo de falla

Tareas de Mantenimiento Programado a Condición

• Diagnóstico de la vegetación circundante, y realización de podas sectorizadas.

Recursos: propios.

• Inspección del estado de la línea, evaluando aspectos como, tensado,

empalmes (manuales y automático), presencia de objetos extraños como

nidos, cometas, enredaderas entre otros.

• Inspección de las condiciones físicas de los aisladores, buscando evidencias

de pérdida de aislamiento o desgaste del esmalte.

• Inspección de las condiciones de la infraestructura eléctrica, haciendo énfasis

en la posición de los aisladores, pararrayos, puentes, conectores, crucetas,

poste, fundación y puesta a tierra.

Para la última tarea planteada, se propone un listado de verificación al momento

de realizar la inspección en campo, tal como se presenta en la tabla 4.14. La

realización de las demás acciones enunciadas, el personal de mantenimiento puede

referirlas en los respectivos formatos para control de gestión y seguimiento.

88

Tabla 4.14. Formato propuesto para inspección diagnóstico de Subtransmisión

Distrito Técnico:

Jefatura de Líneas:

Circuito:

N° de Apoyos inspeccionados:

N° de Técnicos requeridos:

Observaciones

Formato de Inspección Diagnóstico

AccionesElemento

Verificar verticalidad del palillo

Fijación del conductor al aislador

Condición del esmalte

Condición del galvanizado

Presencia de contaminantes

Aislador de espiga (caso alineación)

Revisión del grillete- condición de la cupilla

Presencia de contaminantes

Condición de la mordaza (presencia de tornillos de sujeción)

Verificar tipos de conectores (si es tipo plancha de 4 tornillos o a compresión)

Condición de los conectores

Aislador de cadena ( caso de suspensión)

Condición del esmalte

Verificar verticalidad del apoyo

Condición de la pinturaPosteadura

Posición respecto al ángulo de apoyo

Verificar orientación (que coincida con el sentido de la línea)

Condición y posición de la pletina

Estado del galvanizado

Cruceta en alineación

Verificar orientación (que coincida con el sentido de la línea)

Condición y posición de la pletina

Existencia de tornillo todo roscado

Cruceta en suspensión

Condición del galvanizado

Verificar tensado

Verificar existencia de grapas

Condición de la fundación

Viento

89

El siguiente grupo de acciones, se enmarcan dentro del mantenimiento predictivo

cuya principal ventaja radica en el diagnóstico de condiciones que pudiesen generar

estados de falla (Mora, 2009), aunado a la intervención oportuna del activo.

Tareas de Mantenimiento predictivo

• Implementación de la técnica de ultrasonido para diagnóstico de aisladores.

Según Duffua (2010), el tipo de mantenimiento detectivo es definido como:

“un acto o inspección que se lleva a cabo para evaluar el nivel de presencia inicial de

fallas.” (p.33); en éste orden de ideas, se presentan el tipo de acciones detectivas.

Tareas de Mantenimiento para Detección de Fallas

• Inspección de los interruptores ubicados en: salida del circuito IAN 34,5kV-

Subestación Fría II; Disyuntor de alta tensión-Subestación IAN; Disyuntor de

alta tensión-Subestación Boconó.

Con la finalidad de complementar las tareas descritas en los párrafos

anteriores, se han planteado otro tipo de acciones que bien pueden ser realizadas por

personal de otras áreas en CORPOELEC, todo en aras de obtener un menor número

de fallas en el circuito estudiado y dar cumplimiento así con la calidad del servicio

técnico entregado a los usuarios; éstas actividades son

• Elaboración de AMEF para los interruptores ubicados físicamente:

Subestación Fría II-salida del circuito IAN 34,5kV. Modelo: Celda;

Subestación IAN-Disyuntor del lado de Alta Tensión. Modelo: OX; y

Subestación Boconó-Disyuntor del lado de Alta Tensión. Modelo: Panacea.

• Inspección de los interruptores de llegada a barra de Planta Boconó.

Frecuencia: Semestral

• Optimización del esquema de protecciones del circuito IAN y Planta Boconó.

90

• Seguimiento del comportamiento del sistema posterior a la implementación de

las protecciones. Frecuencia: Mensual

• Retroalimentación del esquema de protecciones, basado en el análisis de las

interrupciones ocurridas.

• Estudio de planificación de redes (realizado por el departamento de División

de Estudios) en aras de diagnosticar condiciones operativas irregulares en el

circuito, en cuanto a aspectos como: estudio de pérdidas eléctricas, análisis de

caída de tensión, compensación reactiva.

• Elaboración de estudio de coordinación de aislamiento, para la optimización

de la ubicación de pararrayos, tipo de aislamiento y puesta a tierra.

• Implementación del diagrama de escalera para la planificación de las

actividades de mantenimiento anual.

Las tipos de tareas propuestas, programado por condición, predictivo y

actividades para la detección de fallas, se plasman en la tabla 4.15 junto con la

descripción del tipo de instrucciones técnicas requeridas, la frecuencia de ejecución,

duración de la misma, personal involucrado y recursos.

91

Tabla 4.15 Tareas de Mantenimiento propuestas

Tipo de Tarea Instrucción Técnica

Frecuencia Duración Personal Recursos

Mantenimiento Programado

por condición

Diagnóstico y ejecución de

podas sectorizadas

Semestral

2 Hrs. Por poda

1 Caporal de Campo y 3

linieros

Propios (Vehículos, Motosierras,

mecate, machetes, hachas, Check List

de diagnóstico, implementos de

seguridad)

Inspección de línea

1 Hr. Por Km de línea

Inspección de aisladores


Inspección de infraestructura


Mantenimiento Predictivo

Diagnóstico de aisladores con

técnica de ultrasonido

Anual 6 Hrs. Por

Km de línea

2 Técnicos electricistas

Propios (Vehículo y equipo de ultrasonido)

Mantenimiento para detección

de fallas

Inspección de interruptores

Semestral 4 Hrs. Por

equipo 2 Ingenieros Electricistas

Propios (Pinza Amperimétrica,

voltioamperímetro, destornillador

aislado, medidor de aislamiento, cable de control, alicates

aislados, implementos de

seguridad)

92

4.3. Elaboración de estrategias de mantenimiento, b asado en el

análisis de fallas.

A la luz de los resultados obtenidos en el análisis del historial de falla del circuito

IAN, y del AMEF realizado para el mismo, se puede referenciar el hecho de que

exceptuando la causa de racionamiento y programadas, el mayor número de

incidencias de falla se agrupo en las causas atmosférica, desconocida, componente

dañado y vegetación; así mismo, evocando la tabla 4.1 donde se clasifican las sub

causas contribuyentes a la causa atmosféricas, se señala lluvia como las sub causas de

mayor de aporte.

Del análisis Causa Raíz realizado para la causa desconocida, se obtuvo que para

los disparos con prueba positivas las posibles causas básicas se confinaban entre

esquema de protecciones y sobretensiones transitorias; ésta última desglosada en su

causa raíz como: de perturbación externa con impacto indirecto. Lo cual es indicativo

de que al momento de ocurrir alguna variación atmosférica entendida como la

precipitación de rayos, éstos fenómenos pueden crear una sobretensión en la línea que

aunado a una debilidad técnica en el sistema de puesta a tierra del circuito, más un

esquema de protecciones que no ha considerado el estudio de coordinación de

aislamiento, merece que se prepare el escenario para la ocurrencia de una

interrupción.

Éstos hechos sugieren una evidente dificultad en el trabajo realizado por el

personal técnico en las áreas involucradas, donde se pone en manifiesto la no

prevención de parámetros como: la realización de coordinación de aislamiento para

poder configurar un óptimo diseño del sistema de puesta a tierra al circuito analizado;

una interrupción acaecida por causas atmosféricas, deja claro que la configuración de

la puesta a tierra mencionada, no es la adecuada para la topología del circuito.

93

Analizando los modos de falla resultantes del AMEF, se puede resaltar que

aquellos cuyo valor del número de riesgo fue de cuatro (4), indica la existencia de

una potencial avería en el esquema de interruptores asociados al recorrido del

circuito; el interruptor principal denominado “interruptor de salida del circuito” se

encuentra ubicado físicamente en la Subestación Fría II, es del tipo celda y su vida

útil está rodeando los veinte años (20) aproximadamente; los otros dos interruptores

cuyo sistema de aislamiento está comprendido por gas SF6, el instalado en la

Subestación IAN pertenece a una tecnología anterior llamada OX, y el interruptor de

Subestación Boconó es más novedoso, incluyéndose en los avances técnicos de los

equipos denominados Panacea.

La descripción del tipo de interruptores complementa el análisis de falla de los

mismos, puesto que en el interruptor de tipo celda es de una tecnología muy anterior,

es más propenso a la ocurrencia de averías, y su misma edad física dificulta las

actividades de mantenimiento dado el tipo de diseño y los repuestos asociados; el

resto de interruptores, de tecnología superior, tienen menor tiempo de instalación (5

años aproximadamente), muchas de las fallas que pudieran ocurrir son incipientes y

junto con esto el hecho de que no haya un entrenamiento apropiado al personal

técnico (entre ellos operadores y analistas), constituyen los factores influyentes en el

valor del número de riesgo estimado.

CORPOELEC es la empresa eléctrica que es propiedad del Estado Venezolano,

encargada de administrar todas las actividades relacionadas con la generación,

transmisión y distribución de la energía, y cuya principal misión es entregar un

producto que satisfaga a los usuarios finales, en términos de calidad y continuidad del

servicio prestado. Todo esto prepara el marco para elaborar unas estrategias de

mantenimiento fundamentadas en la Filosofía del Mantenimiento Productivo Total

(TPM), el cual reviste de importancia la concepción del Operador-Mantenedor, junto

al concepto de eficiencia total de los equipo, esto definido por Mora (2009) como “El

94

principal objetivo del TPM es cuidar, y utilizar los sistemas productivos,

manteniéndolos en su estado base, y aplicando sobre ellos mejora continua.” (p.440).

Así mismo, el autor refiere que los pasos mínimos para desarrollar el programa

de TPM, deben ser ajustados a los requerimientos propios de cada compañía, sin

embargo, éstos mismos deben cumplir con los siguientes principios

Mejora en la eficacia del equipo Mantenimiento autónomo por los operadores Un plan de Mantenimiento administrado por el departamento de mantenimiento Entrenamiento para mejorar las destrezas y operaciones de mantenimiento Un programa de administración del equipo para prevenir problemas que ocurran durante nuevas instalaciones o arranque de máquinas (Mora, 2009, p.443).

Si bien el objeto de estudio es un circuito, el término de operador es

completamente ajustable al de liniero, y arranque de máquinas al de energizar el

circuito o a puesta en servicio; por consiguiente se plantean las siguientes

estrategias

4.3.1 Estrategia N° 1. Educación y Capacitación.

Enunciado : Educar al personal técnico en la conciencia de Operador-

Mantenedor, y capacitarlos en el manejo de herramientas básicas de análisis.

Objetivo Estratégico: Educar al personal técnico cuerpo de linieros, Jefes

de Línea y Jefe de Distrito en concientizar que la mejora en la operatividad del

circuito, depende fundamentalmente en el grado de compromiso que éste

personal adquiera, sobre las acciones de mantenimiento pertinentes a realizar; y

capacitar a dicho personal en el manejo de los instrumentos de análisis de fallas,

para con ésta acción fundamentar la radicación del empirismo en las prácticas de

mantenimiento hasta ahora realizadas.

95

Acciones Estratégicas:

Iniciar ciclo de capacitación organizadas por la Coordinación de Talento

Humano de CORPOELEC, en la cual tenga lugar la afirmación de la

participación del personal liniero en la recuperación oportuna de la operatividad

del circuito, y de su compromiso en el logro de las actividades asociadas al

concepción de mantenimiento autónomo, en el marco de la realización de las

inspecciones diagnóstico a los circuitos. Deben efectuarse alrededor de cuatro

inducciones en un período anual.

Iniciar la difusión del uso de las herramientas básicas de análisis de fallas

como lo son la distribución porcentual, diagrama Causa-Efecto e histograma de

frecuencias, junto al manejo del programa de almacenamiento de datos SIAR,

por parte de la Gerencia de Mantenimiento dirigido a los Jefes de Líneas y de

Distrito, con la finalidad de que éste personal mencionado elabore el diagnóstico

de las fallas ocurridas, en aras de esquematizar las actividades de mantenimiento

rutinario que puedan ser ejecutadas por ésta misma área.

Recursos:

Unidades de transporte para que el personal encargado de preparar el

adiestramiento, se pueda desplazar hacia los diferentes Distritos Técnicos

Foráneos.

Material de la inducción enfocándose en el desarrollo del incentivo en la

conciencia del personal liniero, haciendo énfasis en el impacto social que se

deriva de una prolongada interrupción del circuito, y de cómo la participación de

los trabajadores redunda en una potencial mejora en la explotación de los

circuitos.

96

Material de capacitación para explicar el manejo de los datos almacenados en

el programa SIAR, y utilidad de los mismos al momento de elaborar análisis y

diagnóstico de circuitos.

Material de capacitación para la elaboración de los instrumentos básicos de

análisis de fallas, así como su posterior interpretación.

Equipo Natural de Trabajo:

Un Psicólogo con asistente, para el tratamiento de la política de formación de

la conciencia Operador-Mantenedor.

Dos Ingenieros, uno para explicar el manejo del programa SIAR,

perteneciente a la Gerencia de Informática; y el otro para el uso e interpretación

de las herramientas de análisis de fallas, perteneciente a la Gerencia de

Mantenimiento.

Indicadores de Implantación : para la medir la eficiencia en la

implementación de ésta estrategia, se plantea el siguiente indicador; realizando

un mínimo de cuatro inducciones al mes por Distrito Técnico.

N° de Inducciones realizadas/ mes

Indicador de Seguimiento: en éste apartado se busca evaluar el impacto

de las inducciones en el personal liniero y técnico, por lo que se propone evaluar

de la siguiente manera:

N° de circuitos inspeccionados/ mes

N° de diagnósticos realizados/ mes

97

El primer indicador de N° de circuitos inspeccionados dependerá directamente

del Plan Operativo diseñado para cada Distrito Técnico, igualmente para el N° de

diagnósticos realizados.

En la tabla 4.16, se presenta resumen con el objetivo, acciones, recursos, equipos

e indicadores necesarios para la valoración de la primera estrategia planteada.

Tabla 4.16 Estrategia Nº 1

Estrategia Objetivo

Estratégico

Acciones

Estratégicas

Recursos Equipo

Natural

Indicador

Educación y Capacitación

Educar al personal

técnico en la conciencia operador-

mantenedor y capacitarlo en el manejo de

las herramientas básicas de análisis.

Ciclo de inducciones dirigidas al personal

liniero para fomento de la

conciencia operador

mantenedor

Vehículo

Material

para la

inducción

Psicólogo y

Asistente

Nº de inducciones realizadas/

mes

Nº de circuitos

inspeccionados/mes

Nº de diagnósticos

/mes

Difusión del uso de las

herramientas básicas de análisis.

2 Ingenieros

4.3.2 Estrategia N° 2. Prevención del Mantenimiento .

Enunciado: Crear un grupo de análisis de fallas, constituido por Ingenieros

pertenecientes a áreas técnicas de CORPOELEC, con conocimiento de la

operatividad de los circuitos y de las prioridades de mantenimiento.

98

Objetivo Estratégico: Elaborar actividades de mantenimiento a través de la

implementación de los instrumentos avanzados de análisis de fallas, como lo son: el

AMEF y Causa-Raíz para todos los circuitos de Subtransmisión de la administración

de CORPOELEC Zona Táchira.

Acciones Estratégicas :

Crear el grupo de análisis de fallas, que se encuentre conformado por un máximo

de dos Ingenieros, pertenecientes al área técnica de la Empresa (que pueden ser: de

Planificación, Operaciones y Mantenimiento), dedicados exclusivamente a la

elaboración de AMEF y Causa-Raíz para todos los circuitos de Subtransmisión de la

administración de zona Táchira, previo a la valoración de criticidad que es necesaria

para la jerarquización de los estudios, y que dependan en línea directa de la Gerencia

de Mantenimiento; así mismo, el grupo puede contribuir con la actualización del

Manual de Operaciones, a través de la descripción de maniobras requeridas para

recuperar los circuitos, y que son obtenidas del estudio de las consecuencias de fallas

inmerso en los AMEF.

Se estima que la formación de éste grupo pueda realizarse una vez que haya sido

aprobada la ejecución de ésta estrategia por parte de la Junta Directiva.

Recursos:

Dos computadores con impresoras y un plotter para el complemento de los

análisis con el método de la “Nube de Incidencias”, en el cual se localizan las

principales fallas potenciales derivadas del AMEF.

Contratación de servicios especiales, para el adiestramiento del personal

requerido, en la elaboración de los análisis Causa Raíz y AMEF.

99

Equipos Naturales de Trabajo:

Dos Ingenieros pertenecientes a cualquiera de las áreas: Planificación,

Operaciones y Mantenimiento; un Ingeniero instructor en las herramientas avanzadas

de mantenimiento.

Indicador de Implantación: En ésta estrategia, el indicador de implantación

coincide con el de seguimiento, puesto a que el objetivo fundamental del grupo es la

realización de los AMEF y Causa-Raíz; la implementación de los mismos quedará

bajo la responsabilidad de otro personal descrito en las próximas estrategias; éste

indicador es:

N° de estudios realizados/ mes

Se estima que puede fijarse como meta la elaboración de un estudio semanal, por

tanto, el indicador debe valorar como mínimo cinco (5) estudios al mes. El resumen

de la estrategia se encuentra en la tabla 4.17.


Estrategia Objetivo

Estratégico

Acciones

Estratégicas Recursos

Equipo

Natural Indicador

Prevención del Mantenimiento

Elaboración de actividades de mantenimiento derivadas del

AMEF y Causa Raíz

Creación del grupo de

análisis de fallas

conformado por personal

de Planificación

y Operaciones

Computadoras

Plotter

2 Ingenieros

Nº de estudios/

mes

100

4.2.3 Estrategia N° 3. Mantenimiento Planeado.

Enunciado: Restructurar las funciones de la Gerencia de Mantenimiento,

con la finalidad de implantar los principios de la sistematización del Mantenimiento.

Objetivo Estratégico: Modificar hacia un método sistemático el modo

actual de trabajo de la Gerencia de Mantenimiento, orientado al logro de fundamentar

los tópicos relacionados al concepto de Gestión de Mantenimiento, de tal manera que

se patente la concreción de las seis fases: Planificación, Programación, Ejecución,

Control, Seguimiento y Retroalimentación.

Acciones Estratégicas:

Elaborar la Planificación y Programación de las tareas de mantenimiento a

realizar, utilizando el diagrama de escalera por Subestación en la cual se encuentren

asociados los circuitos a mantener en el mes.

Entregar al Jefe de Distrito la totalidad de las tareas asignadas con la

planificación y programación de las mismas en el diagrama de escalera, cuya

duración debe estar consignada con previo acuerdo del mismo, debido a que éste

conoce mejor su zona geográfica, y los recursos del cual dispone para la ejecución

efectiva de las actividades; así mismo, se debe esbozar el listado de materiales

requerido para el cumplimiento de las tareas y verificar en el sistema SAP la

existencia de los mismos en el almacén.

Elaborar indicadores para el control y seguimiento de las actividades de

mantenimiento ejecutadas a nivel de los Distritos, que permita mesurar la efectividad

de las tareas de mantenimiento realizadas, y las competencias del personal liniero y

técnico en la ejecución de sus funciones; para éste último apartado, se pueden usar los

indicadores planteados en la estrategia N°1. La implementación e interpretación del

resultado obtenido en los indicadores, debe hacerse una vez culminado todas las

tareas propuestas.

101

Elaborar informe final de cierre de gestión, donde se patente claramente todo el

procedimiento para el logro de las actividades de mantenimiento, con valoración de la

efectividad de las mismas, a fin de preparar el escenario para la retroalimentación del

proceso que pueda ser suministrado a la Junta Directiva para la respectiva evaluación,

y al grupo de análisis de falla, para el complemento de los AMEF y Causa Raíz

realizados.

Estimar la carga de mantenimiento para el año inmediato, haciendo uso de las

expresiones recomendadas para el pronóstico de mantenimiento, configurando así la

información necesaria de ser incluida en el presupuesto anual de la Gerencia; del

mismo modo se debe evaluar los materiales asociados a ese pronóstico de

mantenimiento, para la preparación del informe que será entregado al departamento

de Compras.

Recursos: tres computadores con impresoras y acceso al sistema SAP.

Equipo Natural de Trabajo:

Dos Ingenieros para la consolidación y complemento de las tareas de

mantenimiento derivadas del diagnóstico hecho por los Distritos, y de los estudios

efectuados por el grupo de análisis de fallas; elaboración de la planificación de las

mismas, diseño y evaluación de indicadores, así como los planes de

retroalimentación.

Un Licenciado en Administración para la elaboración de los informes de compra,

así como también para que la Gerencia de Mantenimiento tenga presencia y

participación oportuna en las discusiones del presupuesto.

Indicador de Implantación: para las fases de Planificación y Programación,

se debe valorar como número indicativo la cantidad de diagramas realizados por

unidad semestral, ya que en un mismo diagrama de escalera se pueden considerar

hasta cuatro (4) circuitos de Subtransmisión:

102

N° de programaciones realizadas/ semestre

Éste indicador debe ser mínimo de cuatro programaciones hechas por semestre,

es decir, una para cada Distrito.

En la fase de control, debe realizarse el indicador expresado en la primera y

segunda estrategia: N° de diagnóstico realizados por mes, y N° de estudio realizados

por mes, para hacer garantía del cumplimiento de las funciones de los Jefes de

Distrito y del grupo de análisis de fallas.

En la fase de seguimiento, debe evaluarse el indicador de la primera estrategia:

N° de circuitos inspeccionados por mes, para posteriormente concluir con el

indicador: N° de intervenciones realizadas por semestre, que refleje con esto el

cumplimiento de las programaciones pautadas, así como la disponibilidad de los

materiales requeridos para la concreción de las mismas.

N° de intervenciones/ semestre

Indicador de Seguimiento: en éste apartado, se consideran los indicadores

expresados en la Norma NOR-DIS001 de CADAFE, como lo son:

N° de fallas/ Km de línea

TTI= frecuencia x duración

El primer indicador debe ser contrastado con el valor permisible que indica la

Norma (el cual debe ser menor o igual 0,8); el segundo indicador, se contrasta con las

metas del Plan Operativo anual, que generalmente debe alcanzar un valor de por lo

103

menos 10% menor, al valor obtenido en el año anterior. La estrategia Nº 3 se puede

presentar en la tabla 4.18.


Las estrategias planteadas anteriormente, fueron diseñadas con fundamento en

la Filosofía del Mantenimiento Productivo Total donde se pretende como fin

104

principal la capacitación del personal en el manejo de instrumentos básicos y

avanzados de análisis, así como el afianzamiento de la cultura Operador-Mantenedor,

en la cual se persigue el apropio de todo el personal técnico en cuanto a los

lineamientos de operación de las redes así como de los procedimientos necesarios

para alcanzar una mejora en la localización de fallas sobre los circuitos (objeto de la

segunda estrategias donde se propone un grupo elaborando AMEF y Causas Raíces,

como método para esbozar un catálogo de fallas).

De materializarse la implantación de éstas estrategias, no solo se obtendrían

ventajas operativas (en tanto que puedan incluirse dentro del Manual de Operaciones

existente, todos los modos de fallas en los circuitos derivados del AMEF), sino se

alcanzarían mejoras igualmente en los indicadores de gestión como lo es el

mencionado Tiempo de Interrupción (TTI), junto a un crecimiento importante en la

cantidad de Bolívares provenientes de la recaudación (la cual se ve interrumpida ante

una eventual avería o corte programado), punto tan neurálgico dentro de la

Corporación Eléctrica, ya que posterior a la Estatización de todas las empresas

administradoras de electricidad, la recién fundada CORPOELEC se ha trazado como

meta corporativa el alcance del carácter auto sustentable, en tanto que toda la nómina

y el presupuesto anual sea costeado en su totalidad por la recaudación del pago de las

diferentes tarifas eléctricas.

Lo anterior se sustenta con la Tabla Nº 4.19 donde se han extraído la cantidad

de causas que han supuesto interrupciones del servicio en toda Zona Táchira, para el

período 2010-2012, resultando

105

Tabla 4.19 Causas Registradas Años 2010-2012. Nota: CORPOELEC 2012

CAUSA TTI NTI Bs.F dejados de Facturar

VEGETACION 5,6663 1.310 256.357,62 PROGRAMADA 9,7280 1.263 490.007,39

COMPONENTE DAÑADO 9,9539 912 457.593,92 ATMOSFERICAS 2,8658 507 129.717,57 DESCONOCIDA 2,6562 416 120.163,24

FALLA DE EQUIPO 2,1629 400 176.460,70 MEDIDAS DE SEGURIDAD 1,2839 390 79.895,25

AJUSTE INCORRECTO DE PROTECCIONES 0,9053 190 40.908,90 SOBRECARGA 0,7512 169 34.009,48

Es necesario resaltar que las estrategias formuladas tienen dos tipos de alcance

sobre la ocurrencia de las causas expuestas en la tabla 4.20; un alcance directo en

cuanto a aquellos eventos que pueden prevenirse con la educación y capacitación del

personal; tales eventos son.

Tabla 4.20. Causas Influenciadas directamente por las Estrategias. Nota:

CORPOELEC 2012.


PROGRAMADA 9,7280 1.263 490.007 ATMOSFERICAS 2,8658 507 129.718 DESCONOCIDA 2,6562 416 120.163

MEDIDAS DE SEGURIDAD 1,2839 390 79.895 AJUSTE INCORRECTO DE PROTECCIONES 0,9053 190 40.909

Y un alcance indirecto, el cual es fruto de la ejecución de todas las actividades

de Mantenimiento derivadas de los AMEF y Causa Raíz sobre los circuitos, donde se

involucran el siguiente conjunto de causas presentadas en la tabla 4.21.

106

Tabla Nº4.21. Causas Influenciadas indirectamente por las Estrategias. Nota:

CORPOELEC 2012.


COMPONENTE DAÑADO 9,9539 912 457.594 FALLA DE EQUIPO 2,1629 400 176.461

Analizando la información contentiva en las Tablas 4.20 y 4.21, se resalta que

el impacto que generarían las estrategias, engloban una mejora potencial del 82,16%

en el indicador de tiempo de interrupción, de igual manera se observa la optimización

en el proceso de recaudación, el cual puede mejorar hasta un 83,73%, posterior a la

ejecución de acciones puntuales como optimización de las paradas programadas y los

cortes de servicio por medidas de seguridad, así como como la reestructuración del

esquema de protecciones de sobrecorriente y de sobretensión, responsables de las

interrupciones denominadas como atmosféricas, desconocidas, y ajuste incorrecto de

protecciones, las mismas esquematizadas y planteadas en la estrategia Nº3

Mantenimiento Planeado.

En cuanto al costo asociado a la contratación de los profesionales requeridos

para iniciar el proceso de capacitación, se maneja a nivel corporativo el presupuesto

de 120.000Bs.F; este monto contrasta con los 892.557Bs.F que se dejan de facturar

motivado a una suspensión voluntaria o involuntaria del servicio. Por consiguiente, es

más factible técnica y económicamente la ejecución de las Estrategias planteadas,

antes de continuar operando las redes como se sigue realizando actualmente.

estrategias de mantenimiento para circuitos de subtransmision

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