metodología de evaluación costos de mantenimiento. redes de distribución eléctrica
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ESTIMACIÓN DE LOS COSTOS DE MANTENIMIENTO DE LAS REDES
DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA EN EL SISTEMA CHEC.
Anderson Muñoz Pérez
Universidad Nacional de Colombia, Sede Manizales Facultad de Ingeniería y Arquitectura
Departamento de Ingeniería Eléctrica, Electrónica y Computación Manizales, Colombia
2015
ESTIMACIÓN DE LOS COSTOS DE MANTENIMIENTO DE LAS REDES
DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA EN EL SISTEMA CHEC.
Anderson Muñoz Pérez
Trabajo de investigación presentado como requisito parcial para optar al título de: Ingeniero Electricista
Director:
Ingeniero Cesar Arango Lemoine
Universidad Nacional de Colombia, Sede Manizales Facultad de Ingeniería y Arquitectura
Departamento de Ingeniería Eléctrica, Electrónica y Computación Manizales, Colombia
2015
ESTIMACIÓN DE LOS COSTOS
DE MANTENIMIENTO DE LAS
REDES DE DISTRIBUCIÓN
ELÉCTRICA EN EL SISTEMA
CHEC.
22/08/2015
MACROPROCESO DISTRIBUCIÓN PROCESO EXPANSIÓN Y REPOSICIÓN DE REDES
VERSIÓN NO.
FECHA
DESCRIPCIÓN DEL CAMBIO
MOTIVO
CAP. Y PÁG. AFECTADA
1.0 22/08/2015 Versión inicial
ELABORÓ/MODIFICÓ REVISÓ APROBÓ
CARGO: Practicante Profesional 1 Profesional 1
NOMBRE: Anderson Muñoz Pérez José Alirio Agudelo José Alirio Agudelo
FECHA: 28/07/2015
CHEC. Todos los derechos reservados. Se prohíbe la reproducción
parcial o total de este documento sin la aprobación expresa de CHEC1
CONTEXTO DEL PROYECTO.
A razón de las fuertes regulaciones a las que actualmente se ven sujetas las empresas de
distribución de energía eléctrica, estas deben de garantizar un nivel de confiabilidad mínimo que
les permita brindar un servicio de calidad al tiempo que puedan generar ingresos. Una de las
actividades primordiales y al mismo tiempo una de las más costosas, que permite mantener
estándares adecuados de calidad en el servicio, es la correspondiente a las acciones de
mantenimiento; agrupando en esta las actividades correspondientes a las reparaciones por medio
de labores correctivas, y por otro lado la reducción del deterioro en los equipos a través de las
labores preventivas.
El presente trabajo incorpora una metodología que pretende estimar los costos respectivos a las
diferentes acciones de mantenimiento, que es necesario realizar en las redes de distribución de
energía eléctrica a lo largo de su vida útil; variable que es de gran relevancia para conocer el
comportamiento de las utilidades que un sistema de este tipo puede generar a la compañía, o por
el contrario, los efectos negativos en los ingresos de la misma.
La aplicación de la metodóloga propuesta se desarrolla en el sistema de distribución de la Central
Hidroeléctrica de Caldas (CHEC), empresa de carácter mixto que incorpora las actividades de
generación, distribución y comercialización del servicio de energía eléctrica, en gran parte del eje
cafetero en Colombia.
En la empresa existen dos procesos principales a los que les interesa conocer la influencia de los
costos de mantenimiento de las redes de distribución eléctrica; en primer lugar el proceso de
mantenimiento, al que le interesa mirar el efecto de esta variable para comprender la efectividad
que se está obteniendo con respecto a los indicadores de calidad que se manejan, y conocer si es
necesario realizar mayores esfuerzos. Por el lado del proceso de expansión y reposición de redes
es de utilidad estar al tanto del costo del mantenimiento para incorporar tal variable en los nuevos
proyectos de inversión y mirar en que nivel varía la viabilidad de un proyecto de este tipo.
Finalmente, a través de la presente iniciativa es posible realizar una integración entre los dos
procesos ya mencionados, pues actualmente las actividades de expansión y reposición no están
tomado en cuenta la influencia que pueden llegar a poseer las actividades de mantenimiento en
los costos futuros de un nuevo proyecto. Se puede partir, en primer lugar, por analizar que en los
nuevos proyectos de inversión se está considerando, en el análisis financiero, que una red de
distribución recién construida no tiene costos respectivos a mantenimientos, situación que es
poco realista ya que a pesar de que todos, o la mayoría de los equipos son nuevos, existe gran
influencia de factores externos, como lo son la vegetación, las condiciones atmosféricas, animales
o acciones de terceros, que pueden llegar a presentar acciones respectivas a actividades de
mantenimiento incluso en nuevos circuitos.
TABLA DE CONTENIDO
CONTEXTO DEL PROYECTO. ......................................................................................................................... 5
INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................................... 8
1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ..................................................................................................... 10
2. MARCO TEÓRICO ............................................................................................................................... 12
2.1. CLASIFICACIÓN DE LAS ACTIVIDADES ELÉCTRICAS ......................................................................................... 12
2.2. REDES DE DISTRIBUCIÓN ........................................................................................................................ 12
2.3. OBJETIVO Y EVOLUCIÓN DEL MANTENIMIENTO ........................................................................................... 13
2.4. MODELOS DE PROBABILIDAD Y CONFIABILIDAD. .......................................................................................... 13 Función de densidad de probabilidad: ........................................................................................................ 13
2.5. DISTRIBUCIÓN WEIBULL ........................................................................................................................ 15 La funcion de desisdad de probabilidad de weibull de dos parametros es: ............................................... 16
2.6. MÉTODO DE MÁXIMA VEROSIMILITUD ...................................................................................................... 17
2.7. VALOR ESPERADO................................................................................................................................. 18
2.8. VISUALIZACIÓN DE COMPORTAMIENTO DEL SISTEMA A TRAVÉS DEL DIAGRAMA DE ESTADOS ................................ 18
2.9. NORMATIVIDAD ................................................................................................................................... 19 2.9.1. Calidad del Servicio en el sistema de distribución local (SDL). ............................................................... 20 2.9.2. Incentivos, Compensaciones Y Demanda No Atendida. ......................................................................... 21
3. METODOLOGÍA .................................................................................................................................. 23
3.1. Consideraciones iniciales. ...................................................................................................................... 23 TAREAS DE REPARACIÓN (MANTENIMIENTOS CORRECTIVOS O REACTIVOS): ................................................ 24 MANTENIMIENTO CORRECTIVO (RM): ................................................................................................... 24 TAREAS PROACTIVAS (MANTENIMIENTOS PREVENTIVOS Y PREDICTIVOS): .................................................... 24 MANTENIMIENTO PREVENTIVO (PM): ................................................................................................... 24 MANTENIMIENTO PREDICTIVO (PdM): .................................................................................................. 25
3.2. Eventos sobre el sistema de distribución eléctrica. ............................................................................... 25 3.2.1. CLASIFICACIÓN EVENTOS NO-PROGRAMADOS. ................................................................................ 26 3.2.2. CLASIFICACIÓN DE EVENTOS PROGRAMADOS. ................................................................................. 26
3.3. Diagrama de estados de un sistema ...................................................................................................... 27 3.4. Orientación del trabajo .......................................................................................................................... 28 3.5. Medidas de confiabilidad del sistema. ................................................................................................... 30
3.5.1. Confiabilidad. .................................................................................................................................... 30 3.5.2. Mantenibilidad. ................................................................................................................................. 30 3.5.3. Disponibilidad. ................................................................................................................................... 30
3.6. Evaluación del Desgaste del sistema. ..................................................................................................... 30 3.6.1. Procesamiento inicial de la información ........................................................................................... 36 3.6.2. Calculo de indicadores de confiabilidad, disponibilidad y mantenibilidad. ....................................... 39 3.6.3. Estimación de parámetros Weibull β y η........................................................................................... 40 3.6.4. Evaluación de la NO-Confiabilidad respectiva al deterioro del sistema ............................................ 42 3.6.6. Evaluación de la indisponibilidad del sistema, respectiva al deterioro. ............................................ 45 3.6.7. Evaluación De Los Costos De Mantenimiento En Base A Los Indicadores De Confiabilidad ............. 46 3.6.8. Apreciaciones Para Un Acercamiento Al Comportamiento Real ....................................................... 49 3.6.9. Estimación del comportamiento en el tiempo. ................................................................................. 73 3.6.10. Análisis del costo de las acciones de mantenimiento en los niveles de tensión I y II ................... 75 3.6.11. Consideraciones Importantes Respectivas Al Comportamiento De Los Eventos En La Red ......... 78
3.6.12. Resultados De La Evaluación Del Comportamiento De Los Costos De Mantenimiento Respectivos
Al Deterioro Del Sistema .................................................................................................................................. 82 3.7. Evaluación de los costos por tareas preventivas .................................................................................... 99
3.7.1. Evaluación de la cantidad de mantenimientos preventivos a partir de los archivos utilizados ........... 104 3.7.2. Comportamiento De Las Indisponibilidades Que Se Presentan Por Las Acciones Preventivas ............ 107
3.8. Estimación Del Comportamiento Del Sistema En Los Primeros Años De Funcionamiento .................. 111 3.9. Evaluación del efecto de los factores externos .................................................................................... 115
Mantenimientos preventivos con propósito de controlar el efecto de los factores externos ....................... 120 3.10. Acciones que se realizan para mejorar el comportamiento del sistema desde su diseño ................... 123 3.11. Evaluación del comportamiento medio ............................................................................................... 124 3.12. Evaluación del efecto de la energía no suministrada en los sistemas .................................................. 126 3.13. Consideraciones finales de la evaluación del comportamiento de costos mantenimiento en una red 127 3.14. Evaluación del efecto de las compensaciones en los costos de la red ................................................. 128 4. Aplicación práctica de la metodología desarrollada ................................................................................. 131 Contexto operacional del circuito....................................................................................................................... 131
4.1. Resultados del circuito AZA23L15 para el nivel de tensión I ................................................................... 138 5. Resultados obtenidos................................................................................................................................ 141
5.1. Apreciaciones importantes en el análisis de los resultados .................................................................... 146 5.2. Variaciones en el tiempo de los costos obtenidos ....................................................................................... 147 Conclusiones ....................................................................................................................................................... 149 Bibliografía .......................................................................................................................................................... 151
INTRODUCCIÓN
En Colombia, tras la implementación de las Leyes 142 y 143 de 1994, Ley sobre servicios públicos
domiciliarios y Ley eléctrica, respectivamente; el sector eléctrico presento una fuerte
reestructuración, principalmente en lo concerniente a la separación de actividades y el
establecimiento de un nuevo y más estricto marco regulatorio. El fin último era lograr instaurar un
mercado competitivo e incrementar la eficiencia en la prestación del servicio a los usuarios.
A partir de este momento las empresas de energía eléctrica debieron de tomar acciones para
mejorar sus procesos y encontrarse en un nivel que les permitiese generar ingresos y cumplir al
tiempo, con todos los estándares que fueron impuestos por los entes reguladores. La prestación
de un servicio con calidad se convirtió en una de las principales preocupaciones de las compañías,
puesto que el incumplimiento en este aspecto implicaba costos adicionales por multas y
compensaciones a los usuarios.
La actividad correspondiente a la distribución de energía eléctrica es uno de los sectores en donde
mayores esfuerzos se realizan para mantener un servicio de calidad, al ser la etapa de todo el
proceso donde se presentan las mayores pérdidas por potencia transmitida y las principales
causas de indisponibilidad.
La empresa distribuidora con visión de crecimiento y rentabilidad, debe tener claro el punto de
equilibrio entre la prestación de un servicio eficiente y los costos necesarios para lograrlo. Los
costos de inversión y los gastos concernientes a la administración, operación y mantenimiento de
los activos, representan las principales variables de interés para evaluar cuando la prestación de
un servicio eficiente, es demasiado costoso y no resulta rentable para la compañía.
Actualmente las asociaciones de distribución concentran grandes esfuerzo para mantener sus
sistemas con altos grados de confiabilidad, pues han llegado a entender la importancia del cuidado
de sus activos para el cumplimiento de su objetivo económico.
Partiendo de la premisa anterior, el presente trabajo pretende realizar un acercamiento a lo que
hoy en día se conoce como la gestión de activos, definida como:
Disciplina que busca gestionar todo el ciclo de vida de los activos físicos de una organización con el
fin de maximizar su valor. Cubre procesos como el diseño, construcción, explotación,
mantenimiento y reemplazo de activos e infraestructuras. A través de la gestión de los activos es
posible mejorar el rendimiento, reducir costes, extender la vida útil y mejorar el retorno de
inversión de los activos (Tomado de la página web: http://www.aec.es/web/guest/centro-
conocimiento/gestion-de-activos).
La metodología parte de un análisis de los registros históricos de fallas de un grupo de circuitos
para obtener un comportamiento promedio de los costos que están presentando con respecto a
las acciones de mantenimiento y los costos indirectos que estas acciones implican; para esto se
realiza un análisis de la tendencia que está presentando el circuito con respecto a la cantidad de
fallas que ha de ir sufriendo, conforme se presenta el deterioro normal sobre los equipos; además
de las ocasionadas por los entes externos a los que se ven expuesta las redes de distribución.
Los costos directos pueden entonces definirse como los costos de los recursos necesarios para
completar la actividad de mantenimiento, entre estos se encentran: los costos de los materiales,
costos de mano de obra y costos de transporte y logística.
Los costos indirectos son los respectivos a la energía que se deja de suministrar (ENS), las
compensaciones a los usuarios por la disminución en la calidad del servicio, y la pérdida del valor
reconocido a la empresa por concepto de administración, operación y mantenimiento (AOM), de
igual manera por reducción en los indicadores de calidad.
En este trabajo se aplica la técnica correspondiente al mantenimiento de activos centrado en
confiabilidad (RCAM, por sus siglas en ingles), que es una variante del mantenimiento centrado en
confiabilidad (RCM), la diferencia radica en que se realiza un mayor énfasis en el análisis de los
costos y la confiabilidad que obtiene en los sistemas de acuerdo al impacto del mantenimiento
que se realiza.
Se estudian las dos principales topologías de las redes de distribución, redes aéreas de distribución
eléctrica urbana y redes aéreas de distribución eléctrica rural. Esto se realiza con el fin de obtener
un resultado más aproximado, ya que es lógico que se realicen diferentes esfuerzos para
mantener un adecuado nivel de calidad en cada una de dichas topologías, esto ya que cada una se
ve expuesta a factores particulares que hacen que se comporten de diferente manera.
La principal herramienta que será utilizada para conocer el comportamiento de los circuitos a
analizar son las distribuciones de probabilidad, con las cuales conocer el comportamiento de las
fallas a través del tiempo, junto al comportamiento de la reducción de la confiabilidad a medida
que avanza el tiempo y aumenta el desgaste de los equipos y elementos del sistema. Se realiza
énfasis sobre la distribución de probabilidad de Weibull que ha demostrado gran eficiencia para
modelar la tendencia del deterioro sobre los equipos; también la distribución exponencial será
implementada para conocer la influencia de los entes externos como la vegetación y las descargas
atmosféricas, que implican un comportamiento aleatorio, y para lo cual la distribución exponencial
es educada, puesto que es la única distribución que carece de memoria.
Se presenta finalmente el costo por kilómetro que concierne a las acciones de mantenimiento y
los cotos indirectos que tales acciones implican. Se trabajaran cinco circuitos en cada una de las
topologías, con los cuales se obtendrá un valor promedio del costo por kilómetro que representé
el valor actual de esta variable en las zonas urbanas y rurales. A partir de este valor es posible
estimar el impacto del mantenimiento en los nuevos proyectos de expansión y reposición, para
conocer la reducción de costos al modernizar un circuito, o los costos que se presentaran al
construir una nueva red.
1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Entendiendo la necesidad de las empresas distribuidoras por presentar un servicio eficiente al
tiempo de obtener una máxima rentabilidad, se hace preciso mantener un constante
conocimiento del comportamiento de sus activos para obtener el máximo benéfico de estos, tal y
como se expone en la definición de gestión de activos.
Uno de los principales inconvenientes es la complejidad de hacer un seguimiento del
comportamiento de los activos eléctricos a razón del alto dinamismo de la red sumado a las
diversas topologías, extensiones y configuraciones existentes. Aun así, se han desarrollado gran
variedad de métodos para realizar aproximaciones del comportamiento de las redes de
distribución que brindan una base adecuada para la toma de decisiones. La dificultad radica en
que muchos de estos métodos requieren un esfuerzo extenso para su aplicación.
Se pretende encontrar un método práctico de fácil aplicación, que permita realizar una
apreciación adecuada del comportamiento de las redes a lo largo de su vida útil, y brinde
parámetros con los cuales hacer evaluaciones y tomar decisiones respecto a las mejores acciones a
implementar.
La Central Hidroeléctrica de Caldas (CHEC), entiende la responsabilidad que posee para con sus
clientes y de forma constante se encuentra encaminada a la prestación de un mejor servicio. Se
preocupa por dar continuidad a las acciones que brindan fortalecimiento a su oferta de valor, pues
entienden que las empresas que se preocupan por dar continuidad a sus procesos desarrollan la
logística necesaria para que esto suceda.
Actualmente CHEC está clasificada como una empresa de servicios públicos mixta, con autonomía
administrativa, patrimonial y presupuestal, sometida al régimen general aplicable a las empresas
de servicios públicos y a las normas especiales que rigen a las empresas del sector eléctrico.
La empresa tiene por objeto la prestación de servicios públicos esenciales de energía, incluidos el
servicio público domiciliario de energía eléctrica, mediante los negocios de Generación,
Distribución y Comercialización.
Además, la comercialización de toda clase de productos, bienes o servicios en beneficio o interés
de los usuarios de los servicios públicos, los que podrán ser comercializados o vendidos con
otorgamiento o no de plazos para su pago.
El área de cobertura de CHEC abarca los departamentos de Caldas y Risaralda, exceptuando
Pereira. En Caldas atiende 27 municipios y 15 corregimientos, y en Risaralda, 13 municipios y 4
corregimientos.
El total de clientes con consumo que factura la empresa es de 392.899, de este total la
participación del sector residencial es del 91%.
La empresa tiene 906 personas de planta y 2200 contratadas y más de 68 años de existencia,
cuenta con personal altamente calificado y con mucha experiencia y conocimiento en aspectos
técnicos (Palacio, Anduquia, 2013, p.6).
Actualmente la Central Hidroeléctrica de Caldas, mantiene un constante proceso de mejora en el
cual se implementan acciones de desarrollo en infraestructura y de mantenimiento continuo sobre
los equipos ya existentes. En el desarrollo de estas tareas se presentan preguntas como, ¿Es más
conveniente mantener que sustituir?, ¿Cuánto influye el costo del mantenimiento en el retorno de
la inversión de un proyecto?, ¿Cuál es el costo estimado del mantenimiento en las diversas
configuración de redes de distribución? Las anteriores interrogantes, aún no han sido
consideradas de forma muy profunda en la compañía y se han manejado a través de la experiencia
de los encargados en las mencionadas actividades, labores que son adecuadas, pero que requieren
la presentación de un esquema más pertinente.
En esencia la empresa realiza análisis financieros sobre la viabilidad de nuevos proyectos, en
donde incorpora parámetros como el costo de la realización del proyecto, recuperación de costos
por pérdidas, indisponibilidad y calidad, proyección de los beneficios por cargos por uso de la red,
entre otros; pero hay una variable de gran importancia que no está siendo actualmente tomada en
cuenta y es la respectiva al costo por administración, operación y mantenimiento (AOM) de los
activos del proyecto a lo largo de su vida útil, indicador que puede ser crucial en la evaluación
financiera de viabilidad.
Lo respectivo a los esfuerzos de la empresa en el campo del mantenimiento, puede decirse, que
son continuos y se dividen en tareas reactivas, predictivas y preventivas; más aún, a pesar de que
se tiene conciencia de la importancia del cuidado de las redes, no se manejan análisis de la eficacia
de los mismos sobre los diversos circuitos, ni se hacen estudios en los respectivo a la aplicación de
mejores prácticas que reduzcan los costos, quizás, al eliminar o hacer mínimo el mantenimiento.
Finalmente se concluye la necesidad de la empresa por realizar una aproximación a la gestión de
activos, al aplicar técnicas que permitan conocer la influencia de la variable mantenimiento en la
rentabilidad de la compañía, específicamente en actividades como la incorporación de dicha
variable en los estudios financieros de viabilidad de proyectos de inversión y en el análisis del
costo óptimo para la prestación de un servicio eficiente.
2. MARCO TEÓRICO
2.1. Clasificación de las actividades eléctricas
Dentro del mercado de la energía eléctrica existen diferentes actividades que se pueden clasificar
de acuerdo a su naturaleza técnica y económica, cada una de las cuales está regulada de manera
específica y donde participan diferentes actores, como se muestra en la siguiente tabla:
ACTIVIDAD FUNCIONES
Generación Generación en régimen ordinario y especial, servicios complementarios (regulación de voltaje y frecuencia).
Transmisión Transportar energía a alta tensión.
Distribución Transporte y distribución a media y baja tensión
Comercialización Comercialización en mercado mayorista, mercado minorista, servicios complementarios (facturación, medición, liquidaciones).
Tabla 1: Actividades del sector eléctrico (Fuentes, 2010, p.11)
2.2. Redes de distribución
Considerando a la energía eléctrica como un bien económico, las redes de transmisión y
distribución son el medio a través del cual esta energía se transporta y entrega al usuario final o
consumidor. Para ello, la red debe tener de una robustez tal que permita al usuario disponer
continuamente de potencia eléctrica, manteniendo estables los niveles de voltaje eficaz y la
frecuencia, gracias al conjunto de equipos que la componen (transformadores, seccionadores,
interruptores, conductores). En una red de distribución la dirección de los flujos de potencia suele
ser radial.
Una topología radial simplifica la operación técnica, especialmente en casos de localización de
fallas, ya que se pueden aislar (desconectar) secciones de la red con sólo abrir un interruptor. Esto
también es útil durante trabajos de mantenimiento, pues permite saber la dirección del flujo de
potencia y esa información sirve a los operarios para manipular los conductores con seguridad.
Por lo general el crecimiento de las redes de distribución ocurre de forma orgánica, siguiendo el
desarrollo urbanístico, salvo excepciones consistentes en nuevos proyectos urbanos donde
pueden ser planificadas. Es por ello que, en la mayoría de los casos, los puntos de consumo no se
abastecen de la manera más eficiente usando las mínimas distancias posibles para conectarlos a la
fuente de energía (Fuentes, 2010, p.12).
2.3. Objetivo y evolución del mantenimiento
El objetivo esencial de las empresas consiste en sacar el mayor beneficio económico de sus activos
a la vez que maximizan el desempeño de los mismos, logrando un grado de confiabilidad alto con
el cual puedan ser competitivos en el mercado eléctrico regulado, en el cual se deben desempeñar
los distintos negocios del sector de la energía en Colombia y a la vez prestar un servicio óptimo a
los clientes, además de acatar las exigencias del ente regulador para evitar sanciones que afecten
el desempeño de sus funciones.
Para esto algunas de las empresas se han concentrado en identificar las mejores estrategias para
el mantenimiento de los equipos, el cual ha evolucionado a lo largo de la historia desde un tipo
correctivo con el objetivo de reparar cuando se averíe, luego pasa se desarrolla el de tipo
preventivo el cual tiene como objetivo lograr una mayor disponibilidad mediante un la realización
de un mantenimiento planificado y finalmente a una modalidad basada en el análisis de
tendencias buscando una mayor confiabilidad de los equipos, seguridad, mayor vida útil (González-
Quijano, 2004 citado por Martínez, 2014, p.40).
2.4. Modelos de probabilidad y confiabilidad.
La medida de la confiabilidad de un equipo es la frecuencia con la cual ocurren las fallas en el
tiempo (ESReDa, 1998, citado por mora, 2009, p.95). Si no hay fallas, el equipo es 100% confiable; si la
frecuencia de fallas es muy baja, la confiabilidad del equipo es aun aceptable, pero si es muy alta,
el equipo es poco confiable. Un equipo con un muy buen diseño, con excelente montaje, con
adecuadas pruebas de trabajo en campo y con un apropiado mantenimiento nunca debe fallar (en
teoría); sin embargo, la experiencia demuestra que incluso los equipos con mejores diseños,
montajes y mantenimientos fallan alguna vez (Bazovsky, 2004, citado por mora, 2009, p.95).
La distribución de probabilidad se considera como el principal parámetro con el fin de evaluar la
confiabilidad de los equipos y componentes, está determinada por el tiempo para fallar
considerando aspectos como condiciones de operación, fabricantes, condiciones ambientales,
entre otras. El tiempo para fallar se obtiene a partir de datos históricos o de pruebas periódicas a
los equipos, con esta información se calcula una probabilidad de que el equipo falle en un tiempo
t, denominada función de distribución de falla (Martínez, 2014).
Función de densidad de probabilidad:
( ) ( ) Entendiéndose como la probabilidad de que el experimento en análisis tome un valor x.
La función de distribución de probabilidad representa el desarrollo de una función matemática
que asigna una probabilidad a cada evento de un experimento (Canavos, 1992, p.53), a través de
esta se conoce el comportamiento en el tiempo de la probabilidad puntual de ocurrencia de cada
uno de estos eventos; a razón de que se está analizando la función de distribución de las fallas, se
concluye que se está realizando una análisis de la probabilidad de que el sistema sufra una falla a
lo largo del tiempo de funcionamiento, este análisis se conocer como la función de distribución
respectiva a la NO-CONFIABILIDAD del sistema, que representa la inversa de la función de
confiabilidad.
Figura 1: Curva de confiabilidad y de probabilidad de falla para una distribución WEIBULL (Mora, 2009, p.102)
Las funciones de distribución para variables continuas se conocen como función de densidad de
probabilidad.
Sin embargo, hacer referencia a la distribución de probabilidad no solo implica la existencia de una
función de probabilidad, sino también la existencia de una función de distribución acumulada
(F(x)), definida como la probabilidad de que se presente un valor para un evento, menor o igual al
que se está analizando; en el estudio que se está implementando, esta función me representa la
probabilidad de que el sistema pueda fallar en un intervalo de tiempo dado y no en un punto
exacto como me expresaría la función de densidad de probabilidad.
Para funciones de distribución de probabilidad de variables continuas la F(x) se obtiene a partir de:
( ) ∫ ( )
Figura 2: Distribución acumulativa, ilustrada como un área bajo la curva de densidad (Canavos, 2009, p.60)
Al ser mayor el interés por conocer la confiabilidad del sistema en un periodo y no sobre un punto
específico de tiempo, se calcula la confiabilidad acumulada que se obtiene a través del inverso de
la función acumulada de probabilidad.
( ) ( )
( ) ∫ ( )
El comportamiento de una gran variedad de fenómenos ya ha sido tratado a través de un grupo de
distribución que han demostrado ser modelos útiles para diversos problemas prácticos (Canavos,
1992, p.88), entre estas tenemos: la distribución Weibull, la distribución normal, la distribución
exponencial, la distribución poisson, entre otras.
2.5. Distribución Weibull
La distribución que ha demostrado mayor eficacia para el tratamiento de tareas de análisis en el
modelamiento de la duración (o el tiempo hasta la falla) de los componentes de un sistema.
(Robledo, 2000, p.18)
La distribución de Weibull posee en su forma general tres parámetros, lo que le da una gran
flexibilidad y cuya selección y ajuste adecuado permiten obtener mejores ajustes, que con otras
distribuciones (Rojas, citado por Mora, 2007, p.134). Estos parámetros son:
Gamma - parámetro de posición (γ): El más difícil de estimar y por este motivo se asume con
demasiada frecuencia que vale cero. Indica el lapso en el cual la probabilidad de falla es nula
(Forcadas, 1983).
Eta - parámetro de escala o característica de vida útil (η): Su valor es determinante para fijar la
vida útil del producto o del sistema. Cuanto más alto, las maquinas pueden ser más robustas o de
trabajos de mayor duración.
Beta - parámetro de forma (β): Refleja la dispersión de los datos y determina la forma que toma la
distribución.
La funcion de desisdad de probabilidad de weibull de dos parametros es:
( )
(
)
( ⁄ )
Donde:
f(t): Función de densidad de probabilidad de Weibull, en función del tiempo.
β: Parámetro de forma de la distribución Weibull.
η: Parámetro de escala de la distribución Weibull.
Figura 3: Formas que puede tomas la distribución dependiendo del parámetro β (Robledo2000, p.18)
Una vez definida la función Weibull como función de distribución de los datos de falla, el siguiente
paso es definir los parámetros de dicha distribución, hasta que los parámetros no sean definidos la
función de distribución no quedará completamente especificada (Robledo, 2000, p.19).
2.6. Método de máxima verosimilitud
La idea básica de este método es obtener el valor más probable de los parámetros para una
distribución dada, a través de la maximización de la función de máxima verosimilitud (L) o la de su
logaritmo natural (Λ) aplicada a la función de densidad cuyos parámetros se van a estimar (Mora,
2009, p.195).
Para la estimación del parámetro que maximiza la probabilidad de ocurrencia de un evento ya
establecido experimentalmente, se utiliza el criterio de la segunda derivada para encontrar el
punto en el cual al igualar la primera derivada a cero se obtenga efectivamente el máximo valor de
la función de verosimilitud.
El desarrollo del método para la función de distribución Weibull, presenta que la estimación de los
parámetros que mejor se ajustan al modelo, se realiza a partir de:
∑ ( )
( )
∑ ( )
∑ ( )
∑[
(
( ) )]
Donde:
ti = Tiempo de falla del sistema.
r = Número de muestras.
n = Totalidad de fallas del sistema.
ts =Tiempo de terminación del muestreo
Aparte de la distribución de probabilidad de la función Weibull, se emplearan otro tipo de
distribuciones como alternativas adecuadas para la obtención de los parámetros de CMD,
siguiendo la metodología del modelo Kantiano, se tienen como distribuciones a considerar las
siguientes:
Distribución Log-normal
Distribución normal
Distribución exponencial
Distribución gamma
2.7. Valor esperado
El valor esperado es uno de los conceptos más importantes que se manejan en el trascurso del
trabajo, a partir de este es posible conocer el tiempo que mayores probabilidades tiene de
transcurrir antes de que se presente una avería. Además de esto sirve para identificar, en
cualquier registro histórico de datos, el valor que mayores probabilidades tiene de presentarse.
El valor esperado puede definirse a partir de la función de confiabilidad como:
( ) ∫ ( )
Donde:
( ) Valor esperado de la distribución
( ) Función de confiabilidad
Para cada una de las distribuciones se presentan diversas formas de expresarse el valor esperado
según sea la fórmula de la función de confiabilidad; para el caso de la distribución Weibull el valor
esperado puede expresarse como:
( ) (
)
2.8. Visualización de comportamiento del sistema a través del Diagrama de
estados
Luego de establecer las herramientas para el tratamiento de los datos a través de métodos
probabilísticos, se definen algunas de las características principales que son de interés conocer en
el desarrollo de la estimación de los costos en las acciones de mantenimiento.
En principio se especifican los tiempos que pueden encontrarse dentro de un periodo en el
comportamiento de un sistema, se tiene entonces:
Figura 4: Estados del sistema en análisis. (Mora, 2007, p.102)
2.9. Normatividad
Originalmente, las resoluciones 070 de 1998, 025, 034 y 089 de 1999 de la CREG establecían todo
lo pertinente sobre la prestación del servicio de energía eléctrica, instaurando las definiciones de
todo el sistema, la forma como se conforma el sistema, quienes componen e intervienen en el
sistema de distribución y la manera como se protege al usuario de posibles perjuicios causados por
las empresas que intervienen en el sistema (Robledo, 2000, p.2).
A partir de lo anterior, en principio se aplicaban los indicadores para la medición dela calidad del
servicio, respectivos a la duración de las interrupciones y su frecuencia; conocidos como DES y FES.
Indicador de Duración Equivalente de las Interrupciones del Servicio (DES):
∑ ( )
Donde:
FES: Sumatoria del número de veces que el servicio es interrumpido en un Circuito, durante
los últimos doce (12) meses
DES: Sumatoria del Tiempo en horas de las interrupciones del servicio en un circuito, durante
los últimos doce (12) meses.
t(i): Tiempo en horas de la interrupción i-ésima.
NTI: Número Total de Interrupciones que ocurrieron en el circuito durante los últimos doce
(12) meses.
Actualmente se implementa una nueva metodología que se diferencia en gran medida a la
mencionada. Uno de los principales cambios desarrollados se basa en la forma de calcular los
indicadores de calidad del servicio y los referentes con los cuales se compara la mejora o deterioro
de la calidad brindada por la compañía a través del tiempo.
Es preciso mencionar, que a partir de la eficiencia en la prestación del servicio el ente regulador
establece la metodología para el cobro del cargo por uso que es el valor que el usuario final debe
pagar por el uso del servicio concerniente a la distribución de energía eléctrica.
2.9.1. Calidad del Servicio en el sistema de distribución local (SDL).
La calidad del servicio de los sistemas de distribución local, SDL, se evaluará trimestralmente en
términos de la Calidad Media brindada por el operador de red (OR) a sus usuarios conectados al
Nivel de Tensión 1 y, en forma agregada, a sus usuarios conectados a los Niveles de Tensión 2 y 3,
comparada con una Calidad Media de Referencia (CREG 097, 2008, p.103).
El OR será objeto de aplicación de un Esquema de Incentivos el cual, de manera respectiva, le hará
disminuir su Cargo por Uso del correspondiente Nivel de Tensión, o le permitirá aumentarlo
durante el trimestre inmediatamente siguiente a la evaluación (CREG 097, 2008, p.103).
El esquema de incentivos se complementará con un esquema de compensaciones a los usuarios
“peor servidos” el cual busca disminuir la dispersión de la calidad prestada por el OR en torno a la
calidad media, garantizando así un nivel mínimo de calidad a los usuarios (CREG 097, 2008, p.103).
La evaluación de la calidad entonces se realiza a través de un nuevo grupo de parámetros
definidos por la resolución CREG 097 de 2008, índices como el ITAD e IRAD utilizados para medir
el desempeño de la calidad del servicio de energía eléctrica (Palacio et al, 2013, p.78)
ITAD: Índice medio de la calidad del servicio prestado en un trimestre, calculado a partir del
registro de las interrupciones del sistema eléctrico.
IRAD: Índice de referencia trimestral para cada OR (Promedio de eventos ocurridos en los años
2006 y 2007)
Los índices a fin de producir beneficios deben estar por encima del IRAD de referencia por evento
del 2006 y 2007).
La evaluación de estos índices de calidad se realiza de acuerdo a la clasificificacion de grupos de
calidad los cuales se definen según la CREG 097 como:
GRUPO 1: Circuitos, tramos o transformadores ubicados en Cabeceras municipales con una
población superior o igual a 100.000 habitantes según último dato certificado por el DANE.
GRUPO 2: Circuitos, tramos o transformadores ubicados en Cabeceras municipales con una
población menor a 100.000 habitantes y superior o igual a 50.000 habitantes según último dato
certificado por el DANE.
GRUPO 3: Circuitos, tramos o transformadores ubicados en Cabeceras municipales con una
población inferior a 50.000 habitantes según último dato certificado por el DANE.
GRUPO 4: Circuitos, tramos o transformadores ubicados en Suelo que no corresponde al área
urbana del respectivo municipio o distrito.
2.9.2. Incentivos, Compensaciones Y Demanda No Atendida.
Los INCENTIVOS (ΔDt), hace referencia a mayores o menores ingresos para el Operador de Red
por presentar mejora o disminución en la calidad del servicio, respectivamente.
( )
Donde:
ITAD: Índice medio de la calidad del servicio prestado, calculado a partir del registro de las
interrupciones del sistema eléctrico
IRAD: Índice de referencia para cada OR (Eventos ocurridos en el año 2006 y 2007)
CRO: Costo de Racionamiento
Incentivo (Δdt) Por Nivel De Tensión n
( )
El incentivo negativo significa desmejora en la calidad del servicio respecto a la referencia y la
desmejora se refleja en menores ingresos para el Operador de Red (CHEC) a través de la tarifa, por
consiguiente las compensaciones (Vc) a los usuarios se hacen cero (Osorio, 2014, p.87).
Aun si el operador de red (OR) haya obtenido incentivos positivos, hubo usuarios que
percibieron mal servicio, por consiguiente, el OR debe compensar al Usuario Peor Servido.
Las compensaciones son la reducción en la tarifa al usuario por el no cumplimiento de los
indicadores de calidad del servicio.
Mantenimientos preventivos, reactivos y fallas en los sistemas de distribución ocasionan
interrupciones del servicio que generan pagos por compensaciones a los usuarios peor servidos.
Las compensaciones son un costo y se reflejan en disminución en la factura de los usuarios (Osorio,
2014, p.87).
Las compensaciones (Vc) a los usuarios peor servidos se dan cuando el incentivo (ΔDt) sea positivo
o cuando el incentivo (ΔDt) se haga cero. En el momento que los incentivos son Negativos no se
pagan compensaciones a los usuarios peor servidos (Osorio, 2014, p.87).
El cálculo de la compensación se emplea la siguiente fórmula:
( )
Donde:
VC: valor compensación ($)
ITT = DTT/NH
DTT = Horas de indisponibilidad en el trimestre
ITAD = Se calcula Índice mensual, promediando los ITAD trimestrales. Índice medio de la calidad del
servicio prestado, calculado a partir del registro de las interrupciones del sistema eléctrico
IPS = ITT/ITAD / Se calcula con promedios mensuales
Variables IRGP y CM se promedian a mes / basados en Histórico del año 2011
NH = Número Horas Mes 744 hrs
Para una apreciación más adecuada del procedimiento de cálculo de los valores que debe compensar y de los
incentivos que recibe el operador de red; revisar la resolución CREG 097 de 2008.
3. Metodología
3.1. Consideraciones iniciales.
El sistema de distribución local constantemente se ve expuesto a diferentes factores que
ocasionan la degradación de los diversos componentes, mecánicos y eléctricos, que conforman la
red.
• Condiciones climáticas
• Objetos sobre la red (Animales)
• Acciones de terceros (Hurto)
• Catástrofes naturales
• Vegetación
• Envejecimiento de los equipos
A razón de esto, el sistema de distribución constantemente presenta eventos que generan cortes
en la prestación del servicio a los usuarios, lo cual se traducen en pérdidas monetarias y reducción
de los índices de calidad.
Las diversas tareas que se realizan sobre el sistema de distribución de energía eléctrica, y cuya
esencia es mantener índices de calidad adecuados; pueden considerarse en la definición de
acciones de renovación, entendiéndose estas como:
“Toda intervenciones externa realizada sobre un sistema, con el objetivo de restaurar el estado de
operación de este y/o cambiar su nivel de deterioro” (Georgescu, Bucur, Dulau, y Sarchiz 2011, p.86).
El concepto de acciones de renovación es sinónimo al de mantenimiento, es de utilidad tomar una
definición paralela ya que en ocasiones el concepto de mantenimiento es concebido únicamente
como tareas enfocadas a regenerar los equipos; aunque realmente este involucra todo un proceso
de mayor complejidad con la meta de lograr que el sistema presente un funcionamiento
adecuado, al tiempo que se trata de maximizar los recursos para lograr este resultado.
Tras realizar dicha aclaración, se seguirá empleando el término mantenimiento para referirse a
cualquiera de las tareas que se realizan sobre el sistema con el objetivo de restaurar el estado de
operación de este o de mejorar su confiabilidad.
Se puede concluir entonces:
Mantenimiento no es reparar, Mantenimiento es gerencia recursos y planificar actividades sobre
la base de estudios estadísticos.
Mantenimiento es la aplicación de estrategias de gestión de activos que se han desarrollado en la
última década y en actualización constante.
Mantenimiento es el manejo de variables técnicas de gran complejidad. La ingeniería de
mantenimiento se moderniza constantemente y requiere de un soporte de alta calidad.
El mantenimiento es el conjunto de actividades y procesos estratégicos realizados para conservar
y/o restablecer infraestructuras, sistemas, equipos y dispositivos (ISED), a una condición que les
permita cumplir con las funciones requeridas dentro de un marco económico óptimo y de
acuerdo a las normas técnicas y procedimientos de seguridad establecidos (Palacio et al,
2013, p.6).
I Infraestructuras,
S Sistemas,
E Equipos y
D Dispositivos (ISED)
Partiendo de las definiciones anteriores pueden considerarse dos tipos principales de tareas sobre
las redes de distribución:
TAREAS DE REPARACIÓN (MANTENIMIENTOS CORRECTIVOS O REACTIVOS): Acciones
encaminadas a reparar eventos ocurridos por fallas en el sistema y regresar este a su estado de
funcionamiento.
MANTENIMIENTO CORRECTIVO (RM):
Es el mantenimiento que se ejecuta después de la aparición de un fallo para restablecer
un ISED (infraestructuras, sistemas, equipos y dispositivos), a una condición en la cual
pueda cumplir la función para la cual es requerido.
Se entiende por fallo la causa o suceso que conduce a la terminación de la capacidad de un
equipo para realizar su función en condiciones adecuadas o para dejar de realizarla en su
totalidad.
TAREAS PROACTIVAS (MANTENIMIENTOS PREVENTIVOS Y PREDICTIVOS): Acciones cuyo
propósito es el de renovar el sistema por medio de reducir el nivel de desgaste de este. Son
acciones que se realizan antes de que el sistema llegue a fallar.
MANTENIMIENTO PREVENTIVO (PM):
Es el mantenimiento que se ejecuta a intervalos predeterminados y/o de acuerdo a
criterios pre- escritos, utilizando todos los medios disponibles, para determinar frecuencia
de aparición de fallos, vida útil, etc.
Busca reducir la probabilidad del fallo o la degradación del componente o equipo.
El objeto del Mantenimiento Preventivo es:
Reducir Predecir y/o prevenir fallos O detectarlas en su fase incipiente evitando así la
degradación o deterioro del ISED y sus consecuencias negativas para el proceso
productivo.
El objetivo de este mantenimiento son cero fallos y la extensión de la vida útil.
MANTENIMIENTO PREDICTIVO (PdM):
Es el mantenimiento basado en análisis técnicos (Análisis de aceite, Vibración, Ultrasonido,
Termografía, pruebas no destructivas) y en la condición del equipo, antes de ocurrir una
falla, sin detener el funcionamiento del mismo, para determinar la expectativa de vida de
los componentes y remplazarlos en tiempo óptimo.
El objetivo es la predicción de la vida residual, la detección de fallos y la predicción de
fallos en cadena, según los sistemas se puede lograr con análisis de componentes,
vibraciones, termografía, análisis de corriente y voltaje (Palacio et al, 2013, p.6).
3.2. Eventos sobre el sistema de distribución eléctrica.
Un evento sobre la red de distribución se supone como todo acontecimiento que implique un
corte en la prestación del servicio (interrupciones); es de anotar que se está considerando que
todas las tareas de mantenimiento que se realizan por causa de una falla, ósea, las tareas de
reparación, implican necesariamente que se presente un evento sobre la red de distribución. En
contraste, no todas las tareas proactivas implican la existencia de un evento sobre la red, un
porcentaje de estas puede ejecutarse sin la necesidad de generar cortes en el servicio.
Según la resolución 097 de 2008 presentada por la comisión de regulación de energía y gas (CREG),
los eventos que se presentan sobre las redes de distribución de energía eléctrica, pueden
clasificarse en:
Programados: Son los eventos que implican un conocimiento de la tarea que se va a realizar.
No programados: Son los eventos que ocurren de forma independiente, por fallas imprevistas en
la red.
Excluibles: Son acontecimientos de causa mayor, fuera del control que pueda establecer la
empresa prestadora del servicio.
El número de acontecimientos No-programados que se presentan sobre la red, pueden ser
controlados a través de las tareas proactivas de mantenimiento, siendo estas tareas acciones que
se realizan con el fin de mejorar la condición de los equipos y aumentar el tiempo de
funcionamiento de los mismos; por medio de dichas acciones se logra incrementar la confiabilidad
del sistema y controlar la cantidad de eventos No-programados sobre la red, junto a los costos que
estos involucran.
3.2.1. CLASIFICACIÓN EVENTOS NO-PROGRAMADOS.
Los eventos no programados pueden dividirse en eventos causados por factores externos a la red
como son las descargas atmosféricas, vegetación, acciones de terceros, objetos sobre la red, etc.
Por otro lado, pueden presentarse eventos específicos al deterioro del sistema por perdidas de
funcionalidades propias a los equipos, y no por razones exógenas a ellos.
Adicional a lo mencionado en el párrafo anterior, el entorno en que se desenvuelve el sistema y
sus componentes es otro elemento que influye en gran medida con respecto al número de
eventos no-programados que se obtienen del mismo. Esto se debe a que pueden existir entornos
en los cuales los equipos se ven expuestos a mayor número de factores externos, como por
ejemplo, un área con mayor densidad de descargas a tierra o con extensa vegetación; lo cual
implica una cantidad de eventos no programados mayor, tanto a razón de los factores externos
como por el incremento en el deterioro que estos factores causan sobre los equipos.
Se concluye entonces que el entorno en el cual operen los equipos del sistema de distribución,
influye en la velocidad de deterioro de este. También se hace claridad sobre que los eventos
externos a la red presentan un comportamiento aleatorio, mientras que la tendencia de deterioro
del sistema y los eventos que implica, posee un comportamiento que es posible de describir y
predecir.
Finalmente se tiene que:
Eventos no programados
originados por factores externos
- Influyen en el deterioro del sistema
- Independientes del deterioro del sistema
- Pueden ser considerados como una constante que depende del entorno de
operación.
originados por el deterioro de la sistema.
- Es posible estimar su comportamiento en el tiempo
- Varían de acuerdo al entorno en que se desenvuelve el sistema
3.2.2. CLASIFICACIÓN DE EVENTOS PROGRAMADOS.
La realización de tareas proactivas sobre el sistema implican una diversidad de acciones orientadas
a evitar la ocurrencia de fallas en los equipos; estas como ya se mencionó, pueden o no presentar
eventos sobre la red de distribución. Algunas de las tareas más representativas son:
Inspecciones periódicas: Se realizan en intervalos de tiempo definidos. A través de ellas se trata de
conocer que elementos se encuentran en mal estado y el nivel de deterioro que estos presentan.
Gracias a ellas es posible realizar acciones que permiten obtener grados de confiabilidad más
adecuados en el sistema.
Inspecciones a usuarios: Con objeto de bridar calidad en el servicio tanto en el aspecto de
continuidad como en el de atención, las compañías del sector eléctrico buscan ofrecer a sus
clientes medios para que estos puedan dar solución a situaciones que lo afecten.
Termografías: Son las tareas más representativa de los mantenimientos predictivos en los sistemas
de distribución de energía eléctrica. Identifican posibles anomalías que no es posible descubrir a
través de inspecciones simples del equipo, y de igual modo permiten solucionar un desperfecto
que de no ser atacado rápidamente podría generar un avería mayor, con las implicaciones que
esta representa tanto para los indicadores de calidad como para la imagen de la empresa.
Renovación y ajuste de los equipos del sistema: Esta actividad es en la cual se ven reflejadas las
acciones termográficas y de inspección, con ellas se realiza el cambio de los elementos que están a
punto de fallar o se realiza una calibración de estos. Estas tareas implican en ocasiones la
necesidad de un corte en el servicio, aunque pueden ser minimizadas a través de trabajos con las
líneas aun energizadas, con grupos capacitados para esta labor.
3.3. Diagrama de estados de un sistema
Un aparato, una maquina o un dispositivo se pueden encontrar en uno de los dos posibles estados
(mutuamente excluyentes): funciona o está en falla. Durante la vida útil el elemento se alterna
entre SoFa y SoFu. Los estados del equipo se denominan perfil de funcionalidad (Knezevic, citado
por Mora, 2007, p.78).
Figura 5: Diagrama de estados. (Mora, 2007, p.78)
Adicional a esto las tareas proactivas también pueden generar estados de no funcionamiento en
los sistemas o equipos, un ejemplo del comportamiento que pude presentarse con la influencia de
los eventos por fallas y por acciones de mantenimiento planeado es:
Figura 6: Influencia de fallas y mantenimientos. (Mora, 2007, p.88)
3.4. Orientación del trabajo
El presente trabajo toma en consideración el tipo constructivo más representativo de los sistemas
de distribución, junto a dos de los entornos más típicos en los cuales se desenvuelve; se pretende
entonces, realizar un acercamiento a los costos que implican las tareas de renovación de los
sistemas de distribución aéreos, generalizando en las tipologías urbanas y rurales.
El análisis se desarrolla de la evaluación de las diversas tareas de mantenimiento que se realizan
sobre 5 circuitos de distribución aéreos en zonas urbanas, y 5 circuitos de distribución aéreos de
zonas rurales del sistema de distribución eléctrico de la Central Hidroeléctrica de Caldas (CHEC).
Este procedimiento está encaminado a conocer las diferencias existentes entre los costos de las
tareas de mantenimiento en estos dos entornos, y estimar un valor promedio que describa el
comportamiento de esta variable a lo largo de la vida útil de estos sistemas.
Se analizan las principales acciones de mantenimiento a partir de la clasificación del motivo que
implica su realización:
Reparación de falla.
- Eventos por desgaste del sistema.
- Eventos externos al sistema.
Tareas proactivas sobre el sistema (PM y PdM).
- Inspecciones
- Termografías
- Acciones de renovación y ajuste
La evaluación de cada una de estas tareas se desarrolla a través de la metodología conocida como
mantenimiento centrado en confiabilidad (RCM), la cual implica hacer una apreciación de la
tendencia de cada una de estas labores en el tiempo, a partir de conocer el estado actual del
sistema.
Se desarrolla la estimación de una serie de parámetros a través del comportamiento histórico de
los diferentes circuitos en análisis. El procedimiento empleado para la evaluación de la tendencia
de cada una de las acciones que se realizan sobre el sistema, depende de la clasificación que se
halla dado a estas.
La principal herramienta empleada en el transcurso del trabajo y partir de la cual se basa el análisis
de los costos de las acciones de mantenimiento, son las distribuciones de probabilidad, ya que es a
través de estas que se observa el comportamiento que está presentando el sistema y que
desarrollará a futuro.
La evaluación de los costos totales que implican cada una de estas tareas, se desarrolla en
periodos de un año. La idea base, es calcular un valor promedio del costo que implica una sola
tarea de mantenimiento, y multiplicar este resultado por el total de acciones que se realizan por
año sobre el circuito de distribución a lo largo de su vida útil. Se espera obtener un
comportamiento de crecimiento gradual en el número de mantenimientos a medida que
transcurren los años y el sistema se vaya deteriorando.
La consideración inicial respecto al costo que puede implicar una sola acción de mantenimiento,
debe tener en cuenta que la realización de dicha acción implica tanto unos costos directos como
unos costos indirectos; los costos directos se pueden tomar como los costos de los recursos que es
necesario emplear para dar cumplimiento a dicha tarea. En contraste los costos indirectos son los
que se originan como consecuencia de la misma.
Los diferentes costos que implica una tarea, tanto los directos como los indirectos, pueden
desglosarse en una amplia diversidad de ítems; para la realización del trabajo se efectúa un
enfoque en los siguientes:
COSTOS DIRECTOS
Mano de obra
Materiales
Costos de transporte
COSTOS INDIRECTOS
Energía no suministrada (ENS)
Compensaciones a los usuarios
A pesar de que los sistemas de distribución se componen de una inmensa cantidad de elementos
diversos, el desarrollo de la metodología contempla un análisis del sistema, en principio,
considerando todos los eventos que se presentan como si correspondiesen al comportamiento
general del sistema y no a cada uno de sus componentes. Con esto se logra conocer la tendencia
general del mismo.
3.5. Medidas de confiabilidad del sistema.
Las medidas o indicadores de confiabilidad, mantenibilidad y disponibilidad son en principio los
parámetros de mayor valor para conocer la manera en que evolucionan los costos de las acciones
de mantenimiento que se realizan sobre la red, puesto que muestra tanto la cantidad de eventos
que ocurren con el transcurso de los años y las implicaciones que dichos eventos representan en la
prestación del servicio.
3.5.1. Confiabilidad.
La confiabilidad implica la probabilidad de que el equipo se encuentre en funcionamiento, la frecuencia con que ocurren las fallas sobre este, implica que nivel de confiabilidad puede llegar a poseer el equipo. Si no hay fallas, el equipo es 100% confiable; si la frecuencia de fallas es muy baja, la confiabilidad del equipo es aun aceptable, pero si es muy alta, el equipo es poco confiable. Un equipo con un muy buen diseño, con excelente montaje, con adecuadas pruebas de trabajo en campo y con un apropiado mantenimiento nunca debe fallar (en teoría); sin embargo, la experiencia demuestra que incluso los equipos con mejores diseños, montajes y mantenimientos fallan alguna vez (Bazovsky, citado por Mora, 2007, p.97).
3.5.2. Mantenibilidad.
Se denomina mantenibilidad a la probabilidad de que un elemento, maquina o dispositivo, puedan regresar nuevamente a su estado de funcionamiento normal después de una avería, falla o interrupción productiva (funcional o de servicio), mediante una reparación que implica realizar unas tareas de mantenimiento, para eliminar las causas inmediatas que generan la interrupción (Mora, 2007, p.104).
3.5.3. Disponibilidad.
Como disponibilidad se define la probabilidad de que el equipo funcione satisfactoriamente en el momento en que sea requerido después del comienzo de su operación, cuando se usa bajo condiciones estables, donde el tiempo total considerado incluye el tiempo de operación, el tiempo activo de reparación, el tiempo inactivo, el tiempo en mantenimiento preventivo, el tiempo administrativo, el tiempo de funcionamiento sin producir y el tiempo logístico (Ramakumar, 1996; Blanchard, 1995; Nachlas, 1995; Smith, 1983; Leemis, 1995; Kececioglu, 1995; Diaz, 1992; Knezevic, 1996; Ebeling, 2005; Kelly, y otros, 1998; Kapur, y otros, 1977; Rey, 1996; Halpern, 1978; Navarro y otros, 1997 y Modarres, 1993, citados por Mora, 2007, p.80).
3.6. Evaluación del Desgaste del sistema.
Para el análisis de la influencia que poseen los eventos originados a razón del deterioro del
sistema sobre los costos totales de mantenimiento de la red, se implementa la distribución de
probabilidad de Weibull, la cual ha demostrado gran eficiencia para modelar la tendencia del
deterioro positivo de los equipos. A través de dicha distribución de probabilidad, se pretende
encontrar las medidas de confiabilidad, mantenibilidad y disponibilidad con las cuales obtener una
aproximación adecuada del comportamiento que presenta el deterioro a través del tiempo, y los
efectos que este causa sobre la red.
La apreciación de las medidas se realizará a través de la implementación de la metodología
descrita por el modelo universal e integral para la medición de CMD (confiabilidad, mantenibilidad
y disponibilidad), efectuado como parte del enfoque sistémico kantiano, desarrollado por el
ingeniero Luis Alberto Mora en su libro “Mantenimiento estratégico empresarial“.
Figura 7: Sistema universal de medición parte1 (Mora, 2007, p.81)
Figura 8: Sistema universal de medición parte2 (Mora, 2009, p.82)
Como se describe en la metodología, la principal herramienta que se implementa para conocer los
parámetros CMD, es la distribución Weibull; si esta no presenta un ajuste adecuado al
comportamiento real que describe el sistema, acción que se revisa a través de las pruebas de
bondad de ajuste, entonces por medio de la metodología se implementa una nueva distribución
que pueda ajustarse de mejor manera a los datos.
El desarrollo que se busca a través de la metodología expuesta es, simplificando: conocer la
cantidad de fallas que está presentando el sistema a partir del comportamiento actual, con lo cual
se hace un acercamiento al indicador inverso de la confiabilidad, ósea, se trata de encontrar la NO-
confiabilidad del sistema, en resumen, la probabilidad de que se el sistema falle, con el
comportamiento que está describiendo en el momento.
( )
( ) ( )
Este indicador puede ser evaluado a partir de conocer el tiempo medio entre fallas o MTBF, el cual
me dice en promedio cual es el tiempo que transcurre entre la aparición de una avería y la
ocurrencia de la siguiente. A través de esta medida puede conocerse la cantidad de eventos que se
presentan en un periodo de tiempo determinado, al dividir el periodo total entre el MTBF.
Finalmente las unidades que se correspondientes al MTBF, son claramente unidades de tiempo y
depende de la manera en que se expresen los tiempos de registros de fallas, en los datos
históricos del sistema.
Donde:
Ni: Representa el número de eventos que ocurren sobre el sistema a causa de fallas por deterioro.
PER: Periodo de análisis en que se evalúa la confiabilidad del sistema.
MTBF: Tiempo medio entre fallas.
Por otro lado, a través también de la distribución de Weibull, se quiere conocer el
comportamiento de los tiempos de realización de las reparaciones concernientes a las tareas que
se producen por desgaste del sistema de distribución. En este caso se busca encontrar la
mantenibilidad que posee el sistema, en palabras más sencillas, se quiere conocer, en promedio,
que tan rápido es posible recuperar el estado de funcionamiento del sistema.
( )
De forma similar al indicador de confiabilidad, la mantenibilidad puede ser representada a través
de una medida que presenta el tiempo promedio que demora la reparación o MTTR, por sus siglas
en ingles. La unidad que presenta esta medida se desarrolla de acuerdo a las unidades que
manejan los tiempos de reparación que presenten los datos históricos del sistema.
Finalmente se realiza la apreciación de la disponibilidad que presenta el sistema, siendo este
indicador un valor porcentual que representa el tiempo en el cual el sistema está operando
realmente, en el tiempo total en que podría hacerlo. La relación de la disponibilidad se logra a
partir de los indicares anteriores, ya que a través de estos es posible conocer el impacto que
poseen el número de eventos que se presentan en el sistema y del tiempo que implica su solución,
en el funcionamiento general del sistema durante un periodo de tiempo definido. El impacto que
se traduce en tiempo fuera de servicio, es conocido como la indisponibilidad del sistema, siendo
esta el indicador contrario al de disponibilidad.
( )
( )
Tomando en consideración que se está desarrollando el análisis del comportamiento que
presentan los diversos eventos ocurridos a razón del deterioro del sistema, es necesario hacer una
segmentación de los datos que se trabajan, para únicamente evaluar la tendencia de los eventos
que si se deben a la degradación del sistema y no a otras razones.
En primer lugar se realiza una separación de eventos que se presentan a razón de fallas y no por
acciones de mantenimiento planeado, tras esta consideración el análisis del comportamiento del
sistema puede quedar segmentado en dos procedimientos paralelos de los eventos por falla y los
eventos por acciones planeadas. Un ejemplo de la forma en que se desarrollaría el análisis se
presenta a través del diagrama de estados del sistema:
Se procede a elaborar dos gráficos, uno para los cálculos con acciones de mantenimiento no
planeado (correctivos y/o modificativos) y otro independiente con los mantenimientos planeados,
cada uno solo con sus valores planeados o no, donde se mantienen en ambos casos los tiempos de
funcionamiento y los tiempos de interrupciones del sistema (Mora, 2007, p.88).
Figura 9: Comportamiento del sistema con eventos de falla y mantenimiento planeado (Mora, 2009, p.88)
Figura 10: Comportamiento del sistema considerando únicamente eventos de falla (Mora, 2009, p.88)
Figura 11: Comportamiento del sistema considerando únicamente eventos de mantenimiento planeado (Mora, 2009, p.88)
Se toma entonces el comportamiento que se presenta a razón de los eventos que implican tareas
correctivas sobre la red de distribución; adicional a esto se debe tener clara la diferencia entre los
eventos no-programados originados tanto por factores externos, como por los factores
respectivos al deterioro del sistema.
3.6.1. Procesamiento inicial de la información
La evaluación de las interrupciones que se presentan en los sistemas de distribución de la central
hidroeléctrica de caldas (CHEC), se realiza principalmente de los archivos que se obtienen de la
base de datos del sistema de gestión de la operación (SGO); la cual administra la información de
los eventos ocurridos sobre la red. La información es ingresada por el profesional de área de
operación y calidad de CHEC a la base de datos SGO vía telefónica desde el sitio, ya que los
operarios deben informar en tiempo real sobre las aperturas del circuito, eventos sobre la red,
obras que se deben realizar sobre la red y cierre del circuito. La información en la base de datos es
dividida en eventos programados, no programados y eventos excluibles (Soto, 2015, p.27).
La información que puede ser obtenida de la base de datos del SGO incorpora una apreciación
generalizada de la ocurrencia y el efecto del evento, ya que presenta información acerca de las
fechas de inicio y fin del suceso, duración del mismo, el equipo que fue operado para aislar el
incidente, la clasificación del incidente en programada, no programada o excluible y un
comentario que describe de forma global la razón que pudo haber originado dicho evento.
Tabla 2: Campos de la información obtenida a través del SGO
Lo respectivo a la magnitud del incidente, considerándose esta principalmente como la cantidad
de clientes que se vieron afectados se realiza a través de los archivos
”aplanado_201X_semestreX.xlsx”, los cuales presentan información más detallada que muestran
el número de transformadores que se involucrados en el incidente y por medio del formato
EVENTO EQUIPO ELEMENTOFECHA
APERTURAFECHA CIERRE
DURACION
(HORAS)CIRCUITO
3088867 M61409 interruptor 25/06/2010 9:35 25/06/2010 10:55 0,05555556 ENE23L13
3088869 M61421transformad
or25/06/2010 9:35 25/06/2010 10:55 0,05555556 ENE23L13
3088881 M61409 interruptor 25/06/2010 11:15 25/06/2010 11:16 0,00068287 ENE23L13
3088883 M61421transformad
or25/06/2010 11:15 25/06/2010 11:16 0,00068287 ENE23L13
CAUSA SGOCLASIFICA
CION
ODO/BITAC
ORAREPORTE
Linea rotaNo
ProgramadoODO 347844
DAñO OCASIONADO POR PAJARO EN EL TRAFO M61421, SE CAMBIA
FUSIBLE EN LA SECCION DE 40 AMPERIOS Y EN EL TRAFO DE 3
AMPERIOS..
Linea rotaNo
ProgramadoODO 347844
DAñO OCASIONADO POR PAJARO EN EL TRAFO M61421, SE CAMBIA
FUSIBLE EN LA SECCION DE 40 AMPERIOS Y EN EL TRAFO DE 3
AMPERIOS..
Error de
operación
No
Programado
BITACORA
432maniobra erronea
Error de
operación
No
Programado
BITACORA
432maniobra erronea
“FTO_5_201X12.xlsx”, se relacionan la cantidad de clientes que cada uno de dichos
transformadores sustentan y la energía que estos consumen en promedio, mensualmente.
Tabla 3: Enlace información del SGO con el consumo y el número de usuarios (información FTO_5).
La evaluación de las interrupciones como se mencionaba, se realiza en principio partiendo de los
archivos que es posible descargar de la base de datos del SGO, la columna o campo denominada
“CAUSA SGO” que realiza una catalogación de la causa que origina el evento contiene una
variedad clasificación de sucesos que pueden dar un acercamiento a la razón de ocurrencia del
evento.
A continuación se presenta un ejemplo de la forma en que se presenta la información de alguno
de los campos que son de principal interés para realizar el filtro de la información:
Tabla 4: Campos por medio de los cuales se logra el filtrado de los eventos.
INICIO FIN DURACION H ELEMENTO PERIODO ELEMENTO_OPERADO
26/05/2013 7:00 26/05/2013 11:00 4 M43263 201305 transformador
26/08/2013 7:20 26/08/2013 8:00 0,67 M43368 201308 transformador
26/08/2013 8:05 26/08/2013 8:55 0,83 M43364 201308 transformador
26/08/2013 9:00 26/08/2013 9:50 0,83 M43357 201308 transformador
26/08/2013 9:55 26/08/2013 10:40 0,75 M43180 201308 transformador
EQUIPO_OPERADO CLASIFICACION CAUSASGO ACLARACIÓN CAUSA USUARIOS CONSUMO
M43263 Excluible 16 Traslados y adecuaciones de la infraestructura por parte de entes externos1 17456
M43368 Excluible 16 Traslados y adecuaciones de la infraestructura por parte de entes externos45 5021
M43364 Excluible 16 Traslados y adecuaciones de la infraestructura por parte de entes externos52 6187
M43357 Excluible 16 Traslados y adecuaciones de la infraestructura por parte de entes externos43 5707
M43180 Excluible 16 Traslados y adecuaciones de la infraestructura por parte de entes externos93 15135
CAUSA SGO CLASIFICACION REPORTE
Defecto en otros equipos No ProgramadoMED 6677125332 CTA DE COBRO SE REALIZA CAMBIO DE
ACOMETIDA, SE AISLA CORTO EN RED SECUNDARIA.
Condiciones atmosfericas No ProgramadoSE CAMBIO FUSIBLE QUEMADO EN EL NODO M61500. SERVICIO
QUEDO NORMAL. MATERIAL EN PDA
Defecto en cortacircuito No Programado FQ1 8 AMP H TR M61926
Mantenimiento en redes ProgramadoSE CUMPLE CON LA úNICA NOVEDAD DE LA ODT DE EMERGENCIA
349594 SOBRE BAJANTE SUELTA DEL CTO FLORIDA
Mantenimiento en redes ProgramadoSE CUMPLE CON LA úNICA NOVEDAD DE LA ODT DE EMERGENCIA
349594 SOBRE BAJANTE SUELTA DEL CTO FLORIDA
Mantenimiento en redes Programado
Falla de un activo de nivel de
tensión 1 de propiedad del
usuario
Excluible CUMPLIDA, SIN NOVEDAD.
A través de estos campos se clasifica la información para conocer el comportamiento histórico de
los eventos que son de interés, en este caso se buscan los eventos que se presentaron a razón del
deterioro del sistema, por lo cual se hace énfasis en los eventos no programados en primera
medida y posteriormente se clasifican los eventos ocurridos por factores externos y a factores de
la propia red.
La clasificación de los tipos de eventos no programados que se encuentran en el SGO son:
Tabla 5: Clasificación de la posible causa de un evento en el SGO.
Los eventos que se tomaran como relativos al desgaste del sistema, implican todos aquellos que se
refieren a fallos sobre los equipos; mientras que los eventos que se presentan por causas
exógenas a estos, se consideraran como eventos originados por factores externos. A continuación
se presenta los eventos que se consideran en cada una de estas categorías a partir de la
clasificación que se realiza en el SGO:
CAUSA SGO
Acciones de terceros
Línea rota
Línea suelta
Falla en transformador
Defecto en transformador
Error involuntario
Error de operación
Defecto en conector
Defecto en poste
Árbol o rama sobre línea
Otros objetos sobre la red
Defecto en cortocircuito
Defecto en pararrayos
Defecto en aisladores
Defecto en cruceta
Defecto en seccionador
Defecto en interruptor
Defecto en reconectador
Defecto en condensador
Defecto en otros equipos
Sobrecarga en circuito
Acercamiento de barra
Variación de tensión
Variación de frecuencia
Condiciones atmosféricas
Causa desconocida
EVENTOS POR FACTORES EXTERNOS
Acciones de terceros
Error involuntario
Error de operación
Árbol o rama sobre línea
Otros objetos sobre la red
Sobrecarga en circuito
Acercamiento de barra
Variación de tensión
Variación de frecuencia
Condiciones atmosféricas
Causa desconocida
EVENTOS POR DETERIORO DEL SISTEMA
Línea rota
Línea suelta
Falla en transformador
Defecto en transformador
Defecto en conector
Defecto en poste
Defecto en cortocircuito
Defecto en pararrayos
Defecto en aisladores
Defecto en cruceta
Defecto en seccionador
Defecto en interruptor
Defecto en reconectador
Defecto en condensador
Defecto en otros equipos
Tabla 6: Eventos originados por desgaste. Clasificación SGO.
Luego del tratamiento que debe dársele a la información, se logra obtener la clasificación que
permite evaluar la tendencia que presenta el sistema de acuerdo a su deterioro, se llega entonces
al comportamiento que describe la imagen 10.
3.6.2. Calculo de indicadores de confiabilidad, disponibilidad y mantenibilidad.
A continuación se realiza el cálculo de los indicadores de confiabilidad, mantenibilidad y
disponibilidad que presenta la red de distribución, como consecuencia de las tareas reactivas que
se realizan por causa del deterioro típico de los equipos.
Como se expresó anteriormente el cálculo de los indicadores de confiabilidad y disponibilidad se
enfoca realmente sobre la estimación de sus contrapartes, ósea, de la NO-confiabilidad y de la
indisponibilidad de la red.
La NO-confiabilidad y mantenibilidad como ya se ha dicho, se desarrollan a través de la
metodología del modelo universal e integral para la medición de CMD, el cual se basa inicialmente
sobre el manejo de la distribución Weibull.
El modelo universal e integral describe que el ajuste de los datos históricos, tanto para la NO-
confiabilidad (frecuencia de ocurrencia de eventos sobre el sistema), como para la mantenibilidad
(duración media de cada uno de los eventos), a la distribución de Weibull; parte por tomar los
registros de cada una de estas variables y calcular los parámetros de la distribución para conocer
el comportamiento que esta presenta y si se ajusta a la realidad.
3.6.3. Estimación de parámetros Weibull β y η
La función de densidad de probabilidad de Weibull se define a continuación:
( )
(
)
* ( ) +
Donde:
( ) Función de densidad de probabilidad de Weibull, en función del tiempo.
: Parámetro de forma de la distribución Weibull.
Parámetro de escala de la distribución Weibull.
Una vez definida la función Weibull como función de distribución de los datos de falla, el siguiente paso es definir los parámetros de dicha distribución, hasta que los parámetros no sean definidos la función de distribución no quedará completamente especificada (Robledo, 2000, p.19).
Para el desarrollo de la estimación de cada uno de los parámetros de la distribución Weibull existen diversas técnicas, entre las que se encuentran en método gráfico, el método de mínimos cuadrados y el de máxima verosimilitud.
Se implementara el método de máxima verosimilitud para el cálculo de los parámetros, por ser un método que estima los parámetros que maximizan la probabilidad de obtener la muestra observada (Robledo, 2000, p.19).
3.6.3.1. Método de máxima verosimilitud.
La estimación de los parámetros de la función de distribución de Weibull a través del método de
máxima verosimilitud, se logra a por medio del despeje de estos de las siguientes ecuaciones:
∑ ( )
( )
∑ ( )
∑ ( )
∑[
(
( ) )]
Donde:
ti = Tiempo de falla del sistema.
r = Número de muestras.
n = Totalidad de fallas del sistema.
ts =Tiempo de terminación del muestreo (Robledo, 2000, p.11).
El despeje de las ecuaciones anteriores no es posible de lograr a través de simple sustitución, es
necesario emplear una herramienta concerniente al campo de los métodos numéricos, para
obtener un acercamiento al resultado de dichas ecuaciones. Se utiliza el método de Newton-
Raphson ya que presenta una velocidad rápida de compilación y es relativamente sencilla su
aplicación.
Se desarrolla una aplicación en Microsoft Excel la cual estima a través del método de Newton-
Raphson, los parámetros de la distribución Weibull.
Tabla 7: Aplicativo desarrollado en Excel para el cálculo de los parámetros β y η, a través del método de máxima verosimilitud
El cálculo de los parámetros de la distribución que se ajustan a la NO-confiabilidad del sistema, se
obtienen a partir de los datos históricos de tiempos entre fallas (TBF). Se ingresan estos tiempos
en campo “Datos” y se proporcionan un valor adicional correspondientes a:
Beta inicial: Se ingresa un valor estimado inicial del valor que puede tomar el parámetro. Se
pueden ingresar cualquier cantidad pero entre más cercano sea al valor real más posibilidades
existen de que el método de Newton-Raphson converja.
Luego de ingresar los datos requeridos la compilación de la aplicación se inicia al presionar la
combinación de teclas “Ctrl+w” o “Ctrl+e”, con lo cual el programa evalúa varias veces el
parámetro inicial, recalcula un nuevo valor más cercano y repite el proceso hasta llevar el valor del
campo función hasta un valor lo más próximo a cero, encontrando de este modo los parámetros
que hacen que las ecuaciones presentadas tiendan al valor nulo. Los campos que contienen “Beta
nuevo” “h eta”, es donde se presentan los parámetros que se obtienen.
Para realizar el análisis de solo un ciclo se utiliza la combinación de teclas “Ctrl+a”.
Datos Beta inicial sum xi sum 1/xi sum xi^B sum ln(xi) sum ln(xi)*xi^B sum (ln(xi))^2 sum (ln(xi))^2 * xi^B
1,005891204 1,073215315 1521,272384 32,3046546 1873,53107 263,2714041 5372,535114 653,1118766 16554,75268
1,010428241 Funcion Funcion
1,02119213 1,60042E-10 4,83167E-11 MTBF
1,022731481 Derivada Derivada 11,2084506
1,102372685 1,243680818 1,243680818
1,142361111 Beta nuevo Beta nuevo
1,184155093 1,073215315 1,073215315
1,230555556 Numero h eta
1,256944444 136 11,51888622
1,333333333
1,725
El ítem “ti” que se desarrolla en la expresiones para el cálculo de los parámetros de la distribución
Weibull por el método de máxima verosimilitud, es remplazado de acuerdo al indicador o variable
que se pretende estimar por este método; en este caso al ser el indicador de interés la NO-
confiabilidad del sistema se utilizan los tiempos entre fallas de los eventos que se presentan, y si
se quiere conocer la mantenibilidad que implican tales eventos se utilizaran los tiempos
respectivos a la duración de cada evento.
Para el cálculo de los diferentes tiempos entre falla (TBF), se procede por ordenar los eventos
desde el más antiguo al más reciente y luego se obtiene la diferencia de tiempo de cada uno con el
siguiente, como se muestra a continuación.
Tabla 8: Calculo de los tiempos entre fallas (TBF) de los datos históricos de eventos
Las unidades que presentan los tiempos entre fallas, partiendo de que se calculó sobre las fechas
en que acontecieron los eventos, serian unidades de días.
3.6.4. Evaluación de la NO-Confiabilidad respectiva al deterioro del sistema
Finalmente tras la aplicación del método de máxima verosimilitud para el cálculo de la NO-
confiabilidad a través de los tiempos entre las fallas, es posible conocer el comportamiento que
FECHA
APERTURAMTBF
13/06/2010 15:28 -
20/06/2010 9:57 6,770636574
02/07/2010 12:35 12,10922454
23/07/2010 18:50 21,26041667
27/07/2010 11:22 3,688888889
27/07/2010 15:54 0,188888889
28/07/2010 10:32 0,776388889
30/07/2010 10:50 2,0125
03/08/2010 10:45 3,996527778
presenta el sistema por medio de la distribución Weibull junto a los parámetros que la ajustan a la
tendencia que presentan los datos históricos del circuito de distribución.
Es necesario verificar la calidad del ajuste que presenta la distribución obtenida, por medio de un
grupo de pruebas que comparan el comportamiento teórico y el real, conocidas como pruebas de
bondad de ajuste, se utilizaran las pruebas de Chi-Cuadrado, Anderson-Daring y Kolmogórov-
smirnov.
De no existir un adecuado ajuste se procede como se indica en el modelo universal de medición
CMD, y según el valor de obtenido en el parámetro B, se procede a desarrollar un acercamiento
del comportamiento del sistema por medio de una nueva distribución, a la cual de igual modo, se
aplicaran todos los pasos de verificación, como se expone en el modelo universal.
Conocidos los parámetros de la distribución Weibull, el comportamiento de la NO-confiabilidad
que actualmente está presentando el sistema se describe a través de evaluar el MTBF, o valor
promedio de tiempo entre ocurrencia de dos eventos. El valor esperado es el método a través del
cual es posible definir este valor y puede definirse como el valor que presenta mayores
probabilidades de ocurrencia, partiendo del comportamiento descrito por la distribución de
probabilidad que mejor se ajusta a los datos utilizados.
El valor esperado para el indicador de NO-confiabilidad en la distribución Weibull se expresa
como:
(
)
Finalmente la cantidad de eventos que se están presentan con el comportamiento que
actualmente describe el sistema, se evalúa a través de:
Donde:
Ni: Representa el número de eventos que ocurren sobre el sistema a causa de fallas por deterioro.
PER: Periodo de análisis en que se evalúa la confiabilidad del sistema.
MTBF: Tiempo medio entre fallas.
El análisis de la tendencia que presenta la NO-confiablidad del sistema a través del tiempo, se
realiza a partir de la medida conocida como la tasa de fallas, esta permite conocer sin enfocarse en
el MTBF, la cantidad de eventos que se presentaran por unidad de tiempo en un periodo de
estudio determinado.
La tasa de fallas en la distribución Weibull se expresa en función de los parámetros de esta y del
tiempo, como se muestra a continuación:
( )
(
)
Donde:
( ): Tasa de fallas
Β y η: Parámetros de la distribución Weibull.
Un ejemplo del comportamiento que presenta la tasa de fallas con respecto a la variable de forma
de la distribución (β), se presenta a continuación:
Figura 12: Tendencia de la tasa de fallas a través del tiempo en función del parámetro β (Mora, 2009, p.88)
La relación existente entre la tasa de fallas y el MTBF del sistema, es la siguiente:
( )
Se tiene entonces que la NO-confiabilidad del sistema de distribución, siendo esta la frecuencia
con que el sistema sufre eventos; se desarrolla a través de la tasa de fallas, como se expresa a
continuación:
( )
A través de este desarrollo es posible conocer el comportamiento de la NO-confiabilidad a través
del tiempo.
3.6.5. Evaluación de la Mantenibilidad respectiva al deterioro
Para el calcula de la mantenibilidad que implican los eventos originados por el desgaste del
sistema, se desarrolla un procedimiento similar al que se emplea para el cálculo de la no-
confiabilidad. La diferencia principal radica en que para el cálculo de los parámetros de la
distribución Weibull se implementan los tiempos de duración de los eventos, que vendrían a
convertirse en los tiempos de reparación que requiere cada uno de estos (TTR - Time To Repair).
Tras la aplicación del método de máxima verosimilitud, se obtiene finalmente los parámetros β y η
que describen el comportamiento de los tiempos de mantenimiento, y se busca el tiempo
promedio de reparación (MTTR) que mejor representa el comportamiento de esta variable, por
medio del cálculo del valor esperado de la distribución obtenida como se expresa a continuación:
El valor esperado para el indicador de mantenibilidad en la distribución Weibull se expresa como:
(
)
Este parámetro es el que representa finalmente el comportamiento de la mantenibilidad en el
sistema a razón de los eventos ocurridos por deterioro de los equipos. El comportamiento de esta
variable a través del tiempo se toma como una constante puesto que la eficacia en la ejecución del
mantenimiento tiene relación a factores diversos, diferentes a los consistentes en el deterioro del
sistema.
3.6.6. Evaluación de la indisponibilidad del sistema, respectiva al deterioro.
La indisponibilidad que se obtiene a partir de tiempos correspondientes a eventos originados por
averías en el sistema es conocida como indisponibilidad inherente; esta deja de lado las
intervenciones por acciones de mantenimiento planeado. La indisponibilidad es una variable
adimensional puesto que presenta únicamente una proporción entre el tiempo de inactividad y el
tiempo de funcionamiento.
( )
( )
( )
( )
El comportamiento que ha de presentar la disponibilidad a través del tiempo se enfoca
principalmente a la tendencia que vaya mostrando la confiabilidad, ya que es a esta variable
específicamente a la que se trata de encontrar su comportamiento en el tiempo; en cambio, la
variable mantenibilidad se considera que presenta una conducta relativamente constante.
3.6.7. Evaluación De Los Costos De Mantenimiento En Base A Los Indicadores De Confiabilidad
Conocido el comportamiento que presenta el sistema en cuanto al efecto de las averías, se
procede a evaluar el impacto que estas generan en lo concerniente a la variable económica. En
este primer enfoque se trata de conocer la magnitud de los costos que generan las averías
presentadas a razón del deterioro del sistema.
El desarrollo se fundamenta en evaluar como primera medida los diferentes costos que representa
un evento en el sistema de distribución eléctrica. Una tarea de reparación implica una variedad de
costos tanto directos como indirectos. Siendo los costos directos los recursos necesarios para
realzar la tarea de mantenimiento, y los costos indirectos los obtenidos como consecuencia del
evento sobre el sistema; se parte del siguiente modelo para su evaluación:
Donde:
: Es el costo concerniente a las compensaciones que deben realizarse a los usuarios por la
reducción en los parámetros mínimos de calidad.
: Es el costo respectivo a la energía que deja de ser vendida en los intervalos en que se
presenta un evento que requiere o implica un corte en el la prestación del servicio.
: Son los costos respectivos a los recursos directos que son requeridos para llevar a cabo en una
tarea, como son los materiales, mano de obra y transporte.
Cada uno de estos costos se calcula a partir de las diferentes variables que influyen en su
comportamiento como se presenta a continuación:
: La evaluación de los costos respectivos a compensaciones se desarrolla según la resolución
CREG 097 de 2008 a través de:
( )
Donde:
VC: valor compensación ($)
ITT = DTT/NH
DTT = Horas de indisponibilidad en el trimestre
ITAD = Se calcula Índice mensual, promediando los ITAD trimestrales. Índice medio de la calidad del
servicio prestado, calculado a partir del registro de las interrupciones del sistema eléctrico
IPS = ITT/ITAD / Se calcula con promedios mensuales
Variables IRGP y CM se promedian a mes / basados en Histórico del año 2011
NH = Número Horas Mes 744 hrs
Donde:
: Tiempo medio de reparación (Mantenibilidad de un equipo).
: Potencia que puede dejar de proporcionar el sistema.
: Costo por unidad de tiempo de la Energía Distribuida (Cargo por uso).
[( ) ( ) ]
Donde:
: Tiempo de transporte al lugar del evento.
: Tiempo que dura la reparación.
: Costo por unidad de tiempo de la mano de obra.
Costo por unidad de tiempo del transporte.
: Costo referente a los materiales implementados.
Se realiza un enfoque sobre el análisis de los costos respectivos a la energía no suministrada y a los
costos de las reparaciones; los costos concernientes a las compensaciones no se involucran
plenamente, ya que únicamente se realiza un análisis del comportamiento que llegan a presentar
y del porcentaje de influencia en el costo total de las actividades de mantenimiento.
A través de las ecuaciones anteriores es posible conocer el impacto económico que presenta un
determinado evento; para generalizar esta estimación de los costos de las acciones de
mantenimiento al comportamiento general que presenta el sistema a lo largo de su vida útil, se
utilizan los indicadores de confiabilidad de la red para estimar la cantidad de acciones que son
realizadas y la duración de estas.
Se tiene entonces que los costos respectivos a las acciones de mantenimiento que se efectúan a
razón del desgaste del circuito pueden evaluarse a través de las siguientes ecuaciones:
( ( ))
En donde:
( ( )) : Representa el tiempo de indisponibilidad, o el tiempo en que se encuentra
fuera de operación el sistema en un periodo (PER) determinado. Este valor puede expresarse
también de la siguiente manera:
( ( ))
Siendo:
( ) En donde:
: Número de eventos que me generan interrupción en la prestación del servicio.
: Tiempo medio de reparación (Mantenibilidad de un equipo).
( ): Tasa de fallas en un punto determinado del tiempo.
[( ) ( ) ]
Finalmente se obtienen las ecuaciones que permiten conocer los costos de mantenimiento
dependiendo de la cantidad de eventos que exprese el sistema y los costos que implica cada uno
de estos. El comportamiento del número de eventos se evalúa en periodos anuales para conocer
la tendencia de crecimiento de estos a medida que el deterioro del sistema progresa.
En última instancia es la tasa de fallas quien permite describir el comportamiento del sistema a
través del tiempo. Su deducción se obtiene de diversas maneras dependiendo a que distribución
se ajusten los datos de falla; para el caso de la distribución Weibull se presentó la fórmula de
cálculo la cual depende directamente de los parámetros de esta distribución. Las unidades que
posee la tasa de fallas se expresan en cantidad de eventos por unidad de tiempos (1/t), y la unidad
de tiempo depende de la forma en que se trabajen los datos de tiempos entre falla, y como estos
se trabajan directamente a partir de las fechas de ocurrencia la unidad final de la tasa de fallas
seria: cantidad de eventos por día (1/día).
3.6.8. Apreciaciones Para Un Acercamiento Al Comportamiento Real
El desarrollo que se está realizando hasta el momento considera un análisis sobre la totalidad del
circuito, es decir, como si este se tratara de un equipo que al presentarse un evento se viese
afectada completamente la capacidad de funcionamiento del mismo. Realmente el sistema de
distribución no presenta un comportamiento de este estilo, ya que se encuentra compuesto por
una variada cantidad de dispositivos los cuales pueden llegar a fallar y afectar, ya sea realmente la
totalidad del sistema, o solo una pequeña fracción de este.
El anterior razonamiento también implica que existen diversos tipos de componentes dentro del
sistema que pueden llegar a fallar, y no todos implican esfuerzos y costos iguales de
mantenimiento; pueden existir tareas de manutención que presenten menores dificultades que
otras. Se genera entonces una diversidad en los costos de las tareas de mantenimiento, por lo cual
no puede evaluarse cada evento que se presenta sobre el sistema a través del mismo modelo de
costos, y es necesario tomar algunas consideraciones para llegar a una estimación que se
aproxime de mejor manera a la realidad.
Para modelar el efecto que puede implicar la avería de alguno de los componentes del sistema
eléctrico se parte por concebir que la red de distribución posee una topología radial, lo cual
implica que la fuente de alimentación se encuentra en uno de los extremos de la red y la corriente
sigue una única dirección hasta el punto de consumo.
Figura 13: Ejemplo de red radial (gemini.udistrital.edu.co)
La configuración radial implica que la avería de uno de los equipos del sistema genera la reacción
de alguno de los equipos de protección, dejando sin servicio a todos los usuarios que se
encuentren aguas abajo de dicho dispositivo. Si el evento genera el accionamiento de uno de los
equipos de protección que se encuentran más cercanos a la fuente de la red, se verá afectada una
cantidad mayor de potencia en el circuito. El análisis a realizar considera entonces los eventos que
pueden presentarse en cualquiera de los dos niveles de tensión de la red; con esto se evalúan el
porcentaje de eventos que presentan un mayor impacto en la energía no suministrada (Eventos en
el NII), y los eventos que no genera un impacto tan severo respecto a los costos por energía no
suministrada (Eventos en el NI), esto ya que cada uno de estos eventos puede involucrar una
cantidad de usuarios afectados muy diferente, siendo los de mayores consecuencias los eventos
en el nivel de tensión dos.
Es posible realizar una clasificación más precisa segmentando el circuito en zonas en las cuales
cada evento implique una cantidad de potencia afectada diferente; mas esta apreciación requiere
de mayores datos históricos. Se opta por usar la clasificación por niveles de tensión, ya que se
obtiene un acercamiento adecuado y es más sencillo trabajar la información que se posee.
Planteada la consideración que trata de enfocar de mejor manera el efecto de los eventos en la
energía no suministrada, ahora se toman en consideración los costos que se presentan por las
actividades que atacan directamente la causa de la falla.
En el sistema de distribución de energía eléctrica existe gran diversidad de componentes, algunos
de mayor complejidad para la red que otros; lo anterior genera esfuerzos diferentes en lo
concerniente a las variables respectivas a los costos directos de estas actividades, como son la
mano de obra, los materiales y el costo del transporte. Para evaluar de una forma más precisa el
comportamiento de estas variables en los costos de los diferentes eventos que se presentan sobre
la red, se realiza una clasificación de los elementos que implican labores, de esfuerzos y costos
similares. A cada una de estas clasificaciones se procede a evaluar el número de eventos que
pueden presentar sobre la red en los diversos periodos de la vida útil de esta, los cuales se evalúan
en intervalos de un año.
Finalmente a partir de la clasificación que se desarrolla en el formato de reporte de eventos del
SGO, se realiza la clasificación de los equipos que implican esfuerzos similares considerando 3
categorías:
Nodo o elemento: Son todos aquellos dispositivos que son necesarios para el funcionamiento del
sistema pero que puede considerarse que no son de mayor envergadura, y aunque su ruptura
implica la pérdida en la prestación del servicio, las acciones que se desarrollan para su reparación
implican tiempos similares y los costos asociados son relativamente bajos.
Transformador: Son los eventos debidos a la perdida de este equipo. Dependiendo de la ubicación
del suceso puede implicar tiempos extensos de reparación y los costos son elevados a razón de la
necesidad de reemplazar este componente que es fundamental en el proceso de distribución.
Tramos de línea: Los eventos que involucran la ruptura de una de las redes de distribución, el
centro mismo de todo el proceso al ser el camino que permite la comunicación. Dependiendo de
la troncal que se vea afectada puede implicar consecuencias relevantes para el sistema.
La clasificación realizada pretende evaluar los efectos que representan las acciones más
significativas como la reparación de un transformador o de un tramo de línea en contraste con
reparaciones que pueden considerarse de menor trascendencia. Igualmente puede desarrollase
una clasificación mucho más precisa la cual involucre el comportamiento de varios elementos de
importancia para el sistema como los cortacircuitos, seccionadores, aisladores, etc. Se implementa
esta clasificación ya que permite obtener un acercamiento adecuado a los costos de
mantenimiento, además que existe información suficiente para realizarla.
De acuerdo a las codificaciones que se presentan en el SGO se tiene:
Se toman las siguientes causas como parte de la clasificación de Nodo o Elemento:
Tabla 9: Causas seleccionadas para la clasificación de Nodo o Elemento
CAUSA SGO
Defecto en conector
Defecto en cortocircuito
Defecto en pararrayos
Defecto en aisladores
Defecto en cruceta
Defecto en seccionador
Defecto en interruptor
Defecto en reconectador
Defecto en condensador
Defecto en otros equipos
Las causas consideradas para la clasificación de Transformador son:
Tabla 10: Causas seleccionadas para la clasificación de Transformador
Las siguientes causas se consideran para la clasificación de Tramo de línea:
Tabla 11: Causas seleccionadas para la clasificación de Tramo de línea
El desarrollo de la clasificación, además de tener en cuenta la información concerniente a “CAUSA
SGO” en el archivo de eventos, también le da relevancia al campo “REPORTE”, ya que en este se
presenta un comentario que en términos de quien cubrió el incidente, expone las posibles raíces
de este y permite tener una aclaración más adecuada del campo “CAUSA SGO”. En ocasiones el
campo de causa no contrasta con la descripción que se desarrolla en el reporte del funcionario, es
necesario realizar correcciones para que exista mayor certeza respecto a la información utilizada,
se desarrolla un proceso de revisión de cada uno de los reportes para evaluar si la causa expuesta
por el campo “CAUSA SGO” realmente coincide con la descripción del suceso. Un ejemplo de los
errores que pueden presentarse en el análisis si no se toma esta consideración es:
Tabla 12: Verificación de la calidad de la información
Se observa que aunque el campo de “CAUSA SGO” presenta una definición, al contrastarse con lo
que se describe en el campo “REPORTE” no resulta implicar un evento de la magnitud que se
expone, por ende se considera que tales fallas que dicen implican falla en un transformador o la
ruptura de una línea, realmente consisten en acciones de menor extensión que pueden ser
resueltas de forma más sencilla y por ende se relacionan con la clasificación de “Nodo o
Elemento”.
CAUSA SGO
Falla en transformador
Defecto en transformador
CAUSA SGO
Línea rota
Línea suelta
REPORTE CAUSA SGO Generalización
SE CAMBIA FUSIBLE PRIMARIO EN EL TRAFO. Linea rota ELEMENTO
SE CAMBIO FUSIBLE DE 20A TIPO T EN EL TRAFO M43266.
SERVICIO QUEDA NORMAL.Falla en transformador ELEMENTO
SE REPARAN ARCOS SECUNDARIOS. MATERIAL 1 CONECTOR
DBH N°4Linea rota ELEMENTO
SE NORMALIZA SERVCIO DESPUES DE CAMBIAR 2 FQ10AT SE
PUENTEA UNO VELA QUEMADADefecto en cortacircuito ELEMENTO
Realizada la segmentación de los diferentes elementos que pueden verse implicados en un
evento; se procede a tomar algunas apreciaciones para evaluar de forma más pertinente los
efectos que se observan sobre el sistema y los costos asociados a estos.
Como ya se ha mencionado se realiza la separación del impacto que genera un evento si este
ocurre en el nivel de tensión I, o en el nivel de tensión II. Se desarrolla una evaluación del impacto
que genera, en promedio, un evento en cualquiera de estos dos niveles a través de apreciar la
potencia media que se ve afectada tras un suceso. La separación de los eventos ocurridos en
cualquiera de los niveles de tensión, se logra a través del archivo en el cual se han relacionado
cada evento con la cantidad de usuarios y la energía que estos consumen mensualmente en
promedio. Se trabaja el archivo ”aplanado_201X_semestreX.xlsx”, que al igual que los archivos de
eventos que se obtienen del SGO, contiene la información de los eventos del sistema; pero
además indica la cantidad de transformadores que se ven afectados, con lo cual se relaciona los
usuarios y consumo que se ven involucrados en cada incidente. Inicialmente el archivo expone el
número de eventos y los transformadores que se ven implicados, luego de relacionar el número de
usuarios y el consumo de cada uno de estos transformadores, se realiza una tabla dinámica para
conocer la sumatoria de los usuarios y el consumo que se ven implicados en el incidente.
Tabla 13: Ejemplo de evento con transformadores afectados (Elemento), junto a usuarios y consumo de cada
uno de estos.
Tabla 14: Ejemplo de sumatoria de consumo de los transformadores que se ven involucrados en el evento.
Tras obtener el número de usuarios y el consumo que implica en promedio cada uno de los
eventos se procede a buscar en qué nivel de tensión sucedió tal evento, partiendo del campo
“ELEMENTO_OPERADO”, donde se realiza una separación del equipo de protección que fue
operado; si el evento ocurrió en el nivel de tensión II, se presenta la clasificación “interruptor”, y si
INICIO FIN ELEMENTO USUARIOS CONSUMO EQUIPO_OPERADO ELEMENTO_OPERADO
05/01/2012 11:41 05/01/2012 11:54 M43677 9 1245 M43675 interruptor
05/01/2012 11:41 05/01/2012 11:54 M43676 6 329 M43675 interruptor
17/01/2012 6:22 17/01/2012 6:27 M43311 2 0 AZA23L15 interruptor
17/01/2012 6:22 17/01/2012 6:27 M43316 1 265 AZA23L15 interruptor
17/01/2012 6:22 17/01/2012 6:27 M43317 4 1351 AZA23L15 interruptor
Fecha de inicio evento Suma de CONSUMO
05/01/2012 11:41 1574
17/01/2012 6:22 1164646
17/01/2012 6:27 1164646
26/01/2012 22:45 1267
29/01/2012 13:10 6374
30/01/2012 14:02 1164646
03/02/2012 10:11 1164646
el evento ocurre en el nivel de tensión I, se presenta la clasificación “transformador”, esta indica
que reaccionaron los elementos de protección que únicamente afectaron el circuito secundario de
dicho transformador.
Se toman finalmente todos los eventos que fueron clasificados con interruptor, ósea, los
sucedidos en el nivel de tensión II, y se procede a buscar el promedio de consumo que se ve
involucrado en este tipo de incidentes. El consumo que expone el formato se presenta en Kw-h
por mes, por lo que se trata de energía consumida mensualmente en promedio; este
comportamiento se debe llevar a potencia, para conocer el porcentaje de potencia que resulta ser
no suplida en el transcurso de la interrupción. La conversión del valor promedio obtenido de
energía, a potencia; se realiza al dividir dicha energía entre el número de horas del mes en las
cuales es más probable que los usurarios estén necesitando del servicio, generalmente es durante
el día en el cual se realizan la mayor parte de las actividades que requieren de energía eléctrica,
por lo cual se tomaran las 12 horas diurnas, como las horas que requieren de servicio de energía
eléctrica; multiplicando este valor por los 30 días del mes, se obtiene finalmente el número de
horas al mes en que se utiliza la energía eléctrica.
La potencia que se ve involucrada en los eventos que se presentan en el nivel de tensión II, se
obtiene de dividir entonces la energía promedio por las horas de uso al mes, las cuales serían, 360
(12*30).
La potencia que se obtiene finalmente posee unidades de Kw por cada hora, que requieren los
usuarios para satisfacer sus necesidades de energía eléctrica.
Se procede de igual manera para el caculo de la potencia afectada por eventos en el nivel de
tensión I.
El valor promedio de la energía que involucran los eventos del nivel de tensión I o el nivel de
tensión II, puede evaluarse también a través del comportamiento de una distribución de
probabilidad. Se trata de conocer cómo se ajustan los datos y evaluar el valor esperado de la
distribución, para obtener el valor que más probabilidades tiene de presentarse. Aprovechando
que ya se desarrolló una aplicación para evaluar el ajuste de datos a la distribución Weibull, puede
implementarse esta para mirar si la información se acopla al comportamiento de Weibull y evaluar
su valor esperado.
Tabla 15: Implementación macro de análisis Weibull para conocer el valor esperado de la energía no
suministrada.
Datos Beta inicial sum xi sum 1/xi sum xi^B sum ln(xi) sum ln(xi)*xi^B sum (ln(xi))^2 sum (ln(xi))^2 * xi^B
1267 1,217089166 607106 0,02612302 4743970,818 573,585235 45126158,37 5068,434953 431003594,9
6374 Funcion Funcion
1237 1,69187E-10 5,97247E-11 Valor esperado Potencia
11352 Derivada Derivada 9166,834539 25,46342928
9539 1,043411613 1,043411613
11233 Beta nuevo Beta nuevo
10345 1,217089166 1,217089166
612 Numero h eta
12713 66 9779,997874
11352
472
Se coloca en la columna datos la información respectiva a energía involucrada en los eventos de
nivel de tensión I o nivel de tensión II, y se ejecuta la aplicación con los comandos de teclado ya
mencionados. La información de interés para este caso es el valor esperado, el cual brinda el valor
que mayores probabilidades tiene de presentarse y este se divide por el número de horas del mes
para obtener la potencia involucrada.
Por el teorema del límite central entre mayores cantidad de información se tenga, toda
distribución de probabilidad tiende a comportarse como la distribución normal, en la cual, el valor
esperado se desarrolla como un promedio simple; por lo tanto si se posee gran cantidad de
información (más de 31 datos), es posible realizar una aproximación al valor que mayores
probabilidades tiene de presentarse, con un promedio típico.
Se presenta un ejemplo de la diferencia que puede existir en la potencia que deja de ser
suministrada entre ambos niveles de tensión. Con lo anterior se puede comprender la diferencia
que se presenta en lo respectivo a los costos que generan los eventos es cada nivel de tensión.
Tabla 16: Comparativo de la diferencia que puede presentarse entre la potencia que se afecta en ambos
niveles de tensión
Finalmente, conocidos los diferentes efectos que se presentan en el sistema dependiendo de la
posición donde ocurre el evento, ya sea en nivel de tensión I o en nivel de tensión II; y conociendo
la clasificación de los equipos que representan comportamientos similares en los esfuerzos que es
necesario realizar para solucionar una tarea sobre ellos; se procede ahora a evaluar la cantidad de
eventos que se presentan en cada una de las clasificaciones realizadas sobre los dispositivos y el
efectos, ya sea que estos se presenten sobre el nivel I o el nivel II.
La cantidad de eventos que se presentan sobre cada una de las clasificaciones realizadas se
obtienen de igual manera que como se manejó anteriormente, a través de la tasa de fallas. En este
caso no se busca conocer el comportamiento que ha de presentar la tasa de fallas a través del
tiempo, si no que se quiere evaluar el comportamiento de esta variable en el estado actual, para
cada una de las clasificaciones desarrolladas; para esto se implementara un método que parte de
la siguiente definición:
( )
NI (Kw-h) NII (Kw-h) NI (Kw) NII (Kw)
9167 289587 25,46 804,41
ENS Promedio Mes Potencia Promedio Hora
FECHA
APERTURAGeneralización
22/06/2010 9:34 ELEMENTO
24/07/2010 10:49 ELEMENTO
28/07/2010 18:30 ELEMENTO
13/08/2010 16:40 ELEMENTO
16/09/2010 11:23 ELEMENTO
16/09/2010 16:30 ELEMENTO
FECHA
APERTURAGeneralización
30/06/2010 10:48 TRAFO
04/12/2011 22:53 TRAFO
29/10/2012 11:30 TRAFO
FECHA
APERTURAGeneralización
20/08/2010 8:00 LINEA
26/01/2011 14:22 LINEA
02/05/2011 11:35 LINEA
Para lo cual se debe calcular el tiempo medio entre fallas que presenta cada una de las
clasificaciones. Ya que no se está buscando el comportamiento en el tiempo del sistema, si no que
se busca el comportamiento actual de cada una de las clasificaciones, puede evaluarse el tiempo
medio entre fallas como el promedio de los tiempos entre fallas de los eventos respectivos a cada
clasificación. Obtenida la variable del MTBF, se procede a calcular las respectivas tasas de falla.
Se realiza un análisis del comportamiento que presenta cada una de las clasificaciones en el estado
actual y no se busca un análisis para conocer su comportamiento a través del tiempo, a razón de
que es necesaria una cantidad de datos mínima que permita conocer, a través de las
distribuciones de probabilidad, la tendencia que presentaría cada una de dichas clasificaciones;
pero como existen algunas en las cuales el número de eventos no es muy elevado en los registros
históricos, es necesario tomar otra metodología para conocer su comportamiento a través del
tiempo, y en principio esta parte por conocer la tasa de fallas, y con ella, el número de eventos
que presenta cada una de las clasificaciones actualmente.
En el formato que lleva cuenta de los registros históricos de los eventos que ocurrieron en los
circuitos del sistema, y que es obtenido a través del SGO; se procede a filtrar cada una de las
clasificaciones que se generaron para la evaluación de los costos de mantenimiento, para las
cuales se creó otro campo llamado “GENERALIZACIÓN”. Partiendo del campo generalización, se
filtra la información para observar el comportamiento de cada una de las clasificaciones y de estas
tomar el campo “FECHA APERTURA”, con la cual calcular la diferencia de tiempo existente entre
un evento y otro (TBF), para conocer el MTBF y en conclusión evaluar la tasa de falla de cada una
de las clasificaciones.
Tabla 17: Filtro por clasificación para conocer la tasa de fallas
Tabla 18: Evaluación de las tasa de falla a partir de los tiempos entre falla (TBF)
La tasa de fallas al ser calculada a partir de las fechas de los eventos que se presentaron y como
Excel maneja el día como la unidad para este tipo de datos, entonces los tiempos entre las fallas
(TBF) poseen la unidad de días, al igual que el valor medio ósea el MTBF; por consiguiente la tasa
de fallas que se obtuvo presenta las unidades de (1/días).
Conocida la tasa de falla de cada una de las clasificaciones es posible conocer el número de
eventos que actualmente está describiendo el sistema para cada una de estas, al multiplicar dicha
tasa de fallas por el periodo de tiempo que se quiere evaluar.
Un ejemplo a través del análisis realizado a los eventos respectivos a transformadores, es:
( ⁄ ) ( )
Donde:
: Número de eventos de transformadores
: Tasa de fallas de transformadores
Volviendo a las consideraciones iniciales que se realizaron respecto a la evaluación de los
diferentes costos que implican las tareas de renovación sobre el sistema, se tiene que ahora es
posible obtener una apreciación más adecuada al evaluar los efectos de los diversos equipos del
sistema, y no generalizando tales costos como si cualquier elemento implicara iguales esfuerzos en
el mantenimiento.
Trafos (Fecha apert) TBF Lineas NII (Fecha apert) TBF Lineas NI (Fecha apert) TBF
30/06/2010 10:48 - 20/08/2010 8:00 - 24/05/2011 13:22 -
04/12/2011 22:53 522,502963 26/01/2011 14:22 159,2657176 09/09/2012 15:20 474,081944
29/10/2012 11:30 329,5256944 02/05/2011 11:35 95,88358796 30/03/2013 13:05 201,90625
0,002347339 29/10/2011 7:50 179,84375 20/04/2013 9:30 20,8506944
14/11/2011 16:11 16,34791667 02/06/2013 11:55 43,1006944
04/12/2011 11:30 19,80486111 17/02/2014 8:50 259,871528
03/02/2012 10:11 60,9453125 18/11/2014 17:01 274,341354
19/03/2013 13:32 410,1395718 31/12/2014 8:21 42,6387616
08/03/2014 12:48 353,9693403 0,00531595
08/03/2014 16:35 0,157581019
24/05/2014 10:30 76,74652778
0,007282769
Para cada uno de los grupos se evalúa el costo directo e indirecto que implican los respectivos
eventos sobre el sistema, cada uno de estos involucran diferentes aspectos como tiempos de
reparación, costo de materiales, costo de mano de obra y costos por energía no suministrada.
Lo concerniente a los costos directos que implican las variables de mano de obra, materiales y
tiempos de desplazamiento se evalúa para cada una de las clasificaciones según las siguientes
ecuaciones:
Transformador:
[( ) ( ) ]
Donde:
: Costo mantenimientos en un periodo de tiempo de los eventos que impliquen
transformadores.
: Tiempo de transporte al lugar del evento.
: Tiempo que dura la reparación que implica un transformador.
: Costo por unidad de tiempo de la mano de obra. Transformador.
Costo por unidad de tiempo del transporte.
: Costo referente a los materiales implementados. Transformador.
: Número de eventos respectivos a transformadores.
Nodo o Elemento:
[( ) ( ) ]
Donde:
: Costo mantenimientos en un periodo de tiempo de los eventos que impliquen elementos
diversos de menor envergadura.
: Tiempo de transporte al lugar del evento.
: Tiempo que dura la reparación que implica un elemento.
: Costo por unidad de tiempo de la mano de obra. Elemento
Costo por unidad de tiempo del transporte.
: Costo referente a los materiales implementados para reparación de un elemento.
: Número de eventos respectivos a elementos de menor impacto.
Tramo de línea:
[( ) ( ) ]
Donde:
: Costo mantenimientos en un periodo de tiempo de los eventos que impliquen tramos de línea.
: Tiempo de transporte al lugar del evento.
: Tiempo que dura la reparación que implica un tramo de línea.
: Costo por unidad de tiempo de la mano de obra. Tramo de línea.
Costo por unidad de tiempo del transporte.
: Costo referente a los materiales implementados para reparación de un tramo de línea.
: Número de eventos respectivos a tramos de línea.
El análisis de las diversas variables que se presentan en las anteriores ecuaciones se desarrolla a
partir de un grupo de archivos que permiten hacer una deducción de estas a partir de los registros
históricos que se posean sobre el sistema.
Uno de los principales archivos que se implementan para conocer las variables respectivas a los
costos de mano de obra y de materiales que resultan implícitos en la acción de renovación, es el
archivo concerniente a la información de la base de datos de ONE WORLD; en este sistema se deja
registro de los costos que implica cualquiera de las tareas que se realizan en la compañía.
El archivo posee una clasificación de la información diferente a la que se desarrolla en los
anteriores documentos, pues en este se presenta una pequeña descripción de la tarea que fue
desarrollada a partir de una codificación que se describe a continuación:
Descripción de la orden de trabajo (OT)
Es de vital importancia que la descripción de la OT indique la acción y el elemento sobre el cual se ejecutaron las actividades de mantenimiento, de acuerdo con lo anterior se establecen las siguientes reglas para la descripción:
REGLAS
A. Composición
• Primera parte ACTIVIDAD
• Segunda parte OBJETO
• Tercera parte ELEMENTO
B. Forma
• ACTIVIDAD se asignarán 4 letras.
• OBJETO se asignarán 5 letras.
• ELEMENTO se escribirá la palabra completa.
C. Descripción
Se deberá escribir toda en mayúscula, sin tildes, sin guiones, sin asteriscos, sin comas, sin puntos o cualquier signo de puntuación y cada parte de la descripción debe ir separada por un espacio.
Ejemplo: CAMB EPROT FUSIBLE, Esta actividad corresponde a un cambio de un elemento de protección en este caso un fusible.
Descripción CAMB EPROT FUSIBLE
ACTIVIDAD OBJETO ELEMENTO
(Tomado de “IN_DESCRIPCIONES_DIGITACION_OTS_EN_OW_PARA_MTO_REDESV v_1”, “Daniel Vargas
Jiménez”)
A partir de la forma de describir las acciones que se realizan en el sistema, es posible realizar la
clasificación de las actividades y los elementos que se ven involucrados en las diferentes tareas
que se desarrollan. En este apartado del trabajo se busca conocer los costos que implican las
tareas que específicamente se deben a actividades correctivas sobre el sistema, y que involucran
los costos respectivos a cada una de las clasificaciones que se desarrollaron previamente, para
obtener un acercamiento más adecuado al comportamiento real.
En esta base de datos existe una gran cantidad de campos, entre los cuales son de mayor interés
los siguientes:
Tabla 19: Campos de principal interés base de datos de ONE WORLD
A través del campo “DESCRIPCION OT” cuya composición se expuso previamente, se desarrolla un
nuevo campo en el cual se hace énfasis en la actividad desarrollada las cuales simplemente se
utilizan como un nuevo parámetro para realizar el filtro de la información, se definen entonces los
siguientes tipos de actividades a partir del componente actividad que se utiliza en la realización del
campo “DESCRIPCION OT” y además de agregar unas nuevas clasificaciones que permiten obtener
mayor coherencia en la información.
Tabla 20: Parámetros empleados para una nueva clasificación de las actividades
La descripción de la mayoría de las actividades se desarrolla a partir del formato
“IN_DESCRIPCIONES_DIGITACION_OTS_EN_OW_PARA_MTO_REDESV v_1”, aunque no todas las
clasificaciones presentadas se tomaron, esto con el fin de obtener una segmentación más
reducida.
FECHA DE INICIO DESCRIPCION OT NO. SERIE F1201 Clasificacion propia 1 RUTA DE APROBACION
09/08/2012 REPA ERED CONEXION PSO23L19 repa D49
24/08/2012 REPA ERED CONEXION MTO23L17 repa D49
25/10/2012 REPA ERED CONEXION PSO23L13_1 repa D49
10/11/2012 CAMB RED ACOMETIDA AZA23L12_1 repa D49
29/11/2012 REPA ERED CONEXION PSO23L15_1 repa D49
01/12/2012 LEGA CONTINGENCIA MATERIALES AZA23L13 repa D49
COSTOS DE MANO DE OBRA (REALES) COSTOS MATERIALES (REALES) HORAS HOMBRE (REALES) COMENTARIO DE ESTADO
81.922 58.438 2,27 445034
51.607 15.688 1,43 446877
73.261 17.190 2,03 455364
90.223 25.350 2,5 457532
90.223 5.380 2,5 459903
- 42.512 0 461183
Clasificacion propia 1
repa
mani
reub
insp
reti
mont
?
poda
modi
repo
termografia
ACTIVIDAD
REPARACION: Cuando se trata de arreglar un daño.
REPOSICION: Cuando se retira un elemento y se cambia por otro, pero el cambio es ocasionado por desgaste y/o obsolescencia, no por falla o daño.
REUBICACION: Cuando se mueve de sitio un elemento que puede ser un apoyo, estructura o la red.
RETIRO: Cuando se retira un elemento pero no se instala otro igual en su reemplazo.
CAMBIO: Cuando se cambia un elemento fallado o dañado que cumple con las mismas funciones al que se encontraba instalado.
MONTAJE: Cuando se instala un elemento que no existía y será nuevo en la instalación, o para el caso de instalación de elementos de protección sobre la red.
INSPECCION: Cuando se realiza un recorrido, para verificar las condiciones de un usuario, red, nodo, tramo, no se realizan actividades sobre los elementos solo se toma nota de las actividades que se deben ejecutar.
PODA: Cuando se realizan actividades de tala de árboles y/o corte de vegetación.
MODIFICACION: Cuando se realiza un cambio en la forma inicial del elemento conexión
o configuración.
MANIOBRAS: Cuando se realiza alguna maniobra sobre algún circuito o usuario que no requiera gasto de materiales tales como abrir secciones, accionar
totalizadores o breaker.
VERIFICACION: Toma de medidas de un circuito, transformador o usuario.
MARCACION: Marcación o identificación de fases, postes, o cualquier elemento
de la red.
TEMPLAR: Darle tensión a la red.
Además de implementar las clasificaciones principales de la descripción de actividad del formato
mencionado, se adicionan las siguientes para poder trabajar de mejor forma la información:
?: Se asigna esta clasificación a descripciones de OT que no tienen concordancia muy significativa a
lo desarrollado en el formato de ingreso de información a la base de datos de OW. Las anteriores
ocurrencias son debidas a errores en la digitación de la información o a que existen confusiones en
el transcurso del acople de los funcionarios, a la forma de ingreso de los datos.
Termografía: Se introduce esta clasificación para hacer énfasis a las actividades de inspección
consistentes específicamente a termografías.
Para la evaluación de los costos que implican las acciones correctivas cobre el sistema, además de
implementar el tipo de actividad que se ha de desarrollar, se hace uso del campo “RUTA DE
APROVACION”, en el cual se hace una separación inicial de las acciones que se realizan
específicamente como tareas preventivas o acciones correctivas. El campo posee una variedad de
criterios de los cuales los de principal interés son:
Tabla 21: Tipos de clasificaciones utilizadas para separar las actividades que se realizan sobre el sistema.
Los criterios D47 Y D48, se utilizan para hacer referencia a acciones que únicamente implican
tareas preventivas sobre la red.
El criterio D49 se refiere a las actividades correctivas sobre el sistema.
El criterio EI se utiliza para evaluar el costo que implica el transformador, en las actividades que
específicamente se refieren a este tipo de tareas.
La evaluación de los costos que implican cada una de las clasificaciones realizadas tras la
ocurrencia de un evento, se desarrolla a partir de segmentar la información para enfocarse
directamente sobre el comportamiento de cada una de estas clasificaciones. El primer enfoque
parte por conocer el tipo de acciones que son debidas a tareas correctivas sobre el sistema; para
esto se implementa un filtro a través del campo “RUTA DE APROVACION”, y se toman todos los
registros que involucren el criterio D49; posteriormente a través del campo “CLASIFICACION
PROPIA 1”, se seleccionan el tipo de criterios que enfatizan en acciones de corrección sobre
sistema. Se dejan de lado entonces los criterios de: maniobra (mani), reubicación (reub),
inspecciones (insp), montaje (mont) y se utilizan los criterios de reposición (repo), reparación
(repa), modificación (modi).
Desarrollado la segmentación de la clase de acción que se realiza sobre el sistema enfatizando en
esta ocasión en las acciones de tipo correctivo, se procede a separar los tipos de elementos
existentes a través del campo “DESCRIPCION OT”, en donde se buscan en principio las acciones
que se realizan sobre los transformadores que en dicho campo se complementa como “TRAFO”, y
las acciones realizadas sobre tramos de línea (TRAMO). La ultima clasificación que se trabaja en la
consistente en los eventos que involucran elementos diversos que se encuentran sobre el nodo y
RUTA DE APROBACION
D49
D48
EI
D47
S43
C99
O01
G42
que pueden generar indisponibilidad, pero que logran ser reparados de forma más espontánea
que las otras actividades mencionadas. Para realizar la evaluación de los costos de este tipo de
actividades se deben tomar algunas consideraciones importantes. En primer lugar ya que se trata
de evaluar el costo más representativo de las acciones que se realizan sobre el circuito que
implican elementos varios, se descartan un grupo de tareas que pueden alterar el
comportamiento representativo de este tipo de actividades; las principales acciones que se
desarrollan que tienen un comportamiento diferente ya que involucran costos mucho más
elevados de lo que típicamente se observan, son las actividades que involucran apoyos, las
actividades de montaje de apoyo o reparaciones de este tipo de elementos se descartan para
evaluar un comportamiento más aproximado de las tareas típicas sobre los nodos. La otra
consideración que se toma es que muchas de las actividades que generalmente se desarrollan
para corregir un evento, consisten en el reemplazo de fusibles que reaccionaron como
consecuencia del evento, peor que no implica un esfuerzo mayor de reparación, para esto se toma
del campo “DESCRIPCION OT”, todas las actividades que involucran el equipo de tipo fusible, y con
esto evaluar los costos de este tipo de acciones tanto en mano de obra como en materiales. La
evaluación de la cantidad de eventos que tienen relación a costos de únicamente un cambio de
fusible, se presentara más adelante.
El comportamiento de los costos de cada una de las clasificaciones, NODO O ELEMENTO, TRAMO
DE LINEA O TRANSFORMADOR, se evalúan generalizando el entorno en que estos se
desenvuelven; para esto en el formato de información de la base de datos de ONE WORLD, se
selecciona la información que tiene relación a los circuitos de los grupos de calidad 1 y 4, ya que es
sobre este tipo de entornos sobre los que se está realizando el análisis. El grupo de calidad 1
representa el comportamiento de los equipos en el área urbana y el grupo de calidad 4 permite
conocer el comportamiento de los equipos en las áreas rurales del sistema.
Dependiendo de la extensión del circuito, este puede contener elementos que corresponden a
diversos grupos de calidad, para conocer la tendencia que presenta el circuito respecto a que
grupo de calidad puede ser incluido se parte del formato “FTO_5_201X12.xlsx”, el cual presenta
los equipos de tipo transformador de cada uno de los circuitos y el grupo de calidad al que
pertenecen, se realiza un pequeño cálculo para conocer en promedio a que grupo de calidad
pertenece el circuito; se suman entonces el grupo de calidad de todos los transformadores de
cada circuito y se divide entre la cantidad de transformadores, de este modo se obtiene el
promedio de los grupos de calidad de todos los transformadores y de acuerdo a la tendencia del
circuito se decide el grupo de calidad de este.
Se desarrolla una tabla dinámica para la evaluación de todos los circuitos de forma más eficiente.
Tabla 22: Ejemplo de clasificación de los circuitos en grupos de calidad
Tabla 23: Circuitos de Grupos de calidad 1 y 4
Circuito Cuenta de TRAFO Suma de GRUPO_CALIDAD Promedio
AGU23L12 33 99 3
AGU23L13 47 141 3
AGU23L14 120 480 4
AGU23L15 188 752 4
AGU23L16 31 124 4
AGU23L17 41 164 4
AMA23L12 183 732 4
AMA23L13 68 219 3,22058824
AMA23L14 67 207 3,08955224
AMA23L15 100 400 4
AMA23L16 179 685 3,82681564
AMR23L12 113 452 4
AZA23L12 MAN23L12 AGU23L14 FIL23L13 PRO23L14 BUM23L12 MAR23L13 SUP23L14
AZA23L13 MAN23X17 AGU23L15 FLR23L12 PRO23L15 BUM23L13 MAR23L15 SUP23L15
AZA23L14 MTO23L13 AGU23L16 FLR23L13 PSV23L13 CAM23L14 MAZ23L13 VBO23L13
AZA23L15 MTO23L14 AGU23L17 FLR23L15 PSV23L14 CHA23L12 MAZ23L14 VBO23L14
AZA23L16 MTO23L15 AMA23L12 FLR23L16 PSV23L15 CHA23L14 MGT23L12 VBO23L15
AZA23L18 MTO23L16 AMA23L15 GCC23X11 QHI23L12 CHA23L15 MGT23L13 VBO23X16
AZA23X20 MTO23L17 AMA23L16 GRO23L14 QHI23L13 CHA23L16 MGT23L14 VBO30L13
AZA30L14 MTO23L18 AMR23L12 GRO23X14 RIO23L14 COL23L12 MGT23L15 VBO30L14
BQE23L12 MTO23L20 AMR23L13 GTO23L12 RIO23L15 COL23L13 MGT30X15 VCT23L13
BQE23L13 MTO23L21 AMR23L14 GTO23L13 RIO23X17 DDO23L12 MLA23L13 VCT23L14
CAM23L12 MTO23X22 AMR30X14 HER23L16 RIO30L16 DDO23L14 MLA23L14 VCT23L16
CAM23L13 MTO30L10 ATQ23L12 INS23L12 ROS23L19 DDO30L14 MLA23L15 VCT23X15
CAM23X15 PSO23L13 ATQ23X11 INS23L13 RSA23L12 DDO30X15 MNA23L12 VIR23L14
CAM30X13 PSO23L14 AZU23L13 INS23L14 SCE23L12 DON23L13 MNA23L13 VMA23L16
CHI23L13 PSO23L15 AZU23L15 INS23L15 SCE23X12 DON23L14 MNA30L13
CHI23L14 PSO23L17 BEL23L12 INS30L21 SCH23L12 DOR23L15 MNA30X14
CHI23L15 PSO23L18 BEL23L15 IRR23L12 SIO23L13 DOR30L19 MTT23L12
CHI23L16 PSO23L19 BEO23L12 IRR23L13 SIO23L14 DOR30L23 MTT23L14
CHI23L17 PSO23X20 BOA23L12 IRR23X15 SIO23L15 ELA23L12 NRA23L13
CHI30L11 ROS23L13 BOA23L13 IRR30L11 SLM23L12 ENE23L14 NRA23L14
ENE23L12 ROS23L14 BOA23L14 LMC23L12 SLM23L13 ENE30L17 NSA23L12
ENE23L13 ROS23L15 BOL23L12 LMC23L13 SLM23X16 ESM23L12 NSA23L14
ENE30L16 ROS23L16 BOL23L13 LMC30X12 SNA23L12 FEL23L12 PAV40L21
ENE40L24 ROS30L18 BOL23L14 MAN23L14 SNA23L15 FEL23L13 PRA23L13
HER30L15 ROS30L22 BOL30X12 MAR23L12 SUP23L13 FEL30X12 PRO23L13
GC1 GC4
Conocidos los grupos de calidad a los cuales pertenece cada uno de los circuitos, y como se quiere
conocer el comportamiento más cercano a la realidad de los costos en cada uno de estos entornos
(CG1 y GC4), se realiza un filtrado en el archivo de costos de ONE WORLD y se clasifican todos los
circuitos de nivel de tensión 1 y 4 a través del campo “NO. SERIE F 1201”. Conocidos los circuitos
que pertenecen a cada uno de los entornos de interés, se procede a evaluar las acciones que se
realizan sobre estos de acuerdo a las clasificaciones de elementos y los parámetros de tipo de
acción (D49 ó D48-D47) y tipo de actividad (repa, modi, repo, etc); para finalmente conocer el
comportamiento de los costos que describen de forma más detallada los costos de las diferentes
acciones, en cada uno de los circuitos de interés.
Tomándose como ejemplo los costos respectivos a las tareas que se desarrollan a razón de
eventos ocurridos por falla que involucran elementos de menor envergadura (clasificación de
Nodos o Elementos), y que ocurren en un entorno rural, se tienen los siguientes resultados:
Tabla 24: Ejemplo de la evaluación de costos de mano de obra y materiales en GC1 y GC4
Se observa que se realiza una tabla dinámica para evaluar el valor promedio de cada uno de los
circuitos respecto a las variables de mano de obra y de materiales y se realiza una evaluación del
valor promedio del comportamiento de todos los circuitos. En este promedio se utilizan
únicamente los valores que presentan un comportamiento que no presenta valores extremos,
ósea, que se mantenga en un rango similar al de la mayoría de la información, esto con el fin de
obtener un valor más adecuado al comportamiento estándar del sistema, ya que los valores
extremos representan acciones que salen de la rutina típica de mantenimiento.
Todo el anterior proceso permite conocer el comportamiento de los costos respectivos a mano de
obra y materiales que implican las tareas de renovación que se realizan por el acontecimiento de
una falla; a través de este es posible conocer el comportamiento de estas variables en cada una de
las clasificaciones empleadas. A continuación se evalúan los otros parámetros que hacen parte de
las ecuaciones de la evaluación de costos en cada una de las clasificaciones mencionadas.
Lo respectivo a los tiempos de reparación medios (MTTR) que implican los diferentes equipos que
se evalúan a través de las clasificaciones realizadas se obtienen a partir, cómo se mencionó
anteriormente, de evaluar la mantenibilidad, lo cual implica el análisis de la distribución Weibull y
el cálculo del valor esperado. Partiendo del teorema del límite central, esta variable puede ser
evaluada también a través de calcular el promedio de una cantidad amplia de datos. Se calcula
Valor promedio
Circuito Promedio de COSTOS DE MANO DE OBRA (REALES) Promedio de COSTOS MATERIALES (REALES) Mano de obra Materiales
AGU23L14 124.690 7.167 225.156 51.602
AGU23L14 286.364 103.663
AGU23L15 364.296 22.009
AGU23L15 569.597 71.659
AGU23L16 374.657 1.879
AGU23L16 462.810 87.019
AGU23L17 67.422 1.631
entonces le tiempo medio de reparación en cada uno de los entornos de estudio por medio de
evaluar los diferentes tiempos de reparación que implica cada una de las clasificaciones de
equipos realizadas en circuitos que pertenecen a un respectivo entorno de trabajo. Ya que la
evaluación del comportamiento del sistema se desarrolla a partir de 5 circuitos en cada una de los
entornos principales, se realiza una agrupación de la información histórica de eventos
(Información SGO) de todos los circuitos que poseen un entorno en común y se evalúa el valor
medio del campo correspondiente a “DURACION (HORAS)”. A través de este procedimiento se
conoce el comportamiento general que presentan los circuitos en cada uno de los entornos de
análisis, con respecto a los tiempos que implica realizar una tarea de renovación. Se evalúan las
respectivas clasificaciones desarrolladas, para conocer el MTTR de los diversos equipos que se
encuentran sobre el sistema.
Tabla 25: Ejemplo de la evaluación de MTTR en GC1 y GC4
De igual manera al comportamiento que demuestran los circuitos de cada uno de los entornos que
se evalúan, se analizan de forma individual para conocer la conducta media de cada uno de estos y
en general del circuito total. Se realiza un análisis, además, del comportamiento de cada una de las
clasificaciones de elementos con respecto a esta variable.
Finalmente queda por conocer el comportamiento de las variables respectivas a los costos que
implican los desplazamientos hasta el sitio del evento. Este costo se evalúa a partir de las variables
del tiempo promedio de desplazamiento que implican los eventos, para cada circuito de análisis, y
el costo por hora de dicho desplazamiento.
El análisis del tiempo promedio de desplazamiento se logra a partir del archivo “TIEMPOS ODT”, el
cual es obtenido de la base de datos conocida como “reporting service”, en este archivo se hace
una apreciación de los tiempos de transporte que implicaron las diversas tareas que resultan de
eventos tanto programados como No-programados. A partir de este archivo se evalúa los tiempos
de desplazamiento que se presentan en cada uno de los circuitos.
Elementos Tramo Trafo General del Circuito
AZU23L15 6,75 AZU23L15 6,01 AZU23L15 20,22 AZU23L15 7,73
IRR23L13 5,86 IRR23L13 10,52 IRR23L13 22,07 IRR23L13 8,18
MAZ23L13 8,34 MAZ23L13 9,57 MAZ23L13 35,62 MAZ23L13 11,60
SLM23L13 7,26 SLM23L13 8,14 SLM23L13 31,19 SLM23L13 9,90
VMA23L16 7,03 VMA23L16 10,22 VMA23L16 12,54 VMA23L16 8,71
Promedio 7,05 Promedio 8,89 Promedio 24,32 Promedio 9,23
Tabla 25: Ejemplo evaluación tiempos de desplazamiento.
El costo que implican los recursos necesarios para el desplazamiento y la reparación de un evento,
se considera a través del archivo “FO-DI-09-000-015 Formato de cotización de trabajos a terceros
V 2 0_2015.xls”, en el cual se evalúan el costo de los diversos vehículos que son empleados para la
atención de un evento, en costos por hora. Partiendo de este archivo se toma un valor promedio
del costo que puede implicar los desplazamientos en cada uno de los circuitos estudiados.
Tabla 26: Costos vehículos de transporte
Realizadas las apreciaciones anteriores, se obtienen finalmente todos los parámetros necesarios
para estimar el comportamiento de los costos directos, debidos a los eventos no-planeados.
Los cotos indirectos que se obtienen a razón de los eventos originados por el deterioro del
sistema, implican principalmente la energía no suministrada; la evaluación de esta variable se
desenvuelve a partir de estimar la influencia que posee la falla de cualquiera de los elementos de
las clasificaciones implementadas en el porcentaje de usuarios que se ven afectados.
Se realiza un análisis de cada una de las clasificaciones en lo respectivo al impacto que generan
sobre el sistema si se presenta una falla en cualquiera de estas.
Transformadores
En la primera clase de equipo que se estudia, se puede considerar que la avería de este implica,
generalmente, que únicamente los usuarios que dependen de este equipo se verán afectados por
el evento; por lo tanto la potencia que se ve afectada es la concerniente al nivel de tensión I.
Evento durdesplaza Fallas(h) MP(h)
No Programado 2:10:00 1,08333333 1,55
No Programado 0:20:00
No Programado 0:50:00
No Programado 3:30:00
No Programado 0:20:00
No Programado 0:27:00
Programado 1:30:00
No Programado 0:35:00
No Programado 0:28:00
No Programado 1:37:47
VR. HORA
SIN IVA
15.258,62
139.200,00
139.200,00
139.200,00
CAMIONETA CATEGORIA 2
CARRO LÍNEAS ENERGIZADAS
BRAZO HIDRÁULICO
TIPO VEHÍCULO
CARRO CANASTA
El tiempo de reparación (MTTR) se implementa, de acuerdo a los resultados que se obtuvieron
para esta clasificación, en el desarrollo que se realizó anteriormente.
El cargo por uso (Cu), es una variable que depende del nivel de tensión al que se encuentre
conectado el usuario que sufre la indisponibilidad. Los valores que se presentan para los usuarios
de niveles de tensión I y II, con respecto a esta variable se calculan mensualmente, pero su
variación no es muy significativa; para el mes 6 del año en curso se tienen los siguientes valores:
Cargos por uso 2015/06
Nivel de tensión I 43,1355 ($/kw-h)
Nivel de tensión II 104,1557 ($/kw-h) Tabla 27: Cargos por uso NI y NII
Se considera que la mayoría de los usuarios en los circuitos evaluados son de tipo residencial, por
lo que la variable del cargo por uso se trabajara con un valor de 50 $/kw-h. Se trabaja la anterior
variable con un valor algo superior para compensar el comportamiento de los costos que
representan las indisponibilidades en los usuarios de nivel de tensión II. No se toma un valor del
cargo por uso muy superior que se maneja para los usuarios de nivel de tensión I, ya que los
usuarios de nivel de tensión II, son mucho menores las interrupciones, y se realizan grandes
esfuerzos sobre estos, por lo que es poco frecuente que presenten indisponibilidades.
Se tiene finalmente que el valor respectivo al costo de las indisponibilidades por eventos
presentados sobre trasformadores puede calcularse a través de:
Donde:
: Costos por energía no suministrada, por eventos que involucran transformadores.
: Número de eventos que se presentan por daños catastróficos de transformadores.
: Tiempo medio de reparación, de eventos que involucren transformadores.
: Potencia promedio de nivel I que se ve involucrada en el evento.
: Cargo por uso.
El número de eventos de cada una de las clasificaciones se maneja como se expuso previamente a
través de la tasa de fallas obtenida para cada tipo de elemento.
Tramo de línea
Los eventos por ruptura o descuelgue de líneas, pueden presentarse en ambos niveles de tensión;
por lo que se evalúa el número de eventos que se presenta en cada uno de estos niveles y se
calculó el costo de la energía no suministrada a través de las siguientes ecuaciones:
Tramos de línea de nivel I
Donde:
: Costos por energía no suministrada, por eventos que involucran líneas en el nivel I.
: Número de eventos que se presentan por daños en líneas de nivel I.
: Tiempo medio de reparación, de eventos que involucren transformadores.
: Potencia promedio de nivel I que se ve involucrada en el evento.
: Cargo por uso.
Tramos de línea de nivel II
Donde:
: Costos por energía no suministrada, por eventos que involucran líneas en el nivel II.
: Número de eventos que se presentan por daños en líneas de nivel II.
: Tiempo medio de reparación, de eventos que involucren transformadores.
: Potencia promedio de nivel II que se ve involucrada en el evento.
: Cargo por uso.
Se observa que el tiempo medio de reparación se toma como una variable general para la
reparación de líneas, ya sea que estas fallen en el nivel de tensión I o en el nivel de tensión II.
ELEMENTOFECHA
APERTURAMTBF
transformador 22/06/2010 9:34 -
transformador 24/07/2010 10:49 32,0520833
transformador 16/09/2010 16:30 54,2368056
transformador 28/10/2010 16:28 41,9986111
ELEMENTOFECHA
APERTURAMTBF
interruptor 30/06/2010 10:48 -
interruptor 28/07/2010 18:30 28,3203241
interruptor 13/08/2010 16:40 15,9236111
interruptor 20/08/2010 8:00 6,63888889
Nodos o Elementos
Como en la evaluación de los costos que se presentan por las tareas que se realizan sobre la red se
consideran las acciones tanto en el NI como en el NII, la clasificación de Nodo o elemento incluye
tareas realzadas en ambos niveles; para conocer el impacto de los eventos en cada uno de los
niveles de tensión con respecto a la energía no suministrada, es necesario conocer cuál es la
cantidad de eventos que se presentan en cada nivel de tensión.
Al igual que se evalúa la cantidad de falla de cada uno de las clasificaciones se realiza un análisis
del comportamiento de los eventos en cada nivel de tensión. Se procede filtrando la información
del archivo de eventos del SGO en ambos niveles de tensión, a través del campo
“ELEMENTO_OPERADO” y seleccionando el criterio interruptor para el nivel de tensión I, y
transformador para el nivel de tensión II. A continuación se procede a evaluar los tiempos entre
eventos (MTBF) de cada uno de los niveles y se calcula la tasa de falla de igual manera a través de:
( )
Tabla 28: Ejemplo de la clasificación de los eventos por los niveles de tensión
Conocidas las tasas de fallas de cada uno de los niveles de tensión se realiza una apreciación del
porcentaje que tiene cada una de estas en la tasa de fallas total del sistema. Esta consideración es
posible de realizar a razón de que en un sistema de distribución de topología radial la tasa de fallas
de todo el sistema es igual a la suma de las tasas de fallas de cada uno de los equipos que existen
en la red. Esto ya que un sistema radial está compuesto por una serie de componentes de la
fuente a la carga.
Por lo tanto:
Donde:
: Tasa de fallas del sistema
n: Número de componentes en el sistema
Del anterior análisis se puede deducir que:
Se tiene entonces que el porcentaje de influencia de la tasa de fallas de cada uno de los niveles de
tensión, en el comportamiento general del sistema se obtiene a través de:
Con el porcentaje de eventos que se presentan en el nivel de tensión I y en el nivel de tensión II,
que se representa a través del porcentaje de la tasa de fallas de cada uno de estos en la tasa de
fallas total del sistema; se procede a evaluar el comportamiento de los costos debidos a la energía
no suministrada por eventos ocurridos por falla de elementos varios; en ambos niveles de tensión.
Nodos o Elementos Nivel de tensión I
( )
Donde:
: Costos por energía no suministrada, por eventos que involucran elementos del nivel de
tensión I.
: Número de eventos que se presentan por daños en elementos.
: Porcentaje de eventos ocurridos en el nivel de tensión I.
: Tiempo medio de reparación, de eventos que involucren elementos.
: Potencia promedio de nivel I que se ve involucrada en el evento.
: Cargo por uso.
Nodos o Elementos Nivel de tensión II
( )
Donde:
: Costos por energía no suministrada, por eventos que involucran elementos del nivel de
tensión I.
: Número de eventos que se presentan por daños en elementos.
: Porcentaje de eventos ocurridos en el nivel de tensión II.
: Tiempo medio de reparación, de eventos que involucren elementos.
: Potencia promedio de nivel I que se ve involucrada en el evento.
: Cargo por uso.
3.6.9. Estimación del comportamiento en el tiempo.
Para realizar una estimación más adecuada del comportamiento real que presenta el sistema, se
tomaron diversas consideraciones que implicaron el análisis de los eventos a través de una
clasificación más detallada, de la conducta presentada en los diversos equipos; en lo respectivo a
los costos que envuelven las tareas de renovación. El análisis desarrollado parte por estimar la
cantidad de eventos que se presentan en cada una de las clasificaciones empleadas. Tal análisis
exhibe un comportamiento de los equipos en el estado actual en que se encuentra el sistema.
Inicialmente se presentó la evaluación del comportamiento que presenta el sistema, en general, a
través de la distribución Weibull y sus parámetros, los cuales ayudan a determinar la tasa de fallas
universal del sistema y su tendencia a través del tiempo. Para evaluar la forma en que se
distribuyen la cantidad de eventos a través del tiempo en cada una de las categorizaciones
propuestas, se realiza una evaluación de proporcionalidad entre la tasa de fallas de todo el sistema
y las tasas de fallas individuales de cada una de las clasificaciones. Partiendo de la siguiente
afirmación:
Donde:
: Tasa de fallas del sistema
n: Número de componentes en el sistema
La cual se cumple para sistemas de tipo radial. Se tiene que un aumento en la tasa de fallas del
sistema general, puede ser visto como un aumento en la tasa de fallas de cada una de las variables
que la componen. En este caso se tiene que el cambio en la tasa de fallas general del sistema, es
equivalente a una variación proporcional de cada una de las tasas de falla de las agrupaciones de
equipos, que la componen.
Si existe un aumento en la tasa de fallas en el sistema del 23% se tiene entonces que:
Donde:
: Tasa de fallas del sistema
: Tasa de fallas de la clasificación Nodos o Elementos
: Tasa de fallas de la clasificación Tramos de línea
: Tasa de fallas de la clasificación Transformadores
La variación de la tasa de fallas del sistema se evaluara de forma anual, con lo cual se pretende
conocer la cantidad de eventos que ocurren por año en cada circuito analizado.
Volviendo al cálculo de la tasa de fallas en función del tiempo a través de los parámetros Weibull,
se observa que el comportamiento de esta en función del tiempo presenta una conducta creciente
si el parámetro β es mayor que uno. Como se menciona, se realiza una evaluación de la tasa de
fallas en periodos anuales para observar la variación de eventos y el crecimiento que se obtiene.
Se evalúa el porcentaje de incremento a través de la siguiente metodología:
Año 1:
Año 2:
Incremento de la tasa de fallas es equivalente a:
( ⁄ )
Generalizando se obtiene los incrementos en el tiempo a través de:
⁄
⁄
⁄
⁄
Donde:
n: Número de años evaluados
De esta forma es posible conocer el comportamiento que está presentando la tasa de fallas a
través del tiempo en cada una de las categorizaciones desarrolladas; y finalmente a través de
dicha tasa de fallas se estima el número de eventos que presenta cada una de las clasificaciones, y
los costos asociados a estos eventos.
Se hace uso de las diversas ecuaciones que se presentaron para cada una de las clasificaciones, en
lo respectivo al impacto de los costos de las acciones de mantenimiento; para estimar el
comportamiento de la red de distribución a lo largo de su vida útil, en función de la variable
mantenimiento.
Por medio del anterior proceso se obtiene una evaluación del comportamiento general que esta
presentado el sistema evaluado, que en este caso corresponde a un circuito de distribución desde
la subestación de distribución hasta los usuarios finales. Para obtener una estimación del
comportamiento del mantenimiento en los diferentes niveles de tensión, y de esta manera
obtener una evaluación más adecuada para la incorporación en los proyectos de inversión del área
de Expansión y Reposición de redes, se procede como se explica a continuación:
3.6.10. Análisis del costo de las acciones de mantenimiento en los niveles de tensión I y II
Al ser la evaluación de los proyectos de inversión realizada a partir del nivel de tensión en que ha
de desenvolverse la red construida, es necesario efectuar una apreciación de los costos de
mantenimiento que implican las redes de distribución en ambos niveles de tensión, para
incorporar esta variable de forma más adecuada a los respectivos proyectos que se presentan a la
empresa, y evaluar la viabilidad de estos, tomando en consideración este nuevo parámetro.
Para conocer el comportamiento que presenta los costos de mantenimiento en los niveles de
tensión que conforman las redes de distribución, se procede a realizar un análisis del
comportamiento que cada nivel presenta con respecto a los eventos, para esto se realiza en
principio una segmentación de los diversos eventos que se presentan en cada uno de los niveles
de tensión, y se prosigue aplicando un procedimiento similar al utilizado para la evaluación general
de los costos de mantenimiento en el circuito completo.
Para la división de los diversos eventos que se presentan en el sistema se utiliza, como se ha
realizado anteriormente, el campo respectivo a “ELEMENTO” del formato obtenido de la base de
datos del SGO, para cada circuito evaluado; en este campo se seleccionan los eventos que
contengan el parámetro “Transformador”, para hacer énfasis sobre los eventos ocurridos en el
nivel de tensión uno (NI), y los eventos que se relacionen al parámetro “Interruptor” para referirse
a los eventos que tienen relación son el nivel de tensión dos (NII).
Fraccionados los eventos de ambos niveles de tensión se procede a realizar una evaluación del
comportamiento de cada uno de estos niveles a través de la estimación de la distribución Weibull,
y con ella tasar el comportamiento del número de eventos por medio de la tasa de fallas que
presentan ambos niveles a lo largo de la vida útil de la red. Para mantener la intensión de obtener
un acercamiento más apropiado al comportamiento real que presenta el sistema, se evalúa
igualmente la cantidad de eventos que son respectivos a cada uno de los equipos de las
clasificaciones anteriormente desarrolladas; se evalúa la cantidad de eventos que cada uno de
estas clasificaciones está presentando actualmente en el sistema, y se realiza la apreciación del
comportamiento que ha de presentar a través del tiempo, por medio de la relación de
proporcionalidad de la tasa de fallas general del sistema y la tasa de fallas de cada una de las
clasificaciones desarrolladas.
Tabla 29: Estimación de parámetros respectivos a cada nivel de tensión
Como se observa se aplica la macro para la estimación de parámetros de la distribución Weibull en
cada uno de los niveles de tensión; la diferencia principal radica en que para la evaluación de los
parámetros de cada nivel, se hace uso de los respectivos tiempos entre falla de los eventos
correspondientes a cada nivel.
Para la evaluación de los costos que implican las diversas acciones en cada uno de los niveles de
tensión, es necesario en cada uno de los archivos empleados para la estimación de los costos y los
Datos Beta inicial sum xi sum 1/xi sum xi^B sum ln(xi) sum ln(xi)*xi^B sum (ln(xi))^2 sum (ln(xi))^2 * xi^B
1,025 1,166097897 1620,78235 53,2459325 2468,83349 330,4005771 6365,633527 743,3055885 17694,28464
1,034722222 Funcion Funcion
1,041666667 3,75731E-10 9,29146E-11 MTBF
1,055555556 Derivada Derivada 8,47177926
1,074305556 0,977018494 0,977018494
1,075694444 Beta nuevo Beta nuevo
1,094444444 1,166097897 1,166097897
1,097222222 Numero h eta
1,11875 192 8,937138752
1,119108796
tiempos de reparación, realizar una segmentación de los eventos que son realizados en el nivel de
tensión I y en el nivel de tensión II.
Realizando un enfoque en cada una de las clasificaciones empleadas, se desarrolla una apreciación
de la influencia que tiene cada una de los eventos que ocurren en las diferentes clasificaciones, en
cada uno de los niveles de tensión de la red de distribución.
1. Transformadores: Los eventos que respectan a defectos en los transformadores implican
un efecto directo sobre el nivel de tensión I, y más precisamente sobre los usuarios que
dependen de este; por tal razón se incluyen los diferentes eventos de esta categoría al
análisis del comportamiento de los costos en el nivel de tensión I. los costos y tiempos que
respectan a esta categoría, mantienen un comportamiento igual al que se presentaba en
el análisis general del circuito.
2. Nodos o Elementos: En esta categoría existen eventos que involucran tanto el nivel I como
el nivel II, es posible obtener una segmentación de estos a través del proceso antes
mencionado; la estimación de los costos y los tiempos que implican las tareas en ambos
niveles de tensión, presentan un comportamiento deferente; por lo cual es necesario
evaluar la conducta de estos parámetros en cada nivel de tensión.
Lo respectivo a los costos que implican las tareas de mantenimiento, se evalúa como se
mencionó a través del archivo de ONE WORLD; solo que en esta ocasión se desarrolla, en
la tabla dinámica utilizada, un filtro que permita evaluar los costos en cada nivel de
tensión. Lo respectivo a los tiempos de reparación se implementa el archivo que une los
eventos de los diferentes circuitos estudiados de cada entorno, y de igual manera se
estudia los tiempos que implican las tareas en cada nivel de tensión, por medio de un filtro
en el archivo.
Tabla 30: Filtro para evaluación de costos y MTTR en las clasificaciones desarrolladas por niveles de tensión
ELEMENTO transformador Elementos Tramo Trafo General del Circuito
Etiquetas de fila Promedio de DURACION (HORAS) AZU23L15 5,72 AZU23L15 5,93 AZU23L15 20,22 AZU23L15 7,84
AZU23L15 27,78 IRR23L13 7,02 IRR23L13 11,52 IRR23L13 22,07 IRR23L13 10,76
IRR23L13 37,70 MAZ23L13 9,53 MAZ23L13 8,39 MAZ23L13 35,62 MAZ23L13 13,74
MAZ23L13 48,08 SLM23L13 6,82 SLM23L13 4,02 SLM23L13 31,19 SLM23L13 10,18
SLM23L13 44,20 VMA23L16 6,12 VMA23L16 9,87 VMA23L16 12,54 VMA23L16 9,07
VMA23L16 16,78 Promedio 7,04 Promedio 7,94 Promedio 24,32 Promedio 10,32
Total general 37,46
DESCRIPCION 1 EQUIPO F1201 RED PRIMARIA AZA23L12
Etiquetas de fila Promedio de COSTOS DE MANO DE OBRA (REALES) Promedio de COSTOS MATERIALES (REALES)
AZA23L12 28.501 61.843
3. Tramo de línea
Lo respectivo al comportamiento de los tramos de línea en cada nivel de tensión, ya se
había desarrollado, en esta clasificación es necesario, simplemente involucrar los
respectivos tramos de línea con el nivel de tensión que se pretenda evaluar.
En cada una de las clasificaciones existen costos que pueden relacionarse con cada uno de los
niveles de tensión de la red; la evaluación de los costos que conciernen a cada nivel se evalúa
como se describe a continuación:
Costos respectivos al nivel I
Los costos concernientes al nivel de tensión I tienen relación con los eventos que únicamente
dejan la red secundaria sin servicio. Los eventos que pueden relacionarse a este nivel de tensión
son los ocurridos por, fallas o acciones sobre el transformador de distribución, fallas o
mantenimientos preventivos sobre el las redes secundarias y las fallas o mantenimientos sobre
equipos en las redes secundarias.
Costos respectivos al nivel II
Lo respectivo a las acciones de mantenimiento que implican costos en la red primaria, únicamente
se consideran las fallas o mantenimientos tanto en las redes como en los elementos de las líneas
primarias.
En cada uno de los niveles de tensión se evalúan los costos que representan las diferentes tareas
que se realizan en los distintos elementos, y se consideran igualmente los costos directos e
indirectos de tales eventos sobre la red.
Es posible conocer los costos generales de la red de distribución al sumar las influencias del nivel
de tensión I y II; de esta manera es viable evaluar la diferencia entre los costos que se estiman a
través de estudiar el comportamiento general del sistema, y el costo total del sistema al evaluar
cada uno de los niveles de tensión y sumar sus aportes. A través de este procedimiento es posible
conocer las diferencias que se presentan por evaluar los eventos que pueden poseer costos
diversos en cada nivel de tensión con un solo valor, lo cual puede generar un error en el cálculo.
Por medio de realizar la segmentación de los eventos y del comportamiento de estos en cuanto a
los costos que implican para cada nivel de tensión, se obtiene una aproximación del
comportamiento de la variable mantenimiento, que puede ser implementada para estimar la
influencia de esta variable en los nuevos proyectos de inversión.
3.6.11. Consideraciones Importantes Respectivas Al Comportamiento De Los Eventos En La
Red
Los eventos que se presentan en la red de distribución eléctrica pueden ser debidos a una gran
diversidad de factores y producir igualmente una amplia variedad de efectos sobre el sistema. En
esta sección en donde el análisis se centra en la evaluación del comportamiento del sistema
respecto a los eventos presentados por el deterioro del sistema; es preciso realizar un análisis del
número de eventos que generan en el sistema un efecto que puede ser corregido simplemente
con el reemplazo de alguno de los elementos de protección que se instalan en la red. Partiendo de
entender que el sistema de distribución eléctrica se encuentra expuesto a una amplia variedad de
factores que pueden incurrir en la falla del sistema, además de los daños ocurridos por la ruptura
de los elementos de la red; se implementan elementos cuyo objetivo es el de minimizar el impacto
de los eventos al cerrar la zona afectada y no permitir que la influencia de la falla se propague por
las mismas líneas de distribución. Gracias a estos equipos las fallas pueden ser solucionadas
rápidamente simplemente con el reemplazo de este tipo de elementos de protección, en donde la
parte que reacciona a la falla es conocida como fusible y presenta costos relativamente bajos y es
de rápido reemplazo. Cuando las fallas que se presentan en la red generan únicamente la
respuesta de uno de estos equipos y no la realización de una tarea más compleja, los costos son
significativamente menores, y al ser un porcentaje importante la respuesta a los eventos a través
de la sustitución de los elementos de protección; es importante considerar el efecto de esta
variable en el análisis.
Para lograr obtener un acercamiento de la influencia de los mantenimientos que representan la
sustitución de los elementos de protección tanto en el nivel I como en el nivel II, se procede a
estimar el porcentaje de eventos que tienen relación a esta acción, del total de eventos ocurridos
por fallas en los circuitos evaluados; y conocer el tiempo y costos promedio que implica realizar
dicha tarea. Para esto se utiliza en primer lugar el archivo que relaciona los eventos de todos los
circuitos evaluados en cada uno de los entornos de interés, obtenido de la información del SGO; a
partir de este archivo es posible evaluar la cantidad de eventos que implicaron acciones
respectivas al cambio de fusibles. Esta clasificación es necesario realizarla analizando cada uno de
los eventos de los registros y observando la descripción que se realiza en el campo “REPORTE”,
aquí se brinda una breve descripción de las acciones que se realizaron para dar continuidad
nuevamente al servicio. Esta tarea puede ser un poco compleja por el número de eventos que se
presentan, pero es necesario conocer la influencia de las reparaciones que implican el cambio de
elementos de protección. A través de este campo fue posible conocer anteriormente a que
clasificación pertenecía cada uno de los eventos de los circuitos, ya que existían ambigüedades
que debían ser corregidas.
Tabla 31: Segmentación de los eventos que implican cambio de fusible
En el nuevo campo “FUSIBLE”, se presenta una clasificación en donde se identifican con la letra F
aquellos eventos que implicaron la sustitución de un elemento de protección. Luego de realizar
esta tarea se evalúa el porcentaje de eventos que implicaron el cambio de un elemento de
protección en el total de incidentes de los diferentes circuitos estudiados; este análisis se realiza
para ambos entornos de estudio, ósea, los grupos de calidad 1 y 4; y para los niveles de tensión I y
II.
Tabla 32: Evaluación del porcentaje de eventos que implican cambio de Fusibles
La evaluación de los costos y los tiempos que implican estas tareas en los respectivos grupos de
calidad, se obtienen de igual manera que como se realizó anteriormente para conocer los costos
de las diversas acciones en las clasificaciones desarrolladas. En esta oportunidad se realiza una
evaluación de los costos en el archivo de ONE WORLD, de todos los eventos que tienen que ver
con cambio de fusibles o elementos de protección; de igual manera se hace uso del campo
“DESCRIPCION OT”, para filtrar las tareas que tienen relación al tipo de elemento y acción que es
de interés.
REPORTEGeneralizaci
ónFUSIBLE
SE ENDEREZO APOYO PRIMARIO PARA CAERSE ELEMENTO
SE ENCUENTRA BAJANTE SECUNDARIA QUEMADA EN TRANSFORMADOR Y SE CAMBIA 1
FQ DE 2A H. SE CAMBIA 1 FQ DE 12A T EN SECCION.ELEMENTO
SE CAMBIO FUSIBLE DE 10A TIPO T EN LA SECCION C34029. SERVICIO QUEDA NORMAL. ELEMENTO F
SE CAMBIO FUSIBLE DE 7A TIPO T EN LA SECCION C34411. Y DOS FUSIBLES DE 2A TIPO
H EN EL TRAFO C34417.ELEMENTO F
SE NORMALIZA SERVICIO DESPUES DE ENCONTRAR LINEA PRIMARIA CON FASE SOBRE
EL RIO CAUCA USANDOSE 360MTS ACRNR2LINEA
SE CAMBIO UN FUSIBLE DE 3A TIPO H EN EL TRAFO C34110. EL SERVICIO QUEDA
NORMAL.ELEMENTO F
SE REPARO NEUTRO QUEMADO SOBRE EL TRAFO C34193. EL AUXILIAR TECNICO
REPORTA QUE SE QUEMO UNA NEVERA Y QUE SE NECESITA CAMBIAR BARRAJE.ELEMENTO
TRAFO QUEMADO MARCA SIEMENS 15 KVA 7.6 Nº FAB 169762 NO TIENE Nº EMP 12
USUARIOSTRAFO
ELEMENTO transformador
Etiquetas de fila Cuenta de EVENTO Cuenta de FUSIBLE Eventos Event-FUS Porcentaje
AZU23L15 227 39 227 39 17%
IRR23L13 85 15 85 15 18%
MAZ23L13 377 71 377 71 19%
SLM23L13 201 34 201 34 17%
VMA23L16 113 16 113 16 14%
Total general 1003 175 17% Promedio
Tabla 33: Evaluación costos que implican tareas de cambio de fusible
A través de esta información es posible conocer el número de eventos que se presentan en el
sistema y que tienen relación a esta variable, además de los costos que representa. Para estimar
este valor se parte por tasar la cantidad de eventos con relación a cambio de fusibles, del total de
incidentes utilizando el porcentaje que representa tales eventos y multiplicándolo por la cantidad
de eventos que se presentan en la clasificación de Nodo o Elemento, para cada nivel de tensión. Se
realiza la segmentación de los eventos de esta categoría, ya que es en donde existe mayor
posibilidad de que el evento implique únicamente un cambio de fusible, puesto que en las
categorías de transformador y tramo de línea, se realiza una segmentación que corresponde a
efectos drásticos sobre estos elementos.
Finalmente los costos respectivos a las acciones que implican el reemplazo de elementos de
protección, se obtienen a partir de la siguiente ecuación:
[( ) ( ) ]
Donde:
: Costo mantenimientos en un periodo de tiempo de los eventos que impliquen cambio de
fusible.
: Tiempo de transporte al lugar del evento.
: Tiempo que dura la reparación que implica un fusible.
: Costo por unidad de tiempo de la mano de obra. Fusible.
Costo por unidad de tiempo del transporte.
: Costo referente a los materiales implementados para reparación de un fusible.
: Número de eventos respectivos a Nodo o Elemento.
: Porcentaje de eventos que corresponden a cambio de fusibles.
DESCRIPCION OT COSTOS DE MANO DE OBRA (REALES) COSTOS MATERIALES (REALES)
CAMB EPROT FUSIBLE 31.802 2.553
CAMB EPROT FUSIBLE 5.529 4.438
CAMB EPROT FUSIBLE 4.644 4.438
CAMB EPROT FUSIBLE 34.188 5.170
Dependiendo del proceso que se haya utilizado para evaluar los costos de la red, ya sea la
evaluación generalizada del sistema o la evaluación por niveles de tensión; se evalúa el porcentaje
de eventos que impliquen el cambio de fusibles y se multiplica dicho porcentaje al número de
eventos que existan en la categoría Nodo o Elemento.
3.6.12. Resultados De La Evaluación Del Comportamiento De Los Costos De Mantenimiento
Respectivos Al Deterioro Del Sistema
Los resultados que se obtienen de la evaluación de los costos que implican los eventos originados
por el deterioro del sistema, pueden considerarse en los dos procedimientos empleados para la
evaluación de los costos de la red. En primer lugar la evaluación generalizada del sistema que
incluye un análisis del comportamiento de ambos niveles de tensión indistintamente, y el
procedimiento paralelo que incluye un análisis individual del comportamiento de cada uno de los
niveles de tensión.
Si se maneja el primer razonamiento la evaluación de los costos de mantenimiento de la red
implica la consideración de los costos de las diferentes categorías desarrolladas; en donde se
toman en cuenta tanto los costos directos como los indirectos. En este procedimiento se toman
valores generales para los costos que implican las tareas de reparación del evento y no se hace la
segmentación en los niveles de tensión, más que para conocer la influencia de la energía no
suministrada.
Transformador:
[( ) ( ) ]
Donde:
: Costo mantenimientos en un periodo de tiempo de los eventos que impliquen
transformadores.
: Tiempo de transporte al lugar del evento.
: Tiempo que dura la reparación que implica un transformador.
: Costo por unidad de tiempo de la mano de obra. Transformador.
Costo por unidad de tiempo del transporte.
: Costo referente a los materiales implementados. Transformador.
: Número de eventos respectivos a transformadores.
ENS Nivel de tensión I-Transformador
Donde:
: Costos por energía no suministrada, por eventos que involucran transformadores.
: Número de eventos que se presentan por daños catastróficos de transformadores.
: Tiempo medio de reparación, de eventos que involucren transformadores.
: Potencia promedio de nivel I que se ve involucrada en el evento.
: Cargo por uso.
Nodo o Elemento:
[( ) ( ) ]
Donde:
: Costo mantenimientos en un periodo de tiempo de los eventos que impliquen elementos
diversos de menor envergadura.
: Tiempo de transporte al lugar del evento.
: Tiempo que dura la reparación que implica un elemento.
: Costo por unidad de tiempo de la mano de obra. Elemento
Costo por unidad de tiempo del transporte.
: Costo referente a los materiales implementados para reparación de un elemento.
: Número de eventos respectivos a elementos de menor impacto.
ENS Nivel de tensión I-Nodo o Elemento
( )
Donde:
: Costos por energía no suministrada, por eventos que involucran elementos del nivel de
tensión I.
: Número de eventos que se presentan por daños en elementos.
: Porcentaje de eventos ocurridos en el nivel de tensión I.
: Tiempo medio de reparación, de eventos que involucren elementos.
: Potencia promedio de nivel I que se ve involucrada en el evento.
: Cargo por uso.
ENS Nivel de tensión II-Nodo o Elemento
( )
Donde:
: Costos por energía no suministrada, por eventos que involucran elementos del nivel de
tensión I.
: Número de eventos que se presentan por daños en elementos.
: Porcentaje de eventos ocurridos en el nivel de tensión II.
: Tiempo medio de reparación, de eventos que involucren elementos.
: Potencia promedio de nivel I que se ve involucrada en el evento.
: Cargo por uso.
Fusible:
[( ) ( ) ]
Donde:
: Costo mantenimientos en un periodo de tiempo de los eventos que impliquen cambio de
fusible.
: Tiempo de transporte al lugar del evento.
: Tiempo que dura la reparación que implica un fusible.
: Costo por unidad de tiempo de la mano de obra. Fusible.
Costo por unidad de tiempo del transporte.
: Costo referente a los materiales implementados para reparación de un fusible.
: Número de eventos respectivos a Nodo o Elemento.
: Porcentaje de eventos que corresponden a cambio de fusibles.
Tramo de línea:
[( ) ( ) ]
Donde:
: Costo mantenimientos en un periodo de tiempo de los eventos que impliquen tramos de línea.
: Tiempo de transporte al lugar del evento.
: Tiempo que dura la reparación que implica un tramo de línea.
: Costo por unidad de tiempo de la mano de obra. Tramo de línea.
Costo por unidad de tiempo del transporte.
: Costo referente a los materiales implementados para reparación de un tramo de línea.
: Número de eventos respectivos a tramos de línea.
ENS Nivel de tensión I-Tramo de línea
Donde:
: Costos por energía no suministrada, por eventos que involucran líneas en el nivel I.
: Número de eventos que se presentan por daños en líneas de nivel I.
: Tiempo medio de reparación, de eventos que involucren transformadores.
: Potencia promedio de nivel I que se ve involucrada en el evento.
: Cargo por uso.
ENS Nivel de tensión II-Tramo de línea
Donde:
: Costos por energía no suministrada, por eventos que involucran líneas en el nivel II.
: Número de eventos que se presentan por daños en líneas de nivel II.
: Tiempo medio de reparación, de eventos que involucren transformadores.
: Potencia promedio de nivel II que se ve involucrada en el evento.
: Cargo por uso.
Para el segundo razonamiento se hace una clasificación de los eventos que afectan tanto el nivel
de tensión I como el nivel de tensión II.
Nivel de tensión I
Transformador:
[( ) ( ) ]
Donde:
: Costo mantenimientos en un periodo de tiempo de los eventos que impliquen
transformadores.
: Tiempo de transporte al lugar del evento.
: Tiempo que dura la reparación que implica un transformador.
: Costo por unidad de tiempo de la mano de obra. Transformador.
Costo por unidad de tiempo del transporte.
: Costo referente a los materiales implementados. Transformador.
: Número de eventos respectivos a transformadores.
Donde:
: Costos por energía no suministrada, por eventos que involucran transformadores.
: Número de eventos que se presentan por daños catastróficos de transformadores.
: Tiempo medio de reparación, de eventos que involucren transformadores.
: Potencia promedio de nivel I que se ve involucrada en el evento.
: Cargo por uso.
Nodo o Elemento:
[( ) ( ) ]
Donde:
: Costo mantenimientos en un periodo de tiempo de los eventos que impliquen elementos
diversos de menor envergadura, en el nivel de tensión I.
: Tiempo de transporte al lugar del evento.
: Tiempo que dura la reparación que implica un elemento, en el nivel de tensión I.
: Costo por unidad de tiempo de la mano de obra. Elemento, en el nivel de tensión I.
Costo por unidad de tiempo del transporte.
: Costo referente a los materiales implementados para reparación de un elemento, en el
nivel de tensión I.
: Número de eventos respectivos a elementos de menor impacto, en el nivel de tensión I.
( )
Donde:
: Costos por energía no suministrada, por eventos que involucran elementos del nivel de
tensión I.
: Número de eventos que se presentan por daños en elementos, en el nivel de tensión I.
: Tiempo medio de reparación de eventos que involucren elementos en el nivel de
tensión I.
: Potencia promedio de nivel I que se ve involucrada en el evento.
: Cargo por uso.
Fusible:
[( ) ( ) ]
Donde:
: Costo mantenimientos en un periodo de tiempo de los eventos que impliquen cambio de
fusible.
: Tiempo de transporte al lugar del evento.
: Tiempo que dura la reparación que implica un fusible.
: Costo por unidad de tiempo de la mano de obra. Fusible.
Costo por unidad de tiempo del transporte.
: Costo referente a los materiales implementados para reparación de un fusible.
: Número de eventos respectivos a Nodo o Elemento, en el nivel I.
: Porcentaje de eventos que corresponden a cambio de fusibles.
Tramo de línea:
[( ) ( ) ]
Donde:
: Costo mantenimientos en un periodo de tiempo de los eventos que impliquen tramos de
línea, en el nivel de tensión I.
: Tiempo de transporte al lugar del evento.
: Tiempo que dura la reparación que implica un tramo de línea, en el nivel de tensión I.
: Costo por unidad de tiempo de la mano de obra. Tramo de línea, en el nivel de tensión I.
Costo por unidad de tiempo del transporte.
: Costo referente a los materiales implementados para reparación de un tramo de línea, en
el nivel de tensión I.
: Número de eventos respectivos a tramos de línea, en el nivel de tensión I.
Donde:
: Costos por energía no suministrada, por eventos que involucran líneas en el nivel I.
: Número de eventos que se presentan por daños en líneas de nivel I.
: Tiempo medio de reparación, de eventos que involucren tramos de línea en el nivel de
tensión I.
: Potencia promedio de nivel I que se ve involucrada en el evento.
: Cargo por uso.
Nivel de tensión II
Nodo o Elemento:
[( ) ( ) ]
Donde:
: Costo mantenimientos en un periodo de tiempo de los eventos que impliquen elementos
diversos de menor envergadura, en el nivel de tensión II.
: Tiempo de transporte al lugar del evento.
: Tiempo que dura la reparación que implica un elemento, en el nivel de tensión II.
: Costo por unidad de tiempo de la mano de obra. Elemento, en el nivel de tensión II.
Costo por unidad de tiempo del transporte.
: Costo referente a los materiales implementados para reparación de un elemento, en el
nivel de tensión II.
: Número de eventos respectivos a elementos de menor impacto, en el nivel de tensión II.
( )
Donde:
: Costos por energía no suministrada, por eventos que involucran elementos del nivel de
tensión II.
: Número de eventos que se presentan por daños en elementos, en el nivel de tensión II.
: Tiempo medio de reparación de eventos que involucren elementos en el nivel de
tensión II.
: Potencia promedio de nivel II que se ve involucrada en el evento.
: Cargo por uso.
Fusible:
[( ) ( ) ]
Donde:
: Costo mantenimientos en un periodo de tiempo de los eventos que impliquen cambio de
fusible.
: Tiempo de transporte al lugar del evento.
: Tiempo que dura la reparación que implica un fusible.
: Costo por unidad de tiempo de la mano de obra. Fusible.
Costo por unidad de tiempo del transporte.
: Costo referente a los materiales implementados para reparación de un fusible.
: Número de eventos respectivos a Nodo o Elemento, en el nivel II.
: Porcentaje de eventos que corresponden a cambio de fusibles.
Tramo de línea:
[( ) ( ) ]
Donde:
: Costo mantenimientos en un periodo de tiempo de los eventos que impliquen tramos de
línea, en el nivel de tensión II.
: Tiempo de transporte al lugar del evento.
: Tiempo que dura la reparación que implica un tramo de línea, en el nivel de tensión II.
: Costo por unidad de tiempo de la mano de obra. Tramo de línea, en el nivel de tensión II.
Costo por unidad de tiempo del transporte.
: Costo referente a los materiales implementados para reparación de un tramo de línea, en
el nivel de tensión II.
: Número de eventos respectivos a tramos de línea, en el nivel de tensión II.
Donde:
: Costos por energía no suministrada, por eventos que involucran líneas en el nivel II.
: Número de eventos que se presentan por daños en líneas de nivel II.
: Tiempo medio de reparación, de eventos que involucren tramos de línea en el nivel de
tensión II.
: Potencia promedio de nivel II que se ve involucrada en el evento.
: Cargo por uso.
Se implementa una macro en la cual estimar el comportamiento de los costos de estas dos
metodologías, en ella se involucran las diferentes fórmulas y las distintas consideraciones que se
realizaron para obtener un acercamiento más apropiado.
La macro empleada requiere de los principales parámetros para la estimación del comportamiento
de los eventos y de los costos de estos.
Figura 14: Presentación inicial de la macro desarrollada para la estimación de los costos de mantenimiento.
La evaluación del comportamiento general del sistema, requiere de los siguientes datos para la
estimación del comportamiento a través del aplicativo desarrollado:
Periodo 1 2 3 4Nodo. Null-MP
β 1,082940267 20 #-fallas 16 17 18 18
η 22,81781124 Indisp-Fall
NI MTBF NI 37.555$ 39.902$ 42.249$ 42.249$
λ 0,045180771 22,13330956 NII -$ -$ -$ -$
NII Reparación-Fall
λ 0 λ Fusible 5.894.859$ 6.463.713$ 7.062.937$ 7.288.951$
0,045180771 Otras acciones 969.038$ 1.062.550$ 1.161.055$ 1.198.208$
λ 0,007462546 C. TOTAL 6.901.451$ 7.566.164$ 8.266.240$ 8.529.408$
Periodo a
proyectar
PARAMETROS INICIALES COSTOS DE ACCIONES DE RENOVACIÓN DE ESTADO ACTUAL EN ADELANTE
DESGASTE
Circuito General
Transformadores
Figura 15: Parámetros para la evaluación del comportamiento del sistema estudiado
Los primeros datos requeridos por la macro, son los respectivos a los parámetros de la distribución
Weibull del sistema en general; además de las tasas de fallas de las diversas clasificaciones
desarrolladas. A partir de esta información el aplicativo desarrolla la estimación de la tasa de fallas
anual del sistema y el aumento proporcional de los eventos en cada una de las clasificaciones
propuestas. Con las tasas de fallas de los niveles de tensión I y II, se realiza el análisis de la
cantidad de eventos que corresponden a cada nivel y los costos asociados; esta parte se involucra
principalmente con la energía no suministrada.
Tras conocer el comportamiento de los eventos en el sistema se procede a evaluar los costos que
respectan a estos, para estos se hace uso de las diversas ecuaciones presentadas anteriormente
para conocer el valor de cada uno de los eventos en las distintas clasificaciones empleadas.
Los parámetros que se ingresan en la macro para cada entorno evaluado son los siguientes:
β 1,304684822 20
η 16,86662027
NI MTBF
λ 0,040603347 15,56639078
NII
λ 0,027610565 λ
0,064240967
λ 0,002347339
Nota:
λ 0,053910021
NI
λ 0,005315953
NII
λ 0,007282769
DESGASTE
Circuito General
Transformadores
Elementos
Lineas
Las unidades de las tasas de
falla se encuentran en
(1/dias)
PARAMETROS INICIALES
Periodo a
proyectar
Tabla 34: Parámetros para la evaluación de los costos de los eventos en el sistema.
Los valores que respectan a “M. Preventivos”, son datos que son requeridos para la evaluación de
los costos de las acciones de mantenimiento preventivo, las cuales se estudiaran más adelante.
Luego de la evaluación de cada uno de los parámetros requeridos por el aplicativo se procede a
realizar la estimación a través de ingresar la combinación de teclas de “Ctrl o”; lo cual presenta
como resultado en la macro la apreciación de los cotos de cada una de las clasificaciones
mostrando inicialmente una segmentación tanto de los valores directos e indirectos, pero además
se exhibe el comportamiento de cada una de las clasificaciones de forma general, esto con el fin
de simplificar el análisis de la información.
Elemento
M.Obra 53.872$
Materiales 71.568$
Trafo
M.Obra 230.204$
Materiales 100.427$
Linea
M.Obra 164.613$
Materiales 254.968$
Elemento
M.Obra 150.622$
Materiales 180.726$
Trafo
M.Obra 165.618$
Materiales 245.459$
Linea
M.Obra 327.738$
Materiales 321.043$
M. Preventivos
COSTOS
FallasTransporte 0,475333333
Elemento 1,16
Trafo 3,99
Linea 1,60
Elemento 3,23
trafo 3,00
Linea 4,43
Fallas
M. Preventivos
Tiempos (h)
M.Obra 41.330
Materiales 7.501
100.000 -
Fusibles
Costo transporte
NI NII
25,46 804,41
Cargo por Uso 50
ENS Promedio
Figura 16: Ejemplo de los resultados de dos de las clasificaciones desarrolladas
En la “Hoja 1” de la macro se exponen los resultados de los costos, segmentados en las diferentes
categorías que se emplearon, tanto los costos indirectos que corresponden a la energía no
suministrada, como la partición de los costos directos en las acciones que implican cambio de
fusible y las acciones de mayor complejidad. Se evalúa el comportamiento del sistema de forma
anual en donde cada uno de los registros de campo “Periodo”, representa el número de años del
estado actual en adelante en que se estudia el comportamiento del sistema.
Figura 17: Ejemplo de los resultados obtenidos simplificando los diversos campos.
En la “Hoja 2” de la macro se presentan los resultados de forma resumida para hacer una
evaluación más sencilla del comportamiento general y de cada una de las clasificaciones, que se
está presentando a través del tiempo. En este punto el campo “AÑO”, representa la misma
Periodo 1 2 3 4 5Nodo. Null-MP
#-fallas 23 28 32 35 37
Indisp-Fall
NI 20.271$ 24.678$ 28.203$ 30.848$ 32.610$
NII 435.464$ 530.130$ 605.863$ 662.663$ 700.529$
Reparación-Fall
Fusible 4.732.626$ 5.945.825$ 7.012.676$ 7.915.558$ 8.635.647$
Otras acciones 1.411.299$ 1.773.082$ 2.091.224$ 2.360.469$ 2.575.204$
C. TOTAL 6.599.661$ 8.273.715$ 9.737.966$ 10.969.537$ 11.943.991$
Transf. Null-MP
#-fallas 2 2 2 3
Indisp-Fall
NI 10.148$ 10.148$ 10.148$ 15.222$
NII -$ -$ -$ -$
Reparación-Fall
Fusible 8.582.591$ 8.857.234$ 9.140.666$ 14.149.750$
Otras acciones -$ -$ -$ -$
C. TOTAL 8.592.739$ 8.867.382$ 9.150.814$ 14.164.972$
Costos del mantenimeito
AÑO
1 2 3 4 5
DESGASTE
FALLAS
Nodos 5.738.835$ 7.387.246$ 8.520.720$ 9.715.876$ 10.329.938$
Trafos 4.296.370$ 4.433.691$ 4.575.407$ 4.721.657$ 4.872.588$
Redes 3.864.827$ 4.803.516$ 5.732.251$ 6.777.808$ 6.984.232$
TOTAL 13.900.031$ 16.624.453$ 18.828.378$ 21.215.342$ 22.186.758$
información que “Periodo” en la anterior hoja, siendo el año evaluado desde el estado actual en
adelante.
De esta manera se presenta el análisis del comportamiento que presenta el sistema en cuanto al
comportamiento de los costos respectivos a la solución de eventos originados por deterioro de los
equipos. En este primer análisis se realiza la evaluación del comportamiento general del sistema,
en los dos entornos de interés, ósea, los entornos urbanos (GC1) y los entornos rurales (GC4); por
lo tanto es necesario evaluar el comportamiento de los diferentes parámetros en cada uno de los
entornos mencionados.
Para le estimación del comportamiento de los costos en cada uno de los niveles de tensión, lo cual
es más adecuado para la incorporación de esta variable en los diversos proyectos de inversión; se
realiza un procedimiento similar, se implementa la misma macro para conocer el impacto de los
eventos en cada nivel de tensión con respecto a los costos. La principal diferencia radica en que se
deja aparte los parámetros que no corresponden al nivel de tensión evaluado, y se calculan los
parámetros que son de relevancia con la información de los eventos ocurridos en el respectivo
nivel de tensión.
Se tiene entonces que la evaluación de los costos en cada nivel de tensión se logra a través de:
Nivel de tensión I
Figura 18: Parámetros para la evaluación del comportamiento del sistema estudiado, NI.
β 1,312241117 20
η 26,78746572
NI MTBF
λ 0,040495209 24,69427947
NII
λ 0 λ
0,040495209
λ 0,002347339
Nota:
λ 0,037841306
NI
λ 0,005315953
NII
λ 0
DESGASTE
Circuito General
Transformadores
Elementos
Lineas
Las unidades de las tasas de
falla se encuentran en
(1/dias)
PARAMETROS INICIALES
Periodo a
proyectar
Los parámetros para la evaluación del comportamiento se obtienen para cada circuito estudiado,
al segmentar los eventos únicamente ocurridos en el nivel de tensión I, y calcular los parámetros β
y η de la distribución Weibull, para este nivel de tensión. Además, se buscan las tasas de fallas de
las diferentes clasificaciones que aplican para el nivel de tensión I, como se observa la tasa de
fallas de las líneas del nivel de tensión II no se tienen en cuenta, al igual que la tasa de fallas del
nivel de tensión II.
Tabla 35: Parámetros para la evaluación de los costos de los eventos en el sistema.NI
Los diferentes costos requeridos para la evaluación de los eventos en el nivel de tensión I, se
realizan segmentando igualmente la información para tomar únicamente la información que es de
interés, y evaluar los costos promedios de las diversas acciones que se desarrollan en el nivel de
tensión I.
Transporte 0,475333333
Elemento 1,05
Trafo 5,19
Linea 1,08
Elemento 2,21
trafo 3,00
Linea 2,28
Fallas
M. Preventivos
Tiempos (h)
Elemento
M.Obra 37.356$
Materiales 9.987$
Trafo
M.Obra 230.204$
Materiales 100.427$
Linea
M.Obra 146.495$
Materiales 142.775$
Elemento
M.Obra 155.371$
Materiales 60.751$
Trafo
M.Obra 165.618$
Materiales 245.459$
Linea
M.Obra 348.898$
Materiales 318.887$
M. Preventivos
COSTOS
Fallas
M.Obra 41.330
Materiales 7.501
17.700 -
Fusibles
Costo transporte
NI NII
25,46 -
Cargo por Uso 50
ENS Promedio
Nivel de tensión II
El análisis concerniente al nivel de tensión II es idéntico al desarrollado para el nivel de tensión I,
en esta oportunidad, la diferencia más notable, radica en que los eventos concernientes a tipo
transformador no se toman en cuenta, puesto que su evaluación únicamente se realiza en el nivel
de tensión I.
Figura 19: Parámetros para la evaluación del comportamiento del sistema estudiado, NII.
La evaluación de los costos de los distintos parámetros respectivos a los costos del nivel de tensión
II, se realizan de igual manera, a través del filtro de los eventos concernientes únicamente a dicho
nivel.
Los resultados de cada uno de los niveles de tensión se presentan de igual manera al aplicar el
comando “Ctrl o”, en el aplicativo. Se presentan también los costos de forma segmentada y
generalizada, para un análisis completo de estos.
Los resultados en cualquiera de los dos procedimientos descritos, tanto en la evaluación general
del sistema como en la evaluación de cada uno de los niveles, se dividen por el número de
kilómetros de la red para obtener un parámetro con el cual estimar el costos de una nueva red
construida con respecto a esta variable, al multiplicar la cantidad de kilómetros de la nueva red
por el costo por km del mantenimiento que implicará.
β 1,210797682 20
η 38,73738826
NI MTBF
λ 0 36,35562275
NII
λ 0,027506062 λ
0,027506062
λ 0
Nota:
λ 0,024887329
NI
λ 0
NII
λ 0,007282769
DESGASTE
Circuito General
Transformadores
Elementos
Lineas
Las unidades de las tasas de
falla se encuentran en
(1/dias)
PARAMETROS INICIALES
Periodo a
proyectar
3.7. Evaluación de los costos por tareas preventivas
El comportamiento que presenta el sistema con respecto al número de eventos que se presentan
por consecuencia del deterioro de los equipos, puede ser controlado a través de acciones de
mantenimiento que permitan reducir el grado de desgaste de los equipos y corregir los efectos
que podrían inducir a una falla futura.
En este apartado se quiere conocer la influencia de los mantenimientos preventivos en los costos
que requiere una red de distribución eléctrica, para realizar de forma eficiente su tarea.
Para el análisis de este ítem se presenta las siguientes consideraciones para evaluar el impacto de
las tareas de mantenimiento en el comportamiento del sistema; y evaluar además la tendencia
que presentaran las tareas de mantenimiento a través del tiempo.
La primera consideración que se toma en cuenta para la estimación de las diversas tareas de
mantenimiento preventivo que se realizan sobre el sistema, es que el porcentaje de reducción en
la tasa de fallas que se obtienen al aplicar un determinado número de acciones de mantenimiento
preventivo, es directamente proporcional al porcentaje de influencia que tiene cada una de las
causas de falla, que se atacan, en la tasa de fallas general del sistema.
Un ejemplo sencillo de esto es considerando la influencia que tiene la vegetación en la tasa de
fallas de sistema, si suponemos que este porcentaje de influencia en la tasa de fallas total del
sistema es del 30%; entonces se tiene que si se logra erradicar completamente esta variable a
través de mantenimientos preventivos, la tasa de fallas total del sistema se reducirá en un 30%, o
si se logra erradicar la mitad de la influencia de la variable de la vegetación, entonces se logra
reducir en un 15% la tasa de fallas general del sistema.
Teniendo claro el concepto de evaluación del impacto de los mantenimientos preventivos en la
tasa de fallas del sistema, se procede a evaluar los diversos porcentajes que tienen los diferentes
eventos que ocurren por el deterioro de los equipos, en la tasa de fallas general del sistema.
Para esto se evalúa la cantidad de eventos que han ocurrido en los registros históricos que se
poseen, y que tiene relación con el deterioro del sistema; ya que son estos eventos los que son de
interés puesto que los mantenimientos que generalmente se realizan sobre el sistema tienen un
impacto sobre el comportamiento del deterioro de la red. Los mantenimientos que se realizan
para reducir la influencia de los factores externos sobre la red, como la vegetación, se analizan
más adelante.
Para cada entorno de estudio, se reúne la información de todos los circuitos y se están estudiando
y se busca conocer el comportamiento que están presentando las diversas clasificaciones con
respecto a la influencia que tiene cada una en la cantidad total de eventos por falla del sistema.
Se realiza un procedimiento similar al de la evaluación por medio del árbol de fallas, solo que en
este caso, no es el interés principal conocer la causa raíz de la falla; sino más bien, conocer la
influencia que presenta cada una de las categorizaciones empleadas en las fallas totales del
sistema; para posteriormente evaluar el impacto de las diferentes acciones de mantenimiento
preventivo que se realizan en cada una de las clasificaciones, en la tasa de fallas general del
sistema, y conocer cuál es el número de fallas que se presentan tanto si se realizan acciones
preventivas como si no.
El siguiente grafico presenta la forma de realizar la evaluación del árbol de fallas para el sistema de
distribución eléctrica, en donde se logra conocer el porcentaje de influencia de las causas en los
eventos resultantes del sistema.
Figura 20: Cuadro de evaluación Árbol de causa raíz
(Palacio et al, 2013, p.78)
El razonamiento que se pretende realizar implica un análisis porcentual de la cantidad de eventos
que tienen relación a cada una de las clasificaciones desarrolladas, y no se realiza una
segmentación tan fragmentada como la expuesta anteriormente.
Tabla 36: Porcentaje de influencia de las diversas clasificaciones en el número de eventos total del sistema,
por desgaste de los equipos.
Luego de adquirir el porcentaje de influencia que presentan cada una de las clasificaciones en el
número total de fallas del sistema, se procede a dividir este porcentaje entre el número de
elementos que presentan algún deterioro en la red; esto con el fin de conocer el porcentaje en
que se logra reducir cuando se realiza una acción de mantenimiento. Ya que es muy complejo
identificar la cantidad exacta de equipos en la red que presentan un deterioro que puede generar
una falla, esta estimación se realiza evaluando la cantidad de acciones que se han realizado
anteriormente en cada una de las clasificaciones, tanto las acciones preventivas como las
correctivas en los últimos dos años de los registros.
El porcentaje que representa cada uno de las acciones que se realiza en las diferentes
clasificaciones, con respecto al total de eventos en el sistema es:
Donde:
: Porcentaje de influencia que poseen los equipos de la categoría Nodo o Elemento, en la
tasa de fallas total del sistema.
Etiquetas de fila Cuenta de EVENTO Porcentaje de Influencia
ELEMENTO 1006 65%
LINEA 386 25%
NI 290 19%
NII 96 6%
TRAFO 165 11%
Total 1557 100%
: Porcentaje de influencia que poseen los equipos de la categoría Transformador, en la tasa
de fallas total del sistema.
: Porcentaje de influencia que poseen los equipos de la categoría Tramo de linea, en la tasa de
fallas total del sistema.
: Porcentaje de la influencia que posee la categoría general Nodo o Elemento, en la tasa
de fallas del sistema.
: Porcentaje de la influencia que posee la categoría general Transformador, en la tasa de
fallas del sistema.
: Porcentaje de la influencia que posee la categoría general Tramo de linea, en la tasa de
fallas del sistema.
: Número total de equipos de la categoría Nodo o Elemento, que presentan deterioro.
: Número total de equipos de la categoría Transformador, que presentan deterioro.
: Número total de equipos de la categoría Tramo de línea, que presentan deterioro.
Tras realizar el análisis del porcentaje que tiene cada uno de los diferentes equipos que componen
la red, de cada una de las clasificaciones empleadas; en la tasa de fallas general del sistema de los
eventos ocurridos por el deterioro de los equipos, es posible conocer el impacto de las diferentes
acciones de mantenimiento preventivo en la red, esto ya que se estima que al realizar una de estas
acciones preventivas, se logra reducir la tasa de fallas en el porcentaje que represente el equipo
deteriorado a los eventos totales de la red de distribución. Un ejemplo sencillo es evaluando el
impacto que tiene la realización de 20 mantenimientos preventivos en equipos de la categoría
Nodo o Elemento, en la tasa de fallas general del sistema. Suponiéndose que el porcentaje de
influencia que se obtuvo para esta clasificación fue del 65%, y que el número total de elementos
deteriorados que se encontraron en la red fue de 72, se tiene entonces que el porcentaje de
influencia que tienen estos elementos en la tasa de fallas general del sistema es de:
Se tiene finalmente entonces que el porcentaje de reducción en la tasa de fallas general del
sistema es de aproximadamente 20 * 0,90% = 18%.
Para evaluar tal variación en la tasa de fallas, se procede a multiplicar este porcentaje en la tasa de
fallas de la categoría.
La reducción de la tasa de fallas se obtiene entonces a través de la siguiente formula:
( ∑
)
Donde:
D: Es la cantidad de equipos que fueron corregidos a través de mantenimientos preventivos.
K: Es el porcentaje de influencia que tiene cada uno de los equipos en la tasa de fallas general del
sistema.
: Tasa de fallas de la categoría evaluada.
: Tasa de fallas obtenida en el sistema luego de aplicar mantenimientos preventivos.
Es a través de la metodología descrita anteriormente que se evalúa la influencia de los
mantenimientos preventivos en el comportamiento del sistema. El procedimiento descrito es
conocido actualmente como RCAM (Reliability Centred Asset Maintenance), que en español quiere
decir, mantenimiento centrados en la gestión de la confiabilidad. Tal método es empleado
principalmente por la doctora Lina Bertling, en su libro “Reliability Centred Maintenance for
Electric Power Distrbution Systems”.
Finalmente es posible evaluar el comportamiento del sistema con la influencia de los
mantenimientos preventivos, pero ¿cómo puede estimarse el número de mantenimientos
preventivos que se realizan sobre la red a lo largo de su vida útil? Para esto se implementa una
estimación similar a la que se usó para conocer el comportamiento de los eventos en las
diferentes clasificaciones empleadas.
Como segunda consideración se tiene entonces que, la cantidad de mantenimientos que se
realizan sobre la red de distribución, para cada una de las clasificaciones usadas, se realiza por
medio de una evaluación de proporcionalidad del número de eventos que se presentan a través
del tiempo con los mantenimientos de la red.
Si la tasa de fallas de cada una de las categorías implementadas va incrementando de forma
proporcional a la evolución de la tasa de fallas general del sistema, de igual manera la apreciación
que se realiza respecto al número de mantenimientos a través del tiempo, presenta un
comportamiento proporcional a esta tasa de fallas.
Donde:
n: año para el cual se realiza el análisis del número de mantenimientos preventivos.
: Número de mantenimientos preventivos en el año n, para la clasificación de nodo o
elemento.
Incremento porcentual respectivo a la tasa de fallas para el años n.
En la anterior ecuación se presenta el procedimiento que se desarrolla para cada una de las
clasificaciones que se tienen, se toma como ejemplo la categoría de Nodo o Elemento, ya que el
análisis es igual para todas las demás clasificaciones.
3.7.1. Evaluación de la cantidad de mantenimientos preventivos a partir de los archivos
utilizados
El número de mantenimientos que actualmente se realiza para cada clasificación y al cual se
evalúa su incremento porcentual con respecto a la tasa de fallas del sistema, se obtienen para
cada una de las clasificaciones, a partir del archivo que incorpora los costos de las diferentes
acciones de mantenimiento en la base de datos de ONE WORLD. Para conocer el número de
mantenimientos que se realiza en cada categoría, se parte por clasificar cada una de estas y para la
metodología en que se evalúa cada uno de los niveles de tensión, se realiza el análisis de los
eventos que ocurrieron en el respectivo nivel que se está analizando. Se estiman los
mantenimientos que ocurrieron en los años 2013 y 2014, de los cuales es que se dispone la
información de la base de datos estudiada. Para conocer que acciones son respectivas a
mantenimientos preventivos, nuevamente se hace uso del campo “RUTA DE APROBACION”, en
donde se seleccionan todos los ítems que tengan relación a las clasificaciones “D47 y D48”, ya que
son estas las que permiten saber que eventos corresponden a mantenimientos preventivos.
Tabla 37: Ítems relacionados con mantenimientos preventivos en la información obtenida de ONE WORLD
RUTA DE APROBACION
D49
D48
EI
D47
S43
C99
O01
G42
Se analizan las acciones preventivas que se realizaron en el sistema que impactan directamente
sobre el deterioro de los equipos, las acciones de mantenimiento programado que atacan los
efectos de los factores externos a la red, como la vegetación se consideran más adelante.
Al igual que la evaluación de los cotos por eventos No-programados originados por el deterioro del
sistema, se procede a incorporar este tipo de costos a la macro anteriormente descrita, para
conocer el impacto de estas acciones a través del tiempo en los costos de la red.
Los parámetros que se calculan y se ingresan a la macro para que se realice la respectiva
evaluación de los mantenimientos son:
Tabla 38: Porcentajes de influencia de cada clasificación en la tasa de fallas general del sistema.
Esta primera evaluación, como se mencionó anteriormente, corresponde al análisis de todos los
circuitos que se consideran en el estudio de cada una de las topologías, y se evalúa el porcentaje
de cada una de las clasificaciones en el número total de eventos de los circuitos reunidos. Se utiliza
la misma evaluación de porcentajes para el análisis de costos de cada uno de los circuitos, ya que
en definitiva lo que es necesario considerar con mayor precisión para obtener un acercamiento
adecuado, es el número de elementos entre los que se divide este porcentaje, para conocer el
efecto de los mantenimientos en la tasa de fallas.
Tabla 39: Número de elementos que se ven deteriorados en el sistema.
Trafos 11%
Elementos 65%
Lineas
NI 19%
NII 6%
Porcents. De Influencia
# Traf 18
# Elementos 9
# puntos con Veg 30
Log NI (KM) 198,132
Log NII (KM)
# tramos NI 28
# tramos NII 0
AZU23L15-Desgaste
Elemento
M.Obra 161.718
Materiales 14.395
Trafo
M.Obra 630.693
Materiales 130.846
Linea
M.Obra 379.105
Materiales 60.133
Elemento
M.Obra 469.685
Materiales 146.084
Trafo
M.Obra 399.576
Materiales 241.768
Linea
M.Obra 421.584
Materiales 366.747
M. Preventivos
COSTOS
FallasTransporte 1,083333333
Elemento 7,04
Trafo 24,32
Linea 7,94
Elemento 1,82
trafo 3,00
Linea 2,06
Tiempos (h)
Fallas
M. Preventivos
Los datos que se ingresan en este apartado son la cantidad de elementos entre los que se puede
llegar a distribuir la tasa de fallas, ya que los equipos que se encuentran en buen estado o son
relativamente nuevos, no aportan a la tasa de fallas general del sistema. Como se mencionó, para
la estimación de esta información, se analizan la cantidad de eventos tanto programados como No
programados que se presentan en el sistema en el transcurso de los dos últimos años. Los
anteriores valores son entre los cuales se divide el porcentaje que cada una de las clasificaciones
aportan a la tasa de fallas, para saber que tanto se logra reducir la tasa de fallas si se repara el
defecto antes de que ocurra un incidente. En este apartado de datos se incorporan también las
longitudes de red de cada uno de los niveles de tensión de los circuitos evaluados, esto para
conocer los costos por kilómetro que requieren sistemas similares.
Tabla 40: Costos de las acciones de mantenimiento
Como se expresó anteriormente, se realiza un análisis para cada uno de los grupos de calidad
estudiados y para los diferentes niveles de tensión, de los costos que implican las tareas de
mantenimiento tanto las preventivas como las correctivas. A partir de estos datos se estimas los
cotos anuales de las acciones de mantenimiento en el circuito.
Tabla 41: Número de mantenimientos preventivos realizados en cada clasificación en los últimos 2 años.
A continuación se ingresa la información de la cantidad de mantenimientos que se realizaron en
los dos últimos años, en cada una de las clasificaciones. Como se presentó anteriormente para
hacer énfasis en las acciones preventivas se utiliza el campo “RUTA DE APROBACION”, y se
seleccionan los ítems “D47 y D48”. Se filtran los equipos que pertenecen a cada clasificación a
través del campo, “DESCRIPCION OT”, y se evalúa el comportamiento de los mantenimientos
programados en cada uno de los grupos implementados.
3.7.2. Comportamiento De Las Indisponibilidades Que Se Presentan Por Las Acciones Preventivas
El efecto que provocaban los eventos No-programados en el servicio, se consideró para todos los
eventos estudiados como un corte en el mismo. Para la evaluación del comportamiento que
presentan los mantenimientos preventivos en la continuidad del servicio, es preciso aclarar que no
todas las acciones que se realizan generan en si un corte de energía a los usuarios, existe un
porcentaje de acciones que pueden desarrollarse sin verse afectada la continuidad del servicio;
además las acciones programadas generan en condiciones normales, tiempos más cortos de
reparación y una afectación menor en el número de usuarios que se ven implicados.
Para conocer el porcentaje de mantenimientos preventivos que generan indisponibilidad y
perdidas por energía no suministrada, se procede a evaluar la información de ONE WORLD en dos
archivos en los cuales se realiza la clasificación de los circuitos que se encuentran en los grupos de
calidad 1 y 4. En estos archivos se dividen las actividades que se desarrollan en cada una de las
clasificaciones desarrolladas, y se involucran los tipos de acciones que son de interés para el
análisis, es decir se dejan de lado las acciones que tienen relación a factores externos y tareas que
se implementan para evitar la ocurrencia de dichos factores, y se hace énfasis en las diversas
actividades que tienen relación a los eventos por deterioro de los equipos y los mantenimientos
que se realizan para evitarlos.
Trafos 4
Elementos 2
Lineas -
NI 15
NII 0
N. Mant prev - ultimos 2 años
En los anteriores archivos se implementa una tabla dinámica en donde se quiere conocer que
acciones preventivas presentan un evento y cuales no; para esto se utiliza el campo “COMENTARO
DE ESTADO”, que indica las tareas que implicaron la realización de maniobras que generaron un
corte en la prestación del servicio.
Figura 21: Tabla dinámica. Evaluación porcentaje de indisponibilidad por tareas preventivas
Para la evaluación del comportamiento de las tareas preventivas en cada uno de los niveles de
tensión, se utiliza el filtro del campo “DESCRIPCION 1 EQUIPO F1201”, la cual permite conocer las
tareas que se realizaron en la red primaria o secundaria de los diferentes circuitos evaluados.
La estimación del porcentaje de tareas preventivas que NO implican un corte en el servicio, se
realiza utilizando el campo “COMENTARIO DE ESTADO”, y en todos los eventos que se encuentran
vacíos; es decir que no generan maniobras, incorporar un nuevo valor que se llamara “No genera
evento”, a partir de esto se evalúa la cantidad de acciones preventivas que se realizaron en los
diferentes circuitos, y el número de acciones que no generan indisponibilidad; esto para cada nivel
de tensión a través del campo “DESCRIPCION 1 EQUIPO F1201” y para el circuito en general. Luego
se calcula el porcentaje de acciones que no generan eventos al dividir este ítem entre el número
de eventos totales. Finalmente se calcula el valor promedio de los porcentajes para conocer la
tendencia en los diferentes circuitos.
Este porcentaje se utiliza para evaluar la energía no suministrada, al calcular la cantidad de
eventos que deben ser considerados para evaluar esta variable en tareas preventivas. Se
implementa de igual manera una evaluación del costo de esta variable al considerar la duración
del corte del servicio, el cargo por uso que deben pagar los usuarios, la potencia que se ve
afectada y el número de acciones que se realizan en un periodo determinado.
( )
Donde:
: Costos por energía no suministrada, por mantenimientos que involucran elementos
del nivel de tensión I.
: Número de eventos que se presentan por mantenimientos en elementos.
COMENTARIO DE ESTADO No genera evento
DESCRIPCION 1 EQUIPO F1201 (Varios elementos)
NII
Etiquetas de fila Cuenta de COMENTARIO DE ESTADO Circuito NO.MANT NO. INDSP POR MANT Porcentaje
AGU23L14 4 AGU23L14 47 4 9%
AGU23L15 3 AGU23L15 52 3 6%
AGU23L17 2 AGU23L16 13 #N/A #N/A
AMA23L12 2 AGU23L17 7 2 29%
AMA23L15 1 AMA23L12 45 2 4%
: Porcentaje de mantenimientos que generan indisponibilidad.
: Tiempo medio de reparación, de mantenimientos que involucren elementos.
: Potencia promedio de nivel I que se ve involucrada en el mantenimiento.
: Cargo por uso.
La anterior ecuación presenta un ejemplo de la forma en que se evalúa los costos por energía no
suministrada en la clasificación de Nodo o Elemento de las acciones de mantenimiento. Es preciso
aclarar que se enfoca el análisis de comportamiento del porcentaje de acciones preventivas que
no generan indisponibilidad solo a esta clasificación, ya que se consideran que todas las acciones
preventivas que se realizan en las demás categorías si generan corte en la prestación del servicio.
Se incorporan en el código de la macro desarrollada, los porcentajes de evaluación del
comportamiento tanto de los eventos que implican fusibles, como de las acciones preventivas que
generan indisponibilidad. Estos porcentajes no se presentaron en la sección de ingreso de datos,
para simplificar esta tarea.
3.7.3. Comportamiento Antes Y Después De Aplicar Las Acciones De Manteamiento Preventivo
Es claro que las acciones de mantenimiento que se realizan en el sistema permiten una reducción
de los eventos NO-programados los cuales pueden presentar efectos más drásticos, que las tareas
programadas. La evaluación del comportamiento del sistema debe considerar que los eventos que
se presentan son el resultado de las acciones de mantenimiento que actualmente se vienen
realizando, por lo tanto para realizar una aproximación del número de eventos que existirían si no
se realiza ningún acción preventiva, se implementa el concepto que se presentó para evaluar el
efecto de los mantenimiento preventivos pero a la inversa; en este caso se toma el porcentaje que
representa la reparación de los elementos defectuosos en cada clasificación, y se multiplica por el
número de mantenimientos preventivos que fueron realizados y ya con este porcentaje total que
representan todas las tareas preventivas, se procede a realizar un aumento porcentual de la tasa
de fallas.
( ∑
)
Dónde:
D: Es la cantidad de equipos que fueron corregidos a través de mantenimientos preventivos.
K: Es el porcentaje de influencia que tiene cada uno de los equipos en la tasa de fallas general del
sistema.
: Tasa de fallas de la categoría evaluada.
: Tasa de fallas obtenida en el sistema si no se realizan mantenimientos preventivos.
Conocidos el comportamiento del sistema sin mantenimientos preventivos y la tasa de falla
existente, se realiza el análisis del comportamiento en el tiempo de esta variable y del efecto que
provoca al evaluar esta nueva tasa de fallas sin mantenimientos preventivos, el efecto de las
acciones programadas que se realizan a través del tiempo.
En el aplicativo desarrollado se presentan los resultados de la evaluación de los comportamientos
sin mantenimientos y con mantenimientos preventivos.
Figura 22: Evaluación del comportamiento de los costos con y sin acciones preventivas
Periodo 1 2 3 4 5 6 7Nodo. Null-MP
#-fallas 32 36 39 41 42 43 45
Indisp-Fall
NI 38.722$ 43.562$ 47.192$ 49.613$ 50.823$ 52.033$ 54.453$
NII -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$
Reparación-Fall
Fusible 11.789.717$ 13.687.862$ 15.303.030$ 16.602.610$ 17.551.793$ 18.544.723$ 20.028.301$
Otras acciones 1.938.075$ 2.250.106$ 2.515.618$ 2.729.252$ 2.885.285$ 3.048.510$ 3.292.391$
C. TOTAL 13.766.515$ 15.981.530$ 17.865.840$ 19.381.475$ 20.487.901$ 21.645.266$ 23.375.145$
#-MP 1 1 1 1 1 1 1
Indisp-MP
NI 313$ 313$ 313$ 313$ 313$ 313$ 313$
NII -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$
Ejecución-MP
- 1.056.554$ 1.090.364$ 1.125.256$ 1.161.264$ 1.198.424$ 1.236.774$ 1.276.351$
C. TOTAL 1.056.868$ 1.090.677$ 1.125.569$ 1.161.577$ 1.198.738$ 1.237.087$ 1.276.664$
Resultados - MP
#-fallas 26 32 34 36 37 39 40
Indisp-Fall
NI 31.462$ 38.722$ 41.142$ 43.562$ 44.772$ 47.192$ 48.402$
NII -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$
Reparación-Fall
Fusible 9.579.145$ 12.166.988$ 13.341.103$ 14.577.901$ 15.462.294$ 16.819.633$ 17.802.934$
Otras acciones 1.574.686$ 2.000.094$ 2.193.103$ 2.396.417$ 2.541.799$ 2.764.928$ 2.926.570$
C. TOTAL 11.185.293$ 14.205.804$ 15.575.348$ 17.017.880$ 18.048.866$ 19.631.753$ 20.777.907$
-
Est1-Est2 2.581.222$ 1.775.726$ 2.290.492$ 2.363.594$ 2.439.036$ 2.013.513$ 2.597.238$
Para cada clasificación, perteneciente a los diversos niveles de tensión de los circuitos evaluados
se realiza el análisis de los dos comportamientos y se evalúa la diferencia que se obtienen entre
ambos estados al realizar mantenimientos preventivos.
El análisis resumido de los resultados que se incorpora en la “Hoja 2” de aplicativo implementado,
incorpora la evaluación de los costos de principal interés, ósea, los cotos del comportamiento que
presenta el sistema con las acciones preventivas. Se evalúan entonces los eventos No-
programados que se presentan si se realzan mantenimientos preventivos y el impacto en los
costos que implican realizar dichas tareas programadas.
Figura 23: Costos resumidos del comportamiento en el tiempo, del sistema
3.8. Estimación Del Comportamiento Del Sistema En Los Primeros Años De
Funcionamiento
A través de los diferentes procedimientos desarrollados anteriormente es posible conocer el
comportamiento que está presentando el sistema y se realiza además una evaluación del
comportamiento en el tiempo de este. Aun así, es pertinente conocer el comportamiento de los
cotos tanto de los eventos No-programados como de las tareas preventivas que se desarrollan,
desde el principio de la puesta en funcionamiento de la red.
Para conocer la forma en que se distribuyen los costos de las acciones de mantenimiento en el
tiempo hasta llegar al estado actual que presenta la red, se procede a realizar una estimación que
parte por ajustar la cantidad de eventos que presenta el sistema a través de tiempo, desde el
estado actual en adelante, a una función que luego permita conocer el comportamiento
presentando por la red en los inicios de su vida útil.
Costos del mantenimeito
AÑO
1 2 3 4 5 6 7
DESGASTE
FALLAS
Nodos 11.185.293$ 14.205.804$ 15.575.348$ 17.017.880$ 18.048.866$ 19.631.753$ 20.777.907$
Trafos 25.033.378$ 33.214.513$ 38.084.637$ 39.302.008$ 44.614.168$ 46.040.350$ 47.512.170$
Redes 17.342.404$ 22.606.144$ 23.328.493$ 26.080.119$ 26.913.547$ 28.841.862$ 30.865.978$
TOTAL 53.561.076$ 70.026.462$ 76.988.478$ 82.400.007$ 89.576.581$ 94.513.965$ 99.156.055$
PROGRAMADOS
Nodos 1.056.868$ 1.090.677$ 1.125.569$ 1.161.577$ 1.198.738$ 1.237.087$ 1.276.664$
Trafos 5.736.311$ 5.919.840$ 6.109.242$ 6.304.705$ 6.506.422$ 6.714.595$ 6.929.429$
Redes 8.996.610$ 9.903.378$ 11.497.720$ 11.865.545$ 12.245.141$ 12.636.884$ 13.041.162$
TOTAL 15.789.789$ 16.913.895$ 18.732.531$ 19.331.827$ 19.950.301$ 20.588.565$ 21.247.255$
Para el ajuste del comportamiento que presenta el sistema, se procede a relacionar la cantidad de
eventos que se presentan anualmente, con el tiempo en que se supone se encuentra el sistema; se
considera que el sistema en su estado actual se encuentra en su décimo año de vida útil,
afirmación que no es del todo correcta, ya que el sistema puede tener muchos más años de
existencia. La decisión de tomar el estado actual que presenta el sistema como si fuera el décimo
año de vida útil, parte a razón de que en la estimación del comportamiento inicial del circuito, el
ajuste presenta un acercamiento adecuado a la realidad al estimarlo a partir del décimo año.
El ajuste se realiza entonces tomando los diferentes datos y realizando una línea de tendencia en
el software Microsoft Excel, de aquí es posible estimar una regresión de los datos graficados a la
función que mejor los representa. La función que presenta el ajuste más adecuado al
comportamiento que exponen los datos, es la función logarítmica; por lo cual se toma esta como
la que mejor representa el comportamiento del sistema, y a través de esta se estima el
comportamiento de los eventos al inicio de la vida útil de la red.
Para conocer la tendencia que presentan tanto los eventos No-programados ocurridos por el
deterioro del sistema, como el comportamiento de las acciones preventivas, en los primeros años
de vida útil, se realiza la estimación independiente de la función que describe el comportamiento
de cada una de estas variables en el tiempo.
Figura 24: Estimación de la función que describe el comportamiento de los eventos No-programados de la red
y = 23,69ln(x) - 36,164 R² = 0,9864
-
10
20
30
40
50
0 5 10 15 20 25
Nú
me
ro d
e e
ven
tos
tiempo (años)
Número de Eventos por Año
AÑO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Num. Event T 0 0 0 0 2 6 10 13 16 18
Num. MP T 0 0 0 0 0 5 5 5 5 6
Figura 25: Estimación de la función que describe el comportamiento de los mantenimientos programados de la red
Luego de evaluar las funciones que permiten conocer el comportamiento que describe el circuito
respecto a los eventos No-programados y programados, se toman dichas funciones para estimar la
cantidad de eventos que presentaría el sistema a inicios de su vida útil. Para esto se evalúa a
función obtenida en los años previos al año que representa el comportamiento actual; ya que se
toma que el año en que se encuentra el sistema actualmente es el décimo, la evaluación del
comportamiento pasado se realiza para los 9 años anteriores.
Finalmente de esta manera es posible realizar una aproximación a la forma en que se comporta el
sistema de acuerdo al deterioro de los equipos y las acciones que se realizan para reducir su
impacto.
Figura 26: Distribución de los eventos programados y No-programados de la red, en el tiempo
Los costos que implican estas tareas se evalúan de igual manera, tomando los diversos costos
directos e indirectos, tales como mano de obra, materiales, costos de transporte, etc.
y = 17,376ln(x) - 19,914 R² = 0,994
-
5
10
15
20
25
30
35
40
0 5 10 15 20 25
Nu
me
ro d
e M
P
tiempo (años)
Número de MP por Año
Tabla 42: Costos promedios que implican las tareas de mantenimiento, en los inicios de vida útil del sistema.
En este caso se toma un valor promedio de los costos que implica la realización de este tipo de
tareas en los diversos elementos existentes, y se evalúa de forma conjunta todos los eventos
presentados a través de estos valores. No se desarrolla una clasificación más extensa, ya que la
mayor parte de los eventos se originan en la clasificación de Nodo y Elementos, mientras que las
otras dos clasificaciones presentan un menor porcentaje de influencia; de esta manera es posible
estimar un costo anual que tenga en cuenta la anterior consideración.
Figura 27: Resultados evaluados respectivos a las tareas de mantenimiento en los primeros años de vida del sistema
Fallas
M.Obra 138.018$
Materiales 84.396$
MP
M.Obra 223.296$
Materiales 208.366$
Fusibles
M.Obra 41.330$
Materiales 7.501$
C.trasp 17.700$
AÑO 1 2 3 4
Num. Event T 0 7 9 10
Num. MP T 0 0 0 4
DESGASTE
Ind NI-Fall -$ -$ -$ -$
Ind NII-Fall -$ 537.734$ 691.373$ 768.192$
Rep - Fus -$ 536.384$ 711.705$ 816.088$
Rep - Compl -$ 2.326.208$ 3.086.546$ 3.539.239$
Ind NI-MP -$ -$ -$ -$
Ind NII-MP -$ -$ -$ 536.377$
Cost. MP -$ -$ -$ 2.643.062$
TOTAL -$ 3.400.326$ 4.489.623$ 8.302.958$
Los resultados que se presentan se dividen en el comportamiento general de los equipos con
respecto a las variables de eventos No-programados y programados, juntos a los efectos directos e
indirectos de estos, como son la energía no suministrada, los costos por reparaciones complejas y
costos por reparaciones que implican fusibles.
3.9. Evaluación del efecto de los factores externos
Conocidos los efectos y el comportamiento que describen los eventos ocasionados por el
deterioro del sistema y de las acciones preventivas que se desarrollan para mitigar sus impactos,
se procede a hacer un estimativo de la influencia de los factores externos en los eventos que se
presentan sobre la red, junto a las acciones que tratan de controlar dichos factores.
Para evaluar el comportamiento que presentan los eventos a razón de la influencia de los factores
externos, se consideran que estos presentan un comportamiento completamente aleatorio pero
que al tiempo mantienen una tendencia constante, a razón de que el sistema se acopla al entorno
en que se desenvuelve, y tienden a presentarse una comportamiento continuo los efectos
originados por los efectos externos.
La distribución que permite realizar una evaluación de los eventos que se presentan de forma
aleatoria, es la distribución exponencial. Esta distribución permite conocer la cantidad de eventos
que se presentan en un periodo de tiempo, para un comportamiento que está determinado por la
aleatoriedad.
Se toman para la evaluación de los factores externos, los de mayor influencia en la red; tales
como: Condiciones atmosféricas, vegetación, acciones de terceros o hurto y objetos sobre la red
(animales). Para conocer el comportamiento que presentan estos factores en la red, se hace uso,
de igual manera, de la tasa de fallas que presenta cada uno de dichos factores. Se mantiene la tasa
de fallas de estos elementos en el transcurso de la vida útil de la red; el cambio de la influencia de
los factores externos en el sistema, únicamente logra ser modificado si se implementan cambios
drásticos en el circuito.
El cálculo de la tasa de fallas, de los elementos que presentan una influencia externa en el
sistema, se calcula a través de:
( )
Se estima entonces, el tiempo medio entre fallas como el valor promedio de los distintos tiempos
entre fallas que se presentan entre los eventos relacionados a cada uno de los factores de
influencia externa, que hay sobre la red.
Tabla 43: Evaluación tasa de fallas, categoría: Objetos sobre la red.
La información que se encuentra en la columna “O. sobre red” y que representa el momento de
inicio del evento, es tomada del archivo respectivo al SGO en el campo “FECHA APERTURA”, para
todas las clasificaciones que corresponden a eventos aleatorios. La separación entre los eventos
originados por el deterioro de la red y los que tienen relación a factores externos a esta, se realizó
previamente a través del campo “CAUSA SGO”, en este apartado se seleccionan un grupo de
parámetros que tienen relación a los factores externos que influyen en el circuito.
O. sobre red t. Entre Fallas
28/08/2010 7:13 -
06/09/2010 8:05 9,036111111
19/02/2011 16:57 166,3694444
22/04/2011 11:38 61,77847222
17/01/2012 6:22 269,7805556
20/02/2012 7:50 34,06111111
19/05/2012 9:56 89,08796296
14/07/2012 16:21 56,26689815
10/08/2012 6:40 26,59652778
09/10/2012 18:30 60,49305556
04/02/2013 8:24 117,5792477
03/05/2013 9:38 88,0515162
07/05/2013 7:52 3,926481481
11/06/2013 1:31 34,73533565
22/09/2013 12:27 103,4556597
09/12/2013 16:04 78,15037037
10/01/2014 16:59 32,03840278
28/03/2014 8:12 76,63381944
λ_O.RED 0,012996535
Tabla 44: Principales parámetros para clasificar los eventos ocurridos por factores externos a la red.
Se realiza énfasis en las acciones que tienen relación únicamente a los parámetros remarcados,
puesto que permite conocer la influencia de las variables conocidas en las indisponibilidades del
sistema. No se toman en consideración los eventos que se relacionan al parámetro “Causa
desconocida”, ya que puede variar de formas muy drásticas en el comportamiento de cada uno de
los circuitos evaluados, y podría generar inconsistencias en la estimación generalizada del
comportamiento de circuitos con características similares.
La evaluación del costo que implican los diferentes eventos ocurridos por elementos externos de
la red, se realiza a través de considerar los efectos directos e indirectos que se obtienen. Los
efectos indirectos, se consideran principalmente en relación a la energía no suministrada; para
esto, la principal variable de interés es la duración de los eventos aleatorios.
El cálculo del tiempo medio que implican las tareas de reparación de eventos aleatorios se realiza
a través de estimar el valor medio de todos los incidentes de este tipo, en los diferentes circuitos
estudiados. Para esto se utiliza una tabla dinámica y se calcula el valor promedio, de los promedios
obtenidos en todos los circuitos.
Figura 28: Calculo del tiempo medio de reparación de los eventos aleatorios.
CAUSA SGO
Causa desconocida
Árbol o rama sobre linea
Otros objetos sobre la red
Condiciones atmosfericas
Acciones de terceros
ELEMENTO transformador
Etiquetas de fila Promedio de DURACION (HORAS)
AZA23L15 2,56 Promedio 1,79
CHI23L15 1,56
ENE23L13 1,68
MTO23L18 1,36
ROS23L15 1,79
Total general 1,87
A través del campo “ELEMENTO”, se realiza el filtro para conocer los diferentes tiempos que se
presentan, cuando este tipo de eventos aleatorios se presentan ya sea en el nivel I o en el nivel II.
Donde:
: Costos por energía no suministrada, por eventos ocurridos en alguna de las
clasificaciones de eventos aleatorios.
: Número de eventos que se presentan en las diferentes parametrizaciones de eventos
aleatorios.
: Tiempo medio de reparación, de eventos Aleatorios.
: Potencia promedio en el nivel de tensión en el cual se estén evaluando los eventos por
factores externos.
: Cargo por uso.
En relación a los cotos directos que implican este tipo de eventos, se hace énfasis en que la
mayoría de los incidentes que se originan por factores externos, pueden ser reparados con el
cambio de los elementos de protección; por tal motivo se considera para la evaluación de estos
costos, los valores correspondientes a la mano de obra y materiales de las acciones relacionadas a
cambio de fusible.
[( ) ( ) ]
Donde:
: Costo de reparación eventos aleatorios.
: Tiempo de transporte al lugar del evento.
: Tiempo medio de reparación, de eventos Aleatorios.
: Costo por unidad de tiempo de la mano de obra. Fusible.
Costo por unidad de tiempo del transporte.
: Costo referente a los materiales implementados para reparación de un fusible.
: Número de eventos que se presentan en las diferentes parametrizaciones de eventos
aleatorios.
Los valores que solicita la macro desarrollada para evaluar este tipo de eventos son la tasa de
fallas y los costos de mano de obra y materiales que implican el cambio de fusibles; además de
esto, los datos anteriores relacionados a la evaluación de los cotos de transporte, cargo por uso y
potencia promedio que se deja de suplir.
Tabla 45: Parámetros principales para la evaluación de los costos de los eventos aleatorios (Tasas de falla).
Los resultados respectivos a este tipo de eventos se presentan en la macro de forma conjunta, es
decir, se incorporan en los resultados tanto los efectos de la energía no suministrada como el de la
reparación y no se presenta una segmentación de cada uno de estos; lo anterior se hace, puesto
que se considera que el principal interés radica en conocer el efecto de esta variable y no de cada
uno de sus componentes.
Figura 29: Resultados respectivos a los eventos aleatorios.
λ 0,002689695
λ 0
λ 0,017634301
λ 0,00415618
ALEATORIOS
Vegetación
Acciones de terceros
Condiciones atmosféricas
Otros objetos sobre la red
DESGASTE
Vegetación
Eventos 5 5 5 5 5
Mante. Poda 13 13 13 13 13
Costos 6.405.195$ 6.600.895$ 6.802.856$ 7.011.281$ 7.226.375$
Hurto
Eventos 0 0 0 0 0
Costos -$ -$ -$ -$ -$
C.Atmof
Eventos 20 20 20 20 20
Costos 3.829.743$ 3.915.228$ 4.003.448$ 4.094.492$ 4.188.448$
O. sobre red
Eventos 5 5 5 5 5
Costos 667.849$ 689.220$ 711.275$ 734.036$ 757.525$
M.Obra 199.184$
PodaN.mant Poda AÑO 13
Mantenimientos preventivos con propósito de controlar el efecto de los factores externos
La acción principal que se desarrolla de forma preventiva para reducir el efecto de los factores
externos, es la correspondiente a la poda de vegetación; a través de esta es posible controlar la
cantidad de fallas que origina esta variable. Además de esto se realizan en el circuito inspecciones
periódicas, en intervalos de aproximadamente un año, con el fin de realizar un control y conocer el
grado de desgaste de los equipos. A través de estas inspecciones se desarrollan planes y
estrategias para atacar y corregir los equipos que presenten un nivel de deterioro elevado.
Para conocer los cotos que representan estas acciones se realiza una análisis tanto de los costos
que implica anualmente la poda y las diferentes acciones de inspección.
Para conocer el impacto de las tareas preventivas de poda, se evalúan la cantidad de estas
acciones que se vienen realizando anualmente en el circuito; este valor se toma continuo en el
comportamiento en el tiempo. Se estima un valor medio, respectivo a los costos de mano de obra
requeridos para realizar esta acción. Los costos respectivos a materiales no se consideran ya que
esta tarea muy pocas veces requiere de estos.
Figura 30: Parámetros evaluación mantenimientos de poda.
Los resultados obtenidos con respecto a esta variable se presentan de manera conjunta con los
efectos que provocan las fallas por la vegetación sobre la red.
Figura 31: Evaluación mantenimientos poda.
En lo respectivo a las acciones de inspección, pueden describirse tres tipos diferentes de tareas
que se realizan sobre la red, las cuales son: inspecciones generales del circuito, termografías e
inspecciones a usuarios. Cada una de estas variables es considerada y su evaluación se describe a
continuación.
Vegetación
Eventos 5 5 5 5 5
Mante. Poda 13 13 13 13 13
Costos 6.405.195$ 6.600.895$ 6.802.856$ 7.011.281$ 7.226.375$
Las inspecciones del circuito y las termografías se realizan de forma periódica en forma anual, su
realización toma en promedio de una semana. Para la evaluación de estas variables se realiza una
estimación de los costos diarios que implica la mano de obra; análisis que se realiza a partir del
archivo “Actas mes de mayo”, en donde se presentan los valores por hora de la mano de obra en
los diferentes grupos que trabajan en la empresa, con respecto al área de mantenimiento. Del acta
se toman entonces los valores por hora que representan la mano de obra de grupos de inspección;
se toman los valores correspondientes a “INSPECCION CENTRO”. Este valor se implementa para
conocer el valor diario de la mano de obra, teniéndose que la labor de inspección de circuito,
implica 9 horas de trabajo y la de termografías implica 8 horas diarias de trabajo; además se toma
como tiempo promedio en que se logra realizar la tarea de inspección 8 días, mientras que para la
realización del análisis termografico se toman 6 días.
Las tareas que se desarrollan con respecto a las inspecciones continuas a los usuarios, se analizan
a partir de tomar un número de acciones de este tipo que se realizan en el sistema; se realiza una
evaluación similar a una tasa de fallas, pero a través de la cual se quiere conocer el número de
eventos que se presentan en un tiempo determinado, aunque no necesariamente se refiera a
fallas.
Tabla 46: Evaluación número de eventos. Insp_Usuarios.
Conocido el comportamiento que presenta cada uno de los circuitos con respecto a esta variable,
se estima los tiempos de duración de estas acciones junto a la mano de obra, tiempos de
Inspec. Usuar Tiempo entre acciones
22/01/2013 -
23/01/2013 1
24/01/2013 1
25/01/2013 1
28/01/2013 3
03/02/2013 6
12/02/2013 9
27/02/2013 15
27/03/2013 28
05/04/2013 9
09/04/2013 4
19/04/2013 10
24/04/2013 5
07/05/2013 13
λ 0,154929577
transporte y costos de transporte. Se utiliza el archivo de costos de ONE WORLD para calcular las
anteriores variables, teniéndose los siguientes resultados.
Figura 32: Estimación costos de inspecciones a usuarios.
Es preciso aclarar que los costos respectivos a inspecciones de usuarios, se realizan de forma
constante a lo largo de la vida útil de la red; además de esto se incorporan estos costos a la
evaluación del nivel de tensión I, mientras que los costos respectivos a las inspecciones de
circuitos y termografías, se relacionan a los costos de nivel de tensión II.
Los resultados obtenidos para este tipo de acciones se presentan en la macro, como se expone a
continuación:
Figura 33: Análisis nivel de tensión I
Figura 34: Análisis nivel de tensión II
De esta forma se concluye la aproximación a los costos respectivos a los mantenimientos que
implican los eventos por factores externos y las acciones que se desarrollan para controlarlos.
Clasificacion propia 1 insp
HORAS HOMBRE (REALES) (Varios elementos)
DESCRIPCION OT (Varios elementos)
Etiquetas de fila Promedio de HORAS HOMBRE (REALES) Promedio de COSTOS DE MANO DE OBRA (REALES) Promedio
AZA23L12 1,14 26.891,89 tiempo mo
AZA23L12_1 1,00 19.081,91 1,15 26.827
Inspe. Usuarios
λ 0,225757576
t 1,15
M.Obra 26.827
INSPECCIONES
Inspec. Norm -$ -$ -$ -$ -$ -$
Termografias -$ -$ -$ -$ -$ -$
Inspec. Usuarios 4.968.294$ 5.099.700$ 5.235.311$ 5.375.261$ 5.519.690$ 5.668.740$
INSPECCIONES
Inspec. Norm 3.680.796$ 3.756.496$ 3.834.618$ 3.915.240$ 3.998.442$ 4.084.306$
Termografias 2.328.415$ 2.374.867$ 2.422.805$ 2.472.278$ 2.523.334$ 2.576.023$
Inspec. Usuarios -$ -$ -$ -$ -$ -$
Coordinación de
protecciones
(reducción del
40%)
Pararrayos y
apantallamiento
puestos cada 10
km (reducción del
70%)
Plan de poda
(reducción del
14%)
Cable semi-
aislado
(reducción del
60%)
Transformadores
Autoprotegidos
(reducción del
40%)
Cuadrillas
(porcentaje de
reducción de 30%
)
Mantenimiento
en caliente
(reducción del
50%)
Planeación -
Programación de
Mtto (reducción
del 50%)
% 40% 70% 14% 60% 40% 30% 50% 50%
ACCIONES
MEJORAMIENTO EN
CALIDAD
INTERRUPCIONES NO PLANEADAS Interrupciones Medidas remediales orientadas Medidas remediales orientadas a disminuir la frecuencia de las interrupciones
3.10. Acciones que se realizan para mejorar el comportamiento del sistema
desde su diseño
Es claro que los eventos que se presentan por el deterioro de los equipos, pueden ser controlados
a partir de los mantenimientos preventivos sobre los mismos. Con respecto al efecto que
presentan los factores externos en el sistema, pueden tomarse una variedad de consideraciones
en el momento de la construcción de la red. En este apartado se presentan el comportamiento
que presenta el sistema al tomarse algunas medidas que permitan reducir el impacto que tienen
los diferentes factores externos sobre el circuito.
A partir de un estudio realizado por la universidad tecnológica de Pereira, sobre estudio de calidad
de la energía al área de Ingeniería y Gestión (Acta No. 3 Informe 2), se presentan a continuación el
impacto que tiene la realización de una diversidad de acciones en la construcción de la red
eléctrica.
Figura 34: Porcentaje de reducción al aplicar buenas practicas constructivas.
Se implementan las acciones que se encuentran subrayadas, ya que son las que actualmente se
desarrollan en la empresa y las que tienen principal relación a la forma en que pueden diseñarse
las redes eléctricas. A través de estas acciones puede obtenerse una mejora en lo respectivo a la
influencia de los factores externo en la red, con consideraciones como “Pararrayos y
apantallamientos puestos cada 10 Km” ó “Cable semi-aislado”, pueden mitigarse los efectos de la
vegetación y las descargas atmosféricas. Con las acciones de “Coordinación de protecciones” y
“Cuadrillas”, pueden reducirse en los porcentajes especificados, la cantidad de eventos que se
presentan por incidentes sobre la red, por deterioro del sistema.
Cada una de las consideraciones anteriores se evalúa para los factores a que corresponde,
reduciendo dicho factor por el porcentaje que se presenta. Un ejemplo claro parte de considerar,
que si se implementa cable semi-aislado en todos los tramos que se ven expuestos a vegetación,
en la construcción de una nueva red; la cantidad de eventos que se presentan respecto a este
valor se reduce en un 60%. Los costos que se obtienen la aplicar buenas prácticas en el momento
TOTAL 10.902.788$ 14.605.669$ 16.007.203$ 20.142.767$ 30.498.773$ 34.351.036$ 38.393.643$ 41.180.901$ 44.683.379$ 47.749.756$
Cost. / Km 519.180$ 695.508$ 762.248$ 959.179$ 1.452.323$ 1.635.764$ 1.828.269$ 1.960.995$ 2.127.780$ 2.273.798$
Coordinación de
protecciones
(reducción del
40%)
Pararrayos y
apantallamiento
puestos cada 10
km (reducción del
70%)
Plan de poda
(reducción del
14%)
Cable semi-
aislado
(reducción del
60%)
Transformadores
Autoprotegidos
(reducción del
40%)
Cuadrillas
(porcentaje de
reducción de 30%
)
Mantenimiento
en caliente
(reducción del
50%)
Planeación -
Programación de
Mtto (reducción
del 50%)
% 40% 70% 14% 60% 40% 30% 50% 50%
TOTAL 4.020.159$ 5.562.634$ 6.138.134$ 7.861.507$ 15.682.373$ 17.356.726$ 19.112.827$ 20.343.545$ 21.876.577$ 23.228.431$
Cost. / Km 191.436$ 264.887$ 292.292$ 374.357$ 746.780$ 826.511$ 910.135$ 968.740$ 1.041.742$ 1.106.116$
Adecuadas Acciones Constructivas
ACCIONES
MEJORAMIENTO EN
CALIDAD
INTERRUPCIONES NO PLANEADAS Interrupciones Medidas remediales orientadas Medidas remediales orientadas a disminuir la frecuencia de las interrupciones
de la construcción de las redes, como son el uso de cable aislado, la puesta de apantallamientos en
distancias adecuadas, el uso de un plan de poda, entre otros; son una reducción en los costos que
actualmente está presentando la red al no tenerse en cuenta estas medidas.
En la macro desarrollada se realiza una estimación de los costos que se obtendrían al aplicar este
tipo de medidas, se realiza un análisis desde el principio de la vida útil de la red por medio de
aplicar la reducción porcentual a los cotos que implican los eventos que se presentan anualmente
en el circuito.
Figura 35: Resultados de los costos al aplicar buenas acciones constructivas
Se evalúa el comportamiento que presenta el sistema en cuanto a los costos, tanto si se realizan
acciones constructivas adecuadas o si simplemente se implementa un nuevo circuito sin mejoras
drásticas a mitigar los impactos de los diversos factores a los que se ve expuesta la red.
3.11. Evaluación del comportamiento medio
La evaluación del comportamiento de la variable mantenimiento se desarrolla para un grupo de
circuitos que poseen características similares, al desenvolverse en entornos comunes. Se evalúan
entonces, 5 circuitos para observar la tendencia en el tiempo de las redes de distribución de tipo
aéreo en entornos urbanos y 5 circuitos para conocer el comportamiento de la variable
mantenimiento, en entornos rurales.
Para realizar una estimación del comportamiento medio que presentan los costos de
mantenimiento en ambos entornos, se procede a calcular un valor promedio anual entre los
diferentes circuitos evaluados.
Esta tarea parte de una evaluación de los costos generales para los distintos circuitos, para
obtener un estimativo del comportamiento medio que presenta el sistema, sin segmentar las
acciones en niveles de tensión. Esto se realiza para tener un referente de la forma en que se
comportan los costos si se realiza una evaluación más detallada por niveles de tensión.
El principal interés radica en conocer la forma en que se distribuyen los costos en los niveles de
tensión I y II, se toman los resultados obtenidos en cada uno de los niveles de tensión con relación
a la evaluación de los cotos de las tareas de mantenimiento, de los equipos que pertenecen a cada
uno de estos niveles; se calcula luego el valor promedio en los diferentes años, entre los circuitos
estudiados. De esta manera se puede conocer la tendencia de los costos de mantenimientos en los
diferentes entornos de interés, y en los dos niveles de tensión.
La evaluación del valor medio que mejor representa el comportamiento de los entornos rurales y
urbanos, debe realizarse teniendo en cuenta que en las diferentes macros tienen incorporadas
una estimación del comportamiento económico, que presentarían los diferentes costos en el
tiempo, a través del índice de precios al consumidor (IPC). Para estimar el comportamiento en
ambos entornos sin la influencia de esta variable es necesario ingresar un valor de cero (0) en
todos los años de análisis, en la variable del IPC; de esta manera se obtiene un comportamiento
sin variaciones, que luego puede ser estimado para cualquier proyecto en cualquier momento, al
aplicarle al valor medio obtenido, el comportamiento del IPC.
Figura 36: Reducción de la variable IPC a cero.
Luego de reducir la influencia de la variable del IPC, finalmente es posible conocer el
comportamiento que presentan los entornos de interés con respecto a la variable mantenimiento.
Se realiza un análisis del comportamiento que presentan el sistema tanto si se realizan buenas
practicas constructivas, como si no. Ya que las principales acciones que se desarrollan en el
entorno constructivo, tienen principal impacto sobre el nivel de tensión II, no se tienen en cuenta
la reducción porcentual de los costos de mantenimientos por buenas acciones constructivas en la
evaluación de costos del nivel de tensión I; aunque en la macros desarrolladas se presenta la
reducción por este tipo de tareas, es posible notar que la reducción no es muy significativa,
además de que es errónea, ya que los cables semi-aislados y las protecciones tienen efecto en el
nivel de tensión II; por lo tanto no deben ser tomadas en cuenta y solo debe evaluarse los costos
sin buenas acciones constructivas. En el nivel de tensión II, se evalúan el comportamiento que se
presenta en ambos casos.
Inflación Interna
(IPC)2015 2016 2017 2018 2019
0 0 0 0 0
Figura 37: Evaluación del valor medio de los costos de mantenimiento.- Entorno Urbano
Se estiman los costos medios de mantenimiento del estado actual en adelante, si no se hicieran
cambios en la red, y los costos nuevos que presentaría una red si esta fuera remodelada en el
mismo entorno; con estos valores es posible evaluar el monto que puede ser recuperado al
realizar una renovación.
3.12. Evaluación del efecto de la energía no suministrada en los sistemas
AÑO AÑO ACTUAL 1 2 3 4 5 6
MTO23L18
Cost. / Km
Actual 84.386$ 91.733$ 92.091$ 92.091$ 92.091$ 92.450$ 92.450$
Nuevos - 14.907$ 31.977$ 35.008$ 36.392$ 37.084$ 37.776$
Recuper. - 76.826$ 60.115$ 57.083$ 55.699$ 55.366$ 54.674$
ROS23L15
Cost. / Km
Actual 82.170$ 96.671$ 96.671$ 97.642$ 97.642$ 97.866$ 97.866$
Nuevos - 13.457$ 28.453$ 29.318$ 29.751$ 30.183$ 30.183$
Recuper. - 83.214$ 68.218$ 68.324$ 67.892$ 67.683$ 67.683$
AZA23L15
Cost. / Km
Actual 82.562$ 93.265$ 95.927$ 96.290$ 97.016$ 97.379$ 98.104$
Nuevos - 20.753$ 20.753$ 20.753$ 20.753$ 22.155$ 33.304$
Recuper. - 72.512$ 75.174$ 75.537$ 76.263$ 75.224$ 64.800$
ENE23L13
Cost. / Km
Actual 30.199$ 99.524$ 99.524$ 99.524$ 99.524$ 99.524$ 99.524$
Nuevos - 3.860$ 3.860$ 3.860$ 3.860$ 5.927$ 10.846$
Recuper. - 95.663$ 95.663$ 95.663$ 95.663$ 93.597$ 88.678$
CHI23L15
Cost. / Km
Actual 77.245$ 85.078$ 85.078$ 85.078$ 100.648$ 100.648$ 100.648$
Nuevos - 15.432$ 17.678$ 23.776$ 24.524$ 25.273$ 25.273$
Recuper. - 69.646$ 67.400$ 61.302$ 76.123$ 75.375$ 75.375$
Cost. / Km
Actual 71.312$ 93.254$ 93.858$ 94.125$ 97.384$ 97.573$ 97.718$
Nuevos - 13.682$ 20.544$ 22.543$ 23.056$ 24.124$ 27.476$
Recuper. - 79.572$ 73.314$ 71.582$ 74.328$ 73.449$ 70.242$
Comportamiento Promedio
3.13. Consideraciones finales de la evaluación del comportamiento de costos
mantenimiento en una red
En la estimación de la tendencia del comportamiento de la variable mantenimiento a través de la
distribución Weibull, en un circuito de distribución de energía eléctrica; puede implicar una
apreciación que no se acerca completamente a la realidad, a razón de que se considera que las
acciones de mantenimiento no afectan la tendencia del comportamiento de la red; aun así, es
preciso aclarar que en las redes de distribución eléctrica se realizan acciones de carácter más
drástico que lograr variar el comportamiento, al reducir de manera significativa el grado de
deterioro de la misma.
La evaluación realizada a través de la distribución presenta un comportamiento que
continuamente expone un crecimiento en el número de eventos de la red, y en el número de
mantenimientos preventivos de esta. Analizando el comportamiento real que expone la red a
través de los datos históricos que se posee; se evalúan la cantidad de eventos que se presentaron
anualmente, y se observa que existe un valor constante en cada uno de los años evaluados. Se
puede concluir que luego del periodo inicial en el que existe un comportamiento ascendente en el
número de los eventos presentados, el sistema llega a un estado de estabilidad en que se empieza
a comportar de forma constante en el número de eventos.
Para realizar un acercamiento más verídico a este comportamiento, expuesto por los registros
históricos, se presenta la evaluación paralela de este, en contraste con el comportamiento
estimado previamente. En esta nueva estimación se toman los valores de los primeros años
evaluados, que fueron obtenidos a través de la regresión, y a partir del comportamiento actual se
toman constantes los costos de mantenimiento, tanto preventivos como No-programados.
Figura 38: Evaluación del comportamiento de tipo 2 en la red.
Como se observa en la anterior imagen, los costos respectivos a uno de los circuitos evaluados, se
presentan los costos a través del tiempo como una constante; tanto en el estado actual, como en
el estado de renovación, a partir del décimo año.
Se pretende a través de este ejercicio acercarse a los costos reales que presentara la red a lo largo
de su vida útil.
Se realiza la valoración de los comportamientos de aumento continuo de eventos, como el de
número constante de eventos a través del tiempo; de forma independiente.
VMA23L16
Cost. / Km
Actual 264.256$ 264.256$ 264.256$ 264.256$ 264.256$ 264.256$ 264.256$ 264.256$ 264.256$ 264.256$
Nuevos - 49.264$ 105.959$ 122.823$ 128.925$ 135.026$ 138.077$ 144.178$ 147.229$ 150.280$
3.14. Evaluación del efecto de las compensaciones en los costos de la red
La variable respectiva a las compensaciones que es necesario realizar a los usuarios por la
reducción en la calidad del servicio, es una variable que presenta cierta dificulta de estimar; esto
puesto que su evaluación parte principalmente de la resolución CREG 097, en donde el análisis se
concentra en las indisponibilidades trimestrales de los distintos transformadores. El efecto que
poseen las compensaciones en los costos de la red son realmente bajos, por lo cual a continuación
se presenta un ejemplo de su forma de cálculo, aunque no van a ser tenidos en cuenta para la
evaluación de los costos en los demás circuitos.
Puntualizando en las compensaciones que es necesario realizar a los usuarios, el valor que se debe compensar depende del nivel de indisponibilidad sufrido por el usuario en el servicio, nivel que luego se contrasta con un grupo de índices de referencia para conocer el precio que debe compensarse al cliente con una reducción en su tarifa.
La fórmula de cálculo del valor a compensar para cada usuario que se encuentra fuera del rango permisible de indisponibilidad es:
( )
Donde:
VC: valor compensación ($)
ITT = DTT/NH
DTT = Horas de indisponibilidad en el trimestre
ITAD = Se calcula Índice mensual, promediando los ITAD trimestrales. Índice medio de la calidad del
servicio prestado, calculado a partir del registro de las interrupciones del sistema eléctrico
IPS = ITT/ITAD / Se calcula con promedios mensuales
Variables IRGP y CM se promedian a mes / basados en Histórico del año 2011
NH = Número Horas Mes 744 hrs
Se compensa a los usuarios que pertenecen a transformadores que no cumplen con el índice admisible de discontinuidad.
Donde:
ITTn,t,q,p: Índice Trimestral de la Discontinuidad por transformador t del Nivel de tensión n perteneciente al grupo de calidad q durante el trimestre p.
IRGPn,q,p: Promedio de los Índices de Referencia de la Discontinuidad por Grupo de Calidad del trimestre p de los años 2006 y 2007, del nivel de tensión n y del grupo de calidad q.
Para estimar de forma adecuada la influencia de la variable compensaciones en los costos del circuito a lo largo del tiempo de funcionamiento del mismo, se presenta el siguiente modelo:
( ) ]
La aplicación del anterior modelo parte por realizar un análisis sobre los transformadores que superan la indisponibilidad permitida para conocer cuál es el valor más frecuente de indisponibilidad que supera el límite; para esto se toman los tiempos de indisponibilidad de todos los transformadores del sistema que no cumplen, y se realiza un análisis a los datos para conocer su comportamiento a través de distribuciones de probabilidad. Al igual que antes se trata de encontrar los parámetros de la distribución que mejor se ajuste a los datos reales para conseguir una herramienta que permita modelar el comportamiento general de los datos en forma estimada. Se enfocan los esfuerzos en encontrar el valor esperado de la distribución, que representa el dato que mayores probabilidades tiene de presentarse. Se desarrollará igual que antes el método para la determinación de los parámetros CMD, pero en esta ocasión no se trata de encontrar la disponibilidad de los datos, solo el valor esperado del conjunto.
Se realiza un análisis sobre los transformadores que no cumplen, puesto que si se analizan los tiempos de indisponibilidad de cada uno de los transformadores del sistema, muy seguramente se obtendrá un valor esperado que no requerirá un valor a compensar, puesto que cumpliría con el indicador, por esto se toman únicamente los transformadores que incumplen y posteriormente el costo final a compensar en todo el sistema es multiplicado por el porcentaje de transformadores que realmente incumplen, y no por todos los existentes en el circuito puesto que esto generaría un error.
Los tiempos de las indisponibilidades de cada transformador se representan por el índice de duración trimestral de interrupciones. Se toman los ITT’s de los transformadores que incumplen y se procede con el procedimiento antes mencionado.
Se trata de encontrar los valores de las indisponibilidades por trimestres, grupos de calidad y niveles de tensión, puesto que la metodología impuesta por la CREG, desarrolla los indicadores de comparación de dicha manera.
El trabajo se desarrolla en diversos grupos de calidad y en los niveles de tensión 1 y 2 que son los que típicamente se manejan en los sistemas de distribución.
Donde:
DTTn,t,q,p: Duración Trimestral de las interrupciones por Transformador, medida en
horas, para el transformador t, del Nivel de Tensión n y perteneciente al grupo de calidad q,
durante el trimestre p.
NHp: Número de horas totales del trimestre p.
El indicador IRGP se promedia para obtener un comportamiento de este típico y no para cada uno de los trimestres del año.
Existe un IRGP diferente para cada uno de los trimestres de los años referencia y para cada nivel de tensión en análisis.
Valores IRGP:
Nivel de tensión 1 Nivel de tensión 2,3
0.0037107 0,001423
0.0032926 0,0016926
0.0018289 0,0007797
0.0028175 0,0015629
Tabla 47: Valores de IRGP generales
En promedio los valores que se implementaran para el IRGP son:
Nivel de tensión 1 Nivel de tensión 2,3
0,002912425 0,00136455
Tabla 48: Valores de IRGP promedios
El parámetro referente al CRO, se presenta mensualmente por la UPME, con los datos que se tienen hasta el momento, se realiza una proyección a través de un ajuste de los datos existentes a una función, que permitirá evaluar esta variable a futuro.
Donde:
X: año en el que se desea calcular el CRO.
El IPS se obtiene a través de la siguiente expresión:
Finalmente se multiplica el resultado por el CMp que representa el consumo mensual promedio del usuario al que se ha de realizar la compensación, en el último trimestre.
Se desea obtener el valor que es necesario compensar a los usuarios que en promedio se ven afectados por los cortes del servicio; para esto se toma el consumo mensual promediado en el último trimestre, de todos los usuarios pertenecientes al circuito en análisis. Esto se logra sumando el consumo de todos los transformadores pertenecientes al circuito y multiplicándolo por el número de transformadores que en promedio se ven fuera del límite permitido de indisponibilidad. Este porcentaje se obtiene analizando cada uno de los trimestres del periodo considerado y haciendo un promedio ponderado.
Finalmente tras realizar todo este proceso se obtiene el valor que representa los egresos de la empresa por compensaciones a los usuarios, a lo largo de la vida útil del circuito en análisis.
4. Aplicación práctica de la metodología desarrollada
Para observar la forma en que se aplicó la metodología desarrollada en cada uno de los circuitos
obtenidos, y de la evaluación del comportamiento medio de los costos de mantenimiento en los
entornos de interés; se realiza a continuación una evaluación del comportamiento que presenta el
circuito AZA23L15.
Contexto operacional del circuito
- Ubicación: Zona urbana, Zona Centro
- Tensión de alimentación: 13.2 Kv
- Longitud : 20.8 Kilómetros
- Número de ramales: 317
-Número de usuarios: 8988
Para el análisis del circuito se evalúan una variedad de archivos para conocer el comportamiento
de los diferentes parámetros de interés. A través de la macro desarrollada es posible conocer la
influencia de la variable mantenimiento en el circuito, luego de ingresar todos estos parámetros;
por lo cual se observa la forma en que se obtienen los diferentes parámetros solicitados.
Inicialmente se evalúa el comportamiento que presenta el circuito a través del tiempo, a razón de
los efectos del deterioro sobre los equipos. Para la evaluación que se pretende exponer se aclara
que se desarrolla para el nivel de tensión I.
Figura 39: parámetros de evaluación para el nivel de tensión I
La evaluación de los costos de las variables de mantenimiento se realiza a través de las macro
mencionada que evalúa luego de ingresar algunos parámetros el comportamiento de esta
variable. Para cada circuito, y dependiendo del nivel de tensión que se evalué, el archivo que
contiene la aplicación desarrollada pude recibir los siguientes nombres: “Evaluación Costos
AZA23L15 F NI” “Evaluación Costos AZA23L15 F NII”.
Esta información se obtiene a través del archivo que contiene los datos de la base de datos de ONE
WORLD, donde se toman los diferentes tiempos entre eventos y se calculan los parámetros de la
función Weibull a través de la primera macro desarrollada que aplica el método de máxima
verosimilitud. El nombre que recibe el archivo de One World que posee esta información, se llama
para los distintos circuitos evaluados como Eventos “Circuito”; para este caso sería “Eventos
AZA23L15”.
Para cada uno de los niveles de interés se estudian los parámetros de la distribución Weibull que
representa su comportamiento, con los eventos ocurridos en cada uno de dichos niveles. Los
nombres que reciben los diferentes archivos que realizan este cálculo, dependiendo del nivel de
tensión en que se realice son: “Parametros NI” o “Parametros NII”.
β 1,312241117 20
η 26,78746572
NI MTBF
λ 0,040495209 24,69427947
NII
λ 0 λ
0,040495209
λ 0,002347339
Nota:
λ 0,037841306
NI
λ 0,005315953
NII
λ 0
Las unidades de las tasas de
falla se encuentran en
(1/dias)
Periodo a
proyectar
DESGASTE
Circuito General
Transformadores
Elementos
Lineas
Para conocer las tasas de fallas de los diferentes componentes, igualmente se emplea el archivo
del SGO; y los datos obtenidos se analizan en el archivo nombrado como “Tasa de fallas P.Causas”.
Figura 40: Porcentaje de cada una de las clasificaciones en la tasa de fallas general
Para conocer la influencia de cada una de las clasificaciones, se utilizan los archivos que relacionan
los archivos de eventos del SGO de todos los circuitos evaluados por topología, en donde se
observan una variedad de parámetros entre los cuales se encuentra la evaluación de este
porcentaje. Los archivos en los que se agrupan los cinco circuito de cada uno de los entornos de
interés reciben el nombre de: “Comportamiento Eventos-Entorno Urbano” y ” Comportamiento
Eventos-Entorno Rural”.
Figura 41: Tasas de fallas de eventos aleatorios
El análisis de la tasa de fallas de estas variables, se obtiene también a través del archivo del SGO,
“Eventos AZA23L15”, y se concretan en el archivo “Tasa de fallas P.Causas”.
Trafos 8%
Elementos 82%
Lineas
NI 6%
NII 4%
Porcents. De Influencia
λ 0,002689695
λ 0
λ 0,017634301
λ 0,00415618
ALEATORIOS
Vegetación
Acciones de terceros
Condiciones atmosféricas
Otros objetos sobre la red
Figura 42: Tiempos relevantes
Los tiempos relevantes para la evaluación de la macro, los cuales tienen relación a los MTTR,
MTTM y tiempos de transporte.
Estos tiempos se evalúan del comportamiento medio más general que presentan los diferentes
eventos para cada uno de los entornos de interés. Su evaluación se realiza a partir de los archivos
“Comportamiento Eventos-Entorno Urbano” y ” Comportamiento Eventos-Entorno Rural”.
Figura 43: Costos que implican las tareas de mantenimiento
Transporte 0,475333333
Elemento 1,05
Trafo 5,19
Linea 1,08
Elemento 2,21
trafo 3,00
Linea 2,28
Tiempos (h)
Fallas
M. Preventivos
Elemento
M.Obra 37.356$
Materiales 9.987$
Trafo
M.Obra 230.204$
Materiales 100.427$
Linea
M.Obra 146.495$
Materiales 142.775$
Elemento
M.Obra 155.371$
Materiales 60.751$
Trafo
M.Obra 165.618$
Materiales 245.459$
Linea
M.Obra 348.898$
Materiales 318.887$
M.Obra -$
H. hombre 0
Poda
M. Preventivos
COSTOS
Fallas
Los costos de las tareas de mantenimiento, se calculan de igual manera de forma general para
todos los circuitos pertenecientes a una topología determinada. La evaluación de estas variables
se desarrolla a través del archivo “Información Costos de mantenimientos de ONE WORLD por
GC”. En este archivo se toman los registros de los dos últimos años (2013 y 2014), con respecto a
los costos de las reparaciones y las acciones preventivas de los diversos equipos de la red.
Inicialmente se realiza una segmentación de los eventos con respecto a las clasificaciones
desarrolladas, se observa el comportamiento de los costos en los eventos, tanto en acciones
preventivas como correctivas y se calculan los valores medios.
Figura 44: Número de mantenimientos en los dos últimos años
Conocer la cantidad de acciones preventivas que se realizan en cada una de las clasificaciones se
logra a través de los archivos “Información ONE WOLRD Segmentada-Entorno RURAL” y ”
Información ONE WOLRD Segmentada-Entorno URBANO”; aquí se realiza una clasificación más
específica de las acciones que se desarrollan en el sistema, y que son de mayor interés para el
análisis, se identifican las acciones respectivas a reparaciones (repa), modificaciones (modi) y
reposiciones (repo); luego por medio del campo “RUTA DE APROBACION”, se analizan la cantidad
de mantenimientos preventivos (D47 y D48), que se presentan en la red.
Figura 45: Número de elementos que sufren desgaste en la red
Para conocer la cantidad de elementos que se ven deteriorados, se calcula el número total de
eventos que ha sufrido cada una de las clasificaciones desarrolladas, ya sean programados o No-
Trafos 5
Elementos 3
Lineas -
NI 1
NII 0
N. Mant prev - ultimos 2 años
# Traf 5
# Elementos 163
# puntos con Veg 43
Log NI (KM) 271,362
Log NII (KM) 0
# tramos NI 4
# tramos NII 0
AZA23L15-Desgaste
programados. Se hace uso también de los archivos “Información ONE WOLRD Segmentada-
Entorno RURAL ó - URBANO”.
Figura 46: Otras variables de interés
La variable respectiva a los costos de las tareas de cambio de fusibles, se obtienen a partir del
archivo “Información Costos de mantenimientos de ONE WORLD por GC”, analizando todos los
eventos que tienen relación a esta situación. De igual manera la evaluación de la cantidad de los
costos y el número de acciones preventivas se realiza en este archivo; ya que esta variable se
considera para el nivel de tensión II, no se toma en cuenta en este análisis.
La cantidad de inspecciones hace referencia a que si se desarrollan mayores evaluaciones del
estado del circuito anualmente, es posible aumentar la cantidad de mantenimientos preventivos;
ya que se desarrolla únicamente una inspecciona anual, este valor se mantiene constante.
Con relación a la evaluación de los costos de transporte por hora, se toman una serie de
consideraciones dependiendo del nivel de tensión y el entorno en que se realiza el análisis. La
estimación de los diferentes costos respectivos a transporte, parte del archivo “FO-DI-09-000-015
Formato de cotización de trabajos a terceros V 2 0_2015.xls”.
Se considera que las acciones que se realizan en el nivel de tensión I únicamente requieren de
costos de transporte consistentes al uso de camionetas; con respecto al nivel II pueden
presentarse tareas que impliquen el uso de carros canasta por lo que se toma un valor promedio
para la estimación de este costo, se considera entonces esta variable para el nivel de tensión II,
como una constante de cien mil pesos ($ 100000).
Figura 47: Variables para evaluación de la ENS
M.Obra 41.330
Materiales 7.501
17.700 -
N.mant Poda AÑO 0
Ninsp 1
Ninsp-Termog 1
Inspecciones AÑO
Fusibles
Costo transporte
NI NII
25,46 -
Cargo por Uso 50
ENS Promedio
La estimación de la cantidad de potencia que deja de ser suplida en cada uno de los niveles de
tensión tras la ocurrencia de un evento, se logra por medio de los diferentes archivos que
presentan la cantidad de transformadores que se ven involucrados tras la ocurrencia de un
eventos; estos archivos se tienen para los últimos tres años y se dividen por trimestres, como
ejemplo tenemos: “aplanado_2014_semestre2”.
El análisis del cálculo del cargo por uso implementado se realizó previamente.
Figura 48: Costo del equipo transformador
En la evaluación de la clasificación trasformador, la variable de costos de materiales no incluye el
costo del equipo transformador; su análisis se realiza de forma aislada para conocer el impacto de
esta de forma aislada. La evaluación de esta variable se logra de igual forma, a través del archivo
de ONE WORLD; para cada uno de los entornos de interés.
Figura 49: Información respectiva a las inspecciones y eventos aleatorios.
Los costos que implicaban las inspecciones del circuito, que incluyen específicamente las
inspecciones visuales de la red y las termografías, requiere la evaluación de los costos de mano de
obra que tienen relación, este análisis de realiza con los datos de la información de ONE WORLD
para los eventos específicos.
Los tiempos medios de reparación de eventos aleatorios, se calculan de los archivos que
relacionan los comportamientos de todos los circuitos respectivos a cada entorno, en este se hace
un aproximación a este valor tomando el valor medio, del comportamiento de todos los circuitos
de iteres.
GC1
3.244.903
Trafos
Inspecciones M.Obra
Inspec. Norm -
Termografias -
MTTR Event. Aleat 1,79
Inspe. Usuarios
λ 0,225757576
t 1,15
M.Obra 26.827
La estimación de los tiempos y costos de las inspeccione a usuarios, se obtienen del archivo de
ONE WORLD, como se explicó previamente. La tasa de fallas se evalúa a partir del archivo del SGO
y se consolida en el registro “Tasa de fallas P.Causas”.
4.1. Resultados del circuito AZA23L15 para el nivel de tensión I
Luego de ingresar todos los datos la macro calcula el comportamiento del sistema en cuanto a
eventos No-programados y programados, para el número de años que se especifique; se realiza un
estimativo de 20 años, ya que es a este periodo que se realiza la evaluación económica de la
viabilidad financiera. Como se mencionó ante, se obtiene una evaluación segmentada de los
diferentes costos en la “Hoja 1”; mientras que en la “Hoja 2” se presentan los costos generales
resumidos de ambas clases de acciones. Los resultados finales para el circuito AZA23L15 en el nivel
de tensión I son:
Costos del mantenimeito
AÑO
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
DESGASTE
FALLAS
Nodos 1.422.046$ 1.781.303$ 2.161.859$ 2.341.696$ 2.645.805$ 2.848.165$ 3.183.141$ 3.410.197$ 3.648.476$ 3.898.464$ 4.021.980$ 4.292.532$ 4.576.236$ 4.873.657$ 5.028.250$ 5.349.910$ 5.686.965$ 5.867.499$ 6.231.864$ 6.429.793$ 6.823.599$
Trafos 3.981.402$ 4.108.595$ 4.239.859$ 4.375.323$ 4.515.122$ 4.659.395$ 4.808.284$ 4.961.937$ 5.120.508$ 5.284.153$ 5.453.034$ 5.627.320$ 11.614.366$ 11.985.603$ 12.368.719$ 12.764.095$ 13.172.123$ 13.593.208$ 14.027.768$ 14.476.234$ 14.939.051$
Redes 881.104$ 909.212$ 1.407.328$ 1.452.230$ 1.498.570$ 1.546.392$ 1.595.745$ 1.646.677$ 2.265.652$ 2.337.977$ 2.412.616$ 2.489.644$ 2.569.137$ 2.651.174$ 2.735.835$ 2.823.206$ 2.913.373$ 3.006.425$ 3.878.069$ 4.001.947$ 4.129.790$
TOTAL 6.284.552$ 6.799.110$ 7.809.046$ 8.169.249$ 8.659.497$ 9.053.952$ 9.587.170$ 10.018.812$ 11.034.636$ 11.520.594$ 11.887.630$ 12.409.496$ 18.759.738$ 19.510.433$ 20.132.805$ 20.937.211$ 21.772.461$ 22.467.133$ 24.137.701$ 24.907.974$ 25.892.440$
PROGRAMADOS
Nodos 591.787$ 814.118$ 839.990$ 866.689$ 894.243$ 922.679$ 952.024$ 982.309$ 1.013.562$ 1.045.816$ 1.079.102$ 1.113.453$ 1.148.903$ 1.185.488$ 1.223.244$ 1.262.207$ 1.302.418$ 1.343.915$ 1.386.740$ 1.430.935$ 1.476.545$
Trafos 9.920.812$ 12.285.567$ 12.678.338$ 13.083.678$ 13.501.990$ 13.933.687$ 14.379.198$ 14.838.965$ 15.313.446$ 15.803.109$ 16.308.442$ 16.829.946$ 17.368.137$ 17.923.551$ 18.496.738$ 19.088.267$ 19.698.725$ 20.328.717$ 20.978.869$ 21.649.827$ 22.342.254$
Redes 510.894$ 1.054.392$ 1.088.040$ 1.122.764$ 1.158.600$ 1.195.582$ 1.233.748$ 1.273.135$ 1.313.782$ 1.355.730$ 1.399.020$ 1.443.696$ 1.489.801$ 1.537.382$ 1.586.485$ 1.637.160$ 1.689.456$ 1.743.426$ 1.799.122$ 1.856.601$ 1.915.920$
TOTAL 11.023.493$ 14.154.077$ 14.606.368$ 15.073.132$ 15.554.832$ 16.051.947$ 16.564.970$ 17.094.409$ 17.640.790$ 18.204.655$ 18.786.565$ 19.387.095$ 20.006.842$ 20.646.421$ 21.306.467$ 21.987.634$ 22.690.598$ 23.416.058$ 24.164.732$ 24.937.363$ 25.734.719$
INSPECCIONES 4.968.294$ 5.099.700$ 5.235.311$ 5.375.261$ 5.519.690$ 5.668.740$ 5.822.560$ 5.981.303$ 6.145.125$ 6.314.189$ 6.488.664$ 6.668.722$ 6.854.541$ 7.046.307$ 7.244.209$ 7.448.444$ 7.659.215$ 7.876.730$ 8.101.206$ 8.332.865$ 8.571.937$
ALEATORIOS
Vegetación 93.198$ 96.180$ 99.258$ 102.434$ 105.712$ 109.095$ 112.586$ 116.189$ 119.907$ 123.744$ 127.704$ 131.790$ 136.008$ 140.360$ 144.851$ 149.487$ 154.270$ 159.207$ 164.301$ 169.559$ 174.985$
Cond. Atmosfericas 559.188$ 577.083$ 595.549$ 614.607$ 634.274$ 654.571$ 675.517$ 697.134$ 719.442$ 742.464$ 766.223$ 790.742$ 816.046$ 842.159$ 869.108$ 896.920$ 925.621$ 955.241$ 985.809$ 1.017.355$ 1.049.910$
Acc. De terceros (Hurto) -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$
Objetos sobre la red 190.954$ 196.919$ 203.074$ 209.427$ 215.983$ 222.748$ 229.730$ 236.936$ 244.372$ 252.046$ 259.966$ 268.139$ 276.573$ 285.278$ 294.261$ 303.531$ 313.098$ 322.972$ 333.161$ 343.676$ 354.528$
TOTAL 843.341$ 870.182$ 897.882$ 926.468$ 955.969$ 986.414$ 1.017.834$ 1.050.259$ 1.083.721$ 1.118.254$ 1.153.892$ 1.190.671$ 1.228.627$ 1.267.797$ 1.308.221$ 1.349.938$ 1.392.990$ 1.437.420$ 1.483.271$ 1.530.590$ 1.579.423$
Cost.TOTAL 23.119.679$ 26.923.068$ 28.548.606$ 29.544.110$ 30.689.989$ 31.761.053$ 32.992.533$ 34.144.782$ 35.904.272$ 37.157.693$ 38.316.751$ 39.655.984$ 46.849.748$ 48.470.958$ 49.991.701$ 51.723.227$ 53.515.264$ 55.197.340$ 57.886.910$ 59.708.792$ 61.778.519$
Cost. / Km 85.199$ 99.215$ 105.205$ 108.873$ 113.096$ 117.043$ 121.581$ 125.827$ 132.311$ 136.930$ 141.202$ 146.137$ 172.647$ 178.621$ 184.225$ 190.606$ 197.210$ 203.409$ 213.320$ 220.034$ 227.661$
Comportamiento 1
Costos Constantes en el tiempo (Comportamiento 2)
Cost.TOTAL 23.119.679$ 23.859.509$ 24.623.013$ 25.410.950$ 26.224.100$ 27.063.271$ 27.929.296$ 28.823.034$ 29.745.371$ 30.697.223$ 31.679.534$ 32.693.279$ 33.739.464$ 34.819.126$ 35.933.339$ 37.083.205$ 38.269.868$ 39.494.504$ 40.758.328$ 42.062.594$ 43.408.597$
Cost. / Km 85.199$ 87.925$ 90.739$ 93.642$ 96.639$ 99.731$ 102.923$ 106.216$ 109.615$ 113.123$ 116.743$ 120.478$ 124.334$ 128.312$ 132.418$ 136.656$ 141.029$ 145.542$ 150.199$ 155.005$ 159.966$
Comportamiento 1 Con Buenas Practicas Constructivas
TOTAL 12.628.444$ 14.303.168$ 15.065.668$ 15.566.107$ 16.132.338$ 16.669.866$ 17.277.574$ 17.854.900$ 18.690.256$ 19.316.147$ 19.905.588$ 20.573.987$ 23.704.679$ 24.498.395$ 25.253.525$ 26.100.910$ 26.977.554$ 27.811.981$ 29.073.651$ 29.975.118$ 30.985.040$
Cost. / Km 46.537$ 52.709$ 55.519$ 57.363$ 59.450$ 61.430$ 63.670$ 65.797$ 68.876$ 71.182$ 73.354$ 75.817$ 87.354$ 90.279$ 93.062$ 96.185$ 99.415$ 102.490$ 107.140$ 110.462$ 114.183$
Comportamiento 2 Con Buenas Practicas Constructivas
Cost.TOTAL 12.628.444$ 13.032.554$ 13.449.595$ 13.879.983$ 14.324.142$ 14.782.514$ 15.255.555$ 15.743.733$ 16.247.532$ 16.767.453$ 17.304.012$ 17.857.740$ 18.429.188$ 19.018.922$ 19.627.527$ 20.255.608$ 20.903.788$ 21.572.709$ 22.263.035$ 22.975.453$ 23.710.667$
Cost. / Km 46.537$ 48.026$ 49.563$ 51.149$ 52.786$ 54.475$ 56.218$ 58.017$ 59.874$ 61.790$ 63.767$ 65.808$ 67.914$ 70.087$ 72.330$ 74.644$ 77.033$ 79.498$ 82.042$ 84.667$ 87.377$
Figura 49: Información respectiva a las inspecciones y eventos aleatorios.
Como se observa se hace un análisis de los costos en ambos tipos de comportamientos, tanto si se
mantienen constantes los costos de los eventos presentados, como si existiese un crecimiento
gradual de los eventos y sus costos a través del tiempo. Además, también se observan las
implicaciones de tomar consideraciones más drásticas al momento de construir las redes, en
ambos tipos de comportamientos; de este modo se observa a diferencia de los costos al hacer
estos mayores esfuerzos. Es preciso mencionar que para este nivel de tensión, aunque se observa
la evaluación del impacto de las acciones constructivas, estas no se tienen en cuenta; ya que estas
están enfocadas al nivel de tensión II.
Los resultados que se presentan, muestran el comportamiento general de la red en cuanto a la
variable mantenimiento; se realiza una división de este costo por el número de kilómetros, para
obtener un valor medio del costo por kilómetro que implica una red de este tipo. En lo respectivo
al análisis que se desarrolla para cada nivel de tensión, el cálculo de las longitudes de las redes
para cada nivel se obtiene como se expresa a continuación:
Nivel de tensión I: Para el nivel de tensión I la evaluación del número de kilómetros se logra por
medio del documento “Índices de confiabilidad de redes secundarias de distribución”, en donde se
presenta la longitud promedio que presenta la red secundaria que tiene relación a un
transformador, en los grupos de calidad 1 y 4.
Tipo de Red Longitud promedio (Km)
Urbano Aéreo 1.911
Rural Aéreo 1.254
Tabla 47: Longitudes red nivel de tensión 1, correspondiente a un transformador
Conocido este criterio y el número de transformadores de cada red, se obtiene la cantidad de
kilómetros de red en este nivel de tensión.
Nivel de tensión II: El número de kilómetros respectivos a esta red se obtienen del archivo
“Longitudes Circuitos NII”, en el cual se presentan la longitud de todos los tramos de nivel de
tensión II, en los circuitos de interés; tras realizar la suma se conoce la extensión de este tipo de
redes en el sistema.
El interés radica en conocer principalmente los costos de mantenimiento en cada nivel de tensión,
expresados en pesos por kilómetro; para evaluar el impacto de esta variable en diseños futuros.
5. Resultados obtenidos
Realizando el análisis establecido sobre los diferentes circuitos presentados, se obtiene un grupo
de valores respectivos a los costos por kilómetro de las acciones de mantenimiento. Se considera
que los grupos de circuitos pertenecientes a un entorno similar, presentarán comportamientos
similares, respecto al mantenimiento. Para evaluar el monto promedio que representa el valor de
los costos de mantenimiento anuales de una red, se realiza un promedio entre todos los
resultados obtenidos de los diversos circuitos; a continuación se observan los resultados para cada
uno de los entornos; se presentan los resultados que se consideran más pertinentes para la
aplicación real, ósea, el acercamiento más adecuado para cada nivel de tensión; esto a razón de
que se tomaron en cuenta diversas consideraciones que implicaron la realización de varios
análisis.
Entorno Urbano
Los valores que representan el comportamiento de la variable mantenimiento, tanto en las redes
con un periodo de uso prolongado, como en las redes nuevas, en un entorno de distribución
urbano para ambos niveles de tensión, son:
AÑO AÑO ACTUAL 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
MTO23L18
Cost. / Km
Actual 84.386$ 84.386$ 84.386$ 84.386$ 84.386$ 84.386$ 84.386$ 84.386$ 84.386$ 84.386$ 84.386$ 84.386$ 84.386$ 84.386$ 84.386$ 84.386$ 84.386$ 84.386$ 84.386$ 84.386$ 84.386$
Nuevos - 14.907$ 31.977$ 35.008$ 36.392$ 37.084$ 37.776$ 38.468$ 39.160$ 39.852$ 39.852$ 84.386$ 84.386$ 84.386$ 84.386$ 84.386$ 84.386$ 84.386$ 84.386$ 84.386$ 84.386$
Recuper. - 69.479$ 52.409$ 49.378$ 47.994$ 47.302$ 46.610$ 45.918$ 45.226$ 44.534$ 44.534$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$
ROS23L15
Cost. / Km
Actual 82.170$ 82.170$ 82.170$ 82.170$ 82.170$ 82.170$ 82.170$ 82.170$ 82.170$ 82.170$ 82.170$ 82.170$ 82.170$ 82.170$ 82.170$ 82.170$ 82.170$ 82.170$ 82.170$ 82.170$ 82.170$
Nuevos - 13.457$ 28.453$ 29.318$ 29.751$ 30.183$ 30.183$ 31.646$ 32.078$ 32.078$ 32.078$ 82.170$ 82.170$ 82.170$ 82.170$ 82.170$ 82.170$ 82.170$ 82.170$ 82.170$ 82.170$
Recuper. - 68.713$ 53.717$ 52.852$ 52.419$ 51.987$ 51.987$ 50.524$ 50.092$ 50.092$ 50.092$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$
AZA23L15
Cost. / Km
Actual 82.562$ 82.562$ 82.562$ 82.562$ 82.562$ 82.562$ 82.562$ 82.562$ 82.562$ 82.562$ 82.562$ 82.562$ 82.562$ 82.562$ 82.562$ 82.562$ 82.562$ 82.562$ 82.562$ 82.562$ 82.562$
Nuevos - 20.753$ 20.753$ 20.753$ 20.753$ 22.155$ 33.304$ 36.108$ 38.210$ 40.313$ 43.384$ 82.562$ 82.562$ 82.562$ 82.562$ 82.562$ 82.562$ 82.562$ 82.562$ 82.562$ 82.562$
Recuper. - 61.809$ 61.809$ 61.809$ 61.809$ 60.408$ 49.258$ 46.455$ 44.352$ 42.250$ 39.179$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$
ENE23L13
Cost. / Km
Actual 30.199$ 30.199$ 30.199$ 30.199$ 30.199$ 30.199$ 30.199$ 30.199$ 30.199$ 30.199$ 30.199$ 30.199$ 30.199$ 30.199$ 30.199$ 30.199$ 30.199$ 30.199$ 30.199$ 30.199$ 30.199$
Nuevos - 3.860$ 3.860$ 3.860$ 3.860$ 5.927$ 10.846$ 15.765$ 15.765$ 15.765$ 15.765$ 30.199$ 30.199$ 30.199$ 30.199$ 30.199$ 30.199$ 30.199$ 30.199$ 30.199$ 30.199$
Recuper. - 26.339$ 26.339$ 26.339$ 26.339$ 24.272$ 19.353$ 14.434$ 14.434$ 14.434$ 14.434$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$
CHI23L15
Cost. / Km
Actual 77.245$ 77.245$ 77.245$ 77.245$ 77.245$ 77.245$ 77.245$ 77.245$ 77.245$ 77.245$ 77.245$ 77.245$ 77.245$ 77.245$ 77.245$ 77.245$ 77.245$ 77.245$ 77.245$ 77.245$ 77.245$
Nuevos - 15.432$ 17.678$ 23.776$ 24.524$ 25.273$ 25.273$ 27.805$ 27.805$ 28.553$ 28.553$ 77.245$ 77.245$ 77.245$ 77.245$ 77.245$ 77.245$ 77.245$ 77.245$ 77.245$ 77.245$
Recuper. - 61.813$ 59.567$ 53.469$ 52.720$ 51.972$ 51.972$ 49.440$ 49.440$ 48.691$ 48.691$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$
Cost. / Km
Actual 71.312$ 71.312$ 71.312$ 71.312$ 71.312$ 71.312$ 71.312$ 71.312$ 71.312$ 71.312$ 71.312$ 71.312$ 71.312$ 71.312$ 71.312$ 71.312$ 71.312$ 71.312$ 71.312$ 71.312$ 71.312$
Nuevos - 13.682$ 20.544$ 22.543$ 23.056$ 24.124$ 27.476$ 29.958$ 30.604$ 31.312$ 31.926$ 71.312$ 71.312$ 71.312$ 71.312$ 71.312$ 71.312$ 71.312$ 71.312$ 71.312$ 71.312$
Recuper. - 57.631$ 50.768$ 48.769$ 48.256$ 47.188$ 43.836$ 41.354$ 40.709$ 40.000$ 39.386$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$
Comportamiento Promedio
Nivel de tensión I
Se considera el comportamiento que implica un periodo de estabilidad; ósea, se presentan unos costos continuos luego del periodo inicial de
vida útil de la red. Los efectos respectivos a las buenas prácticas constructivas no se consideran en esta instancia.
Figura 50: Costos de mantenimiento medio NI-Red Urbana
AÑO AÑO ACTUAL 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
MTO23L18
Cost. / Km
Actual 2.957.214$ 2.957.214$ 2.957.214$ 2.957.214$ 2.957.214$ 2.957.214$ 2.957.214$ 2.957.214$ 2.957.214$ 2.957.214$ 2.957.214$ 2.957.214$ 2.957.214$ 2.957.214$ 2.957.214$ 2.957.214$ 2.957.214$ 2.957.214$ 2.957.214$ 2.957.214$ 2.957.214$
Nuevos - 163.656$ 233.926$ 233.926$ 251.493$ 791.924$ 902.306$ 1.030.255$ 1.085.446$ 1.168.232$ 1.223.423$ 1.506.682$ 1.699.082$ 1.821.385$ 1.925.599$ 2.029.812$ 2.134.025$ 2.238.239$ 2.274.219$ 2.310.200$ 2.346.181$
Recuper. - 2.793.559$ 2.723.289$ 2.723.289$ 2.705.721$ 2.165.291$ 2.054.909$ 1.926.960$ 1.871.769$ 1.788.983$ 1.733.792$ 1.450.532$ 1.258.132$ 1.135.829$ 1.031.616$ 927.403$ 823.189$ 718.976$ 682.995$ 647.014$ 611.034$
ROS23L15
Cost. / Km
Actual 2.531.513$ 2.531.513$ 2.531.513$ 2.531.513$ 2.531.513$ 2.531.513$ 2.531.513$ 2.531.513$ 2.531.513$ 2.531.513$ 2.531.513$ 2.531.513$ 2.531.513$ 2.531.513$ 2.531.513$ 2.531.513$ 2.531.513$ 2.531.513$ 2.531.513$ 2.531.513$ 2.531.513$
Nuevos - 182.771$ 227.439$ 238.606$ 337.541$ 725.391$ 789.219$ 841.880$ 888.154$ 923.262$ 969.536$ 1.201.698$ 1.312.405$ 1.364.704$ 1.416.455$ 1.454.101$ 1.480.250$ 1.506.400$ 1.532.549$ 1.558.699$ 1.584.849$
Recuper. - 2.348.742$ 2.304.074$ 2.292.907$ 2.193.971$ 1.806.122$ 1.742.294$ 1.689.633$ 1.643.358$ 1.608.251$ 1.561.977$ 1.329.815$ 1.219.108$ 1.166.809$ 1.115.058$ 1.077.412$ 1.051.262$ 1.025.113$ 998.963$ 972.814$ 946.664$
AZA23L15
Cost. / Km
Actual 2.245.796$ 2.245.796$ 2.245.796$ 2.245.796$ 2.245.796$ 2.245.796$ 2.245.796$ 2.245.796$ 2.245.796$ 2.245.796$ 2.245.796$ 2.245.796$ 2.245.796$ 2.245.796$ 2.245.796$ 2.245.796$ 2.245.796$ 2.245.796$ 2.245.796$ 2.245.796$ 2.245.796$
Nuevos - 186.160$ 250.671$ 269.103$ 335.650$ 679.477$ 731.691$ 783.905$ 812.571$ 850.452$ 879.118$ 1.078.025$ 1.152.328$ 1.227.945$ 1.250.055$ 1.272.165$ 1.294.275$ 1.316.385$ 1.360.378$ 1.382.487$ 1.404.597$
Recuper. - 2.059.635$ 1.995.124$ 1.976.693$ 1.910.146$ 1.566.319$ 1.514.105$ 1.461.891$ 1.433.225$ 1.395.344$ 1.366.678$ 1.167.771$ 1.093.468$ 1.017.851$ 995.741$ 973.631$ 951.521$ 929.411$ 885.418$ 863.308$ 841.198$
ENE23L13
Cost. / Km
Actual 1.724.270$ 1.724.270$ 1.724.270$ 1.724.270$ 1.724.270$ 1.724.270$ 1.724.270$ 1.724.270$ 1.724.270$ 1.724.270$ 1.724.270$ 1.724.270$ 1.724.270$ 1.724.270$ 1.724.270$ 1.724.270$ 1.724.270$ 1.724.270$ 1.724.270$ 1.724.270$ 1.724.270$
Nuevos - 132.900$ 152.740$ 172.580$ 192.421$ 839.407$ 859.247$ 1.011.945$ 1.031.785$ 1.031.785$ 1.031.785$ 1.085.489$ 1.151.206$ 1.171.280$ 1.171.280$ 1.171.280$ 1.171.280$ 1.171.280$ 1.191.354$ 1.191.354$ 1.191.354$
Recuper. - 1.591.370$ 1.571.530$ 1.551.690$ 1.531.849$ 884.863$ 865.023$ 712.325$ 692.485$ 692.485$ 692.485$ 638.781$ 573.064$ 552.990$ 552.990$ 552.990$ 552.990$ 552.990$ 532.917$ 532.917$ 532.917$
CHI23L15
Cost. / Km
Actual 2.883.455$ 2.883.455$ 2.883.455$ 2.883.455$ 2.883.455$ 2.883.455$ 2.883.455$ 2.883.455$ 2.883.455$ 2.883.455$ 2.883.455$ 2.883.455$ 2.883.455$ 2.883.455$ 2.883.455$ 2.883.455$ 2.883.455$ 2.883.455$ 2.883.455$ 2.883.455$ 2.883.455$
Nuevos - 236.403$ 333.307$ 559.406$ 583.632$ 1.311.492$ 1.311.492$ 1.335.718$ 1.335.718$ 1.335.718$ 1.335.718$ 1.607.848$ 1.607.848$ 1.632.857$ 1.632.857$ 1.632.857$ 1.632.857$ 1.632.857$ 1.632.857$ 1.632.857$ 1.632.857$
Recuper. - 2.647.051$ 2.550.148$ 2.324.049$ 2.299.823$ 1.571.963$ 1.571.963$ 1.547.737$ 1.547.737$ 1.547.737$ 1.547.737$ 1.275.606$ 1.275.606$ 1.250.597$ 1.250.597$ 1.250.597$ 1.250.597$ 1.250.597$ 1.250.597$ 1.250.597$ 1.250.597$
Cost. / Km
Actual 2.468.450$ 2.468.450$ 2.468.450$ 2.468.450$ 2.468.450$ 2.468.450$ 2.468.450$ 2.468.450$ 2.468.450$ 2.468.450$ 2.468.450$ 2.468.450$ 2.468.450$ 2.468.450$ 2.468.450$ 2.468.450$ 2.468.450$ 2.468.450$ 2.468.450$ 2.468.450$ 2.468.450$
Nuevos - 180.378$ 239.617$ 294.724$ 340.147$ 869.538$ 918.791$ 1.000.740$ 1.030.735$ 1.061.890$ 1.087.916$ 1.295.948$ 1.384.574$ 1.443.634$ 1.479.249$ 1.512.043$ 1.542.538$ 1.573.032$ 1.598.271$ 1.615.120$ 1.631.968$
Recuper. - 2.288.071$ 2.228.833$ 2.173.725$ 2.128.302$ 1.598.911$ 1.549.659$ 1.467.709$ 1.437.715$ 1.406.560$ 1.380.534$ 1.172.501$ 1.083.876$ 1.024.815$ 989.200$ 956.407$ 925.912$ 895.417$ 870.178$ 853.330$ 836.482$
Comportamiento Promedio
Nivel de tensión II
Se considera de igual manera el comportamiento que implica el periodo de estabilidad en el circuitos. En este nivel se consideran los efectos de
las buenas acciones constructivas.
Figura 51: Costos de mantenimiento medio NII-Red Urbana
AÑO AÑO ACTUAL 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
AZU23L15
Cost. / Km
Actual 452.665$ 452.665$ 452.665$ 452.665$ 452.665$ 452.665$ 452.665$ 452.665$ 452.665$ 452.665$ 452.665$ 452.665$ 452.665$ 452.665$ 452.665$ 452.665$ 452.665$ 452.665$ 452.665$ 452.665$ 452.665$
Nuevos - 113.481$ 113.481$ 194.179$ 223.497$ 244.820$ 267.549$ 283.541$ 296.867$ 307.528$ 318.190$ 452.665$ 452.665$ 452.665$ 452.665$ 452.665$ 452.665$ 452.665$ 452.665$ 452.665$ 452.665$
Recuper. - 339.184$ 339.184$ 258.486$ 229.168$ 207.845$ 185.116$ 169.125$ 155.798$ 145.137$ 134.476$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$
IRR23L13
Cost. / Km
Actual 225.200$ 225.200$ 225.200$ 225.200$ 225.200$ 225.200$ 225.200$ 225.200$ 225.200$ 225.200$ 225.200$ 225.200$ 225.200$ 225.200$ 225.200$ 225.200$ 225.200$ 225.200$ 225.200$ 225.200$ 225.200$
Nuevos - 110.614$ 118.150$ 127.664$ 131.433$ 135.201$ 135.201$ 135.201$ 138.969$ 138.969$ 144.715$ 225.200$ 225.200$ 225.200$ 225.200$ 225.200$ 225.200$ 225.200$ 225.200$ 225.200$ 225.200$
Recuper. - 114.586$ 107.050$ 97.536$ 93.768$ 89.999$ 89.999$ 89.999$ 86.231$ 86.231$ 80.485$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$
MAZ23L13
Cost. / Km
Actual 425.525$ 425.525$ 425.525$ 425.525$ 425.525$ 425.525$ 425.525$ 425.525$ 425.525$ 425.525$ 425.525$ 425.525$ 425.525$ 425.525$ 425.525$ 425.525$ 425.525$ 425.525$ 425.525$ 425.525$ 425.525$
Nuevos - 74.148$ 77.558$ 152.337$ 185.631$ 207.795$ 229.154$ 246.203$ 262.447$ 274.382$ 284.611$ 425.525$ 425.525$ 425.525$ 425.525$ 425.525$ 425.525$ 425.525$ 425.525$ 425.525$ 425.525$
Recuper. - 351.376$ 347.967$ 273.187$ 239.894$ 217.730$ 196.371$ 179.322$ 163.078$ 151.143$ 140.914$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$
SLM23L13
Cost. / Km
Actual 284.224$ 284.224$ 284.224$ 284.224$ 284.224$ 284.224$ 284.224$ 284.224$ 284.224$ 284.224$ 284.224$ 284.224$ 284.224$ 284.224$ 284.224$ 284.224$ 284.224$ 284.224$ 284.224$ 284.224$ 284.224$
Nuevos - 60.236$ 73.905$ 125.176$ 140.798$ 154.466$ 164.229$ 172.040$ 179.850$ 185.708$ 194.546$ 284.224$ 284.224$ 284.224$ 284.224$ 284.224$ 284.224$ 284.224$ 284.224$ 284.224$ 284.224$
Recuper. - 223.988$ 210.320$ 159.048$ 143.427$ 129.758$ 119.995$ 112.184$ 104.374$ 98.516$ 89.679$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$
VMA23L16
Cost. / Km
Actual 264.256$ 264.256$ 264.256$ 264.256$ 264.256$ 264.256$ 264.256$ 264.256$ 264.256$ 264.256$ 264.256$ 264.256$ 264.256$ 264.256$ 264.256$ 264.256$ 264.256$ 264.256$ 264.256$ 264.256$ 264.256$
Nuevos - 49.264$ 105.959$ 122.823$ 128.925$ 135.026$ 138.077$ 144.178$ 147.229$ 150.280$ 157.992$ 264.256$ 264.256$ 264.256$ 264.256$ 264.256$ 264.256$ 264.256$ 264.256$ 264.256$ 264.256$
Recuper. - 214.992$ 158.297$ 141.433$ 135.331$ 129.230$ 126.179$ 120.078$ 117.027$ 113.977$ 106.264$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$
Cost. / Km
Actual 330.374$ 330.374$ 330.374$ 330.374$ 330.374$ 330.374$ 330.374$ 330.374$ 330.374$ 330.374$ 330.374$ 330.374$ 330.374$ 330.374$ 330.374$ 330.374$ 330.374$ 330.374$ 330.374$ 330.374$ 330.374$
Nuevos - 81.549$ 97.811$ 144.436$ 162.057$ 175.462$ 186.842$ 196.232$ 205.072$ 211.373$ 220.011$ 330.374$ 330.374$ 330.374$ 330.374$ 330.374$ 330.374$ 330.374$ 330.374$ 330.374$ 330.374$
Recuper. - 248.825$ 232.564$ 185.938$ 168.318$ 154.913$ 143.532$ 134.142$ 125.302$ 119.001$ 110.363$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$
Comportamiento Promedio
Entorno Rural
Para el comportamiento rura se toman las mismas consideraciones que las descritas en el entorno urbano.
Nivel de tensión I
Figura 52: Costos de mantenimiento medio NI-Red Rural
AÑO AÑO ACTUAL 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
AZU23L15
Cost. / Km
Actual 641.557$ 641.557$ 641.557$ 641.557$ 641.557$ 641.557$ 641.557$ 641.557$ 641.557$ 641.557$ 641.557$ 641.557$ 641.557$ 641.557$ 641.557$ 641.557$ 641.557$ 641.557$ 641.557$ 641.557$ 641.557$
Nuevos - 105.387$ 156.158$ 162.843$ 165.648$ 211.842$ 213.245$ 214.648$ 216.050$ 217.453$ 218.855$ 262.209$ 270.677$ 276.693$ 276.693$ 278.804$ 278.804$ 278.804$ 280.916$ 280.916$ 280.916$
Recuper. - 536.170$ 485.399$ 478.714$ 475.909$ 429.715$ 428.312$ 426.909$ 425.507$ 424.104$ 422.702$ 379.348$ 370.880$ 364.864$ 364.864$ 362.753$ 362.753$ 362.753$ 360.641$ 360.641$ 360.641$
IRR23L13
Cost. / Km
Actual 753.363$ 753.363$ 753.363$ 753.363$ 753.363$ 753.363$ 753.363$ 753.363$ 753.363$ 753.363$ 753.363$ 753.363$ 753.363$ 753.363$ 753.363$ 753.363$ 753.363$ 753.363$ 753.363$ 753.363$ 753.363$
Nuevos - 119.658$ 192.893$ 195.558$ 198.223$ 271.469$ 271.469$ 278.260$ 278.260$ 278.260$ 280.925$ 332.640$ 344.009$ 347.791$ 347.791$ 347.791$ 347.791$ 347.791$ 347.791$ 351.573$ 351.573$
Recuper. - 633.705$ 560.470$ 557.805$ 555.139$ 481.894$ 481.894$ 475.103$ 475.103$ 475.103$ 472.438$ 420.723$ 409.354$ 405.572$ 405.572$ 405.572$ 405.572$ 405.572$ 405.572$ 401.789$ 401.789$
MAZ23L13
Cost. / Km
Actual 581.125$ 581.125$ 581.125$ 581.125$ 581.125$ 581.125$ 581.125$ 581.125$ 581.125$ 581.125$ 581.125$ 581.125$ 581.125$ 581.125$ 581.125$ 581.125$ 581.125$ 581.125$ 581.125$ 581.125$ 581.125$
Nuevos - 70.260$ 113.237$ 124.113$ 131.862$ 167.689$ 171.564$ 176.232$ 180.106$ 182.440$ 184.774$ 241.767$ 257.087$ 264.817$ 268.759$ 271.452$ 275.394$ 278.088$ 281.875$ 284.569$ 285.817$
Recuper. - 510.864$ 467.888$ 457.012$ 449.263$ 413.435$ 409.560$ 404.893$ 401.018$ 398.685$ 396.351$ 339.357$ 324.037$ 316.308$ 312.366$ 309.672$ 305.730$ 303.037$ 299.249$ 296.556$ 295.307$
SLM23L13
Cost. / Km
Actual 407.105$ 407.105$ 407.105$ 407.105$ 407.105$ 407.105$ 407.105$ 407.105$ 407.105$ 407.105$ 407.105$ 407.105$ 407.105$ 407.105$ 407.105$ 407.105$ 407.105$ 407.105$ 407.105$ 407.105$ 407.105$
Nuevos - 62.996$ 100.531$ 103.539$ 104.339$ 131.365$ 132.165$ 132.165$ 132.965$ 133.765$ 135.173$ 166.689$ 176.364$ 176.364$ 176.364$ 177.566$ 177.566$ 177.566$ 177.566$ 177.566$ 177.566$
Recuper. - 344.109$ 306.574$ 303.566$ 302.766$ 275.739$ 274.940$ 274.940$ 274.140$ 273.340$ 271.932$ 240.416$ 230.741$ 230.741$ 230.741$ 229.539$ 229.539$ 229.539$ 229.539$ 229.539$ 229.539$
VMA23L16
Cost. / Km
Actual 518.516$ 518.516$ 518.516$ 518.516$ 518.516$ 518.516$ 518.516$ 518.516$ 518.516$ 518.516$ 518.516$ 518.516$ 518.516$ 518.516$ 518.516$ 518.516$ 518.516$ 518.516$ 518.516$ 518.516$ 518.516$
Nuevos - 84.741$ 99.472$ 129.484$ 130.823$ 180.938$ 180.938$ 182.277$ 182.277$ 183.616$ 183.616$ 221.343$ 229.526$ 229.526$ 229.526$ 229.526$ 231.637$ 231.637$ 231.637$ 231.637$ 231.637$
Recuper. - 433.774$ 419.044$ 389.032$ 387.693$ 337.578$ 337.578$ 336.239$ 336.239$ 334.900$ 334.900$ 297.173$ 288.990$ 288.990$ 288.990$ 288.990$ 286.879$ 286.879$ 286.879$ 286.879$ 286.879$
Cost. / Km
Actual 580.333$ 580.333$ 580.333$ 580.333$ 580.333$ 580.333$ 580.333$ 580.333$ 580.333$ 580.333$ 580.333$ 580.333$ 580.333$ 580.333$ 580.333$ 580.333$ 580.333$ 580.333$ 580.333$ 580.333$ 580.333$
Nuevos - 88.609$ 132.458$ 143.107$ 146.179$ 192.661$ 193.876$ 196.716$ 197.932$ 199.107$ 200.669$ 244.930$ 255.532$ 259.038$ 259.826$ 261.028$ 262.238$ 262.777$ 263.957$ 265.252$ 265.502$
Recuper. - 491.724$ 447.875$ 437.226$ 434.154$ 387.672$ 386.457$ 383.617$ 382.401$ 381.226$ 379.664$ 335.403$ 324.801$ 321.295$ 320.507$ 319.305$ 318.095$ 317.556$ 316.376$ 315.081$ 314.831$
Comportamiento Promedio
Nivel de tensión II
Figura 53: Costos de mantenimiento medio NII-Red Rural
Se observa que los costos por kilómetro de las redes de distribución urbana son mucho más
elevados que los costos que se presentan en la redes rurales; es adecuado tener en cuenta que las
redes rurales son mucho más extensas, por lo tanto los costos generales que puede presentar un
circuito pueden ser mucho más elevados en las zonas rurales que en las urbanas.
5.1. Apreciaciones importantes en el análisis de los resultados
De los gráficos de los diferentes comportamientos obtenidos puede observase:
- Red de distribución Urbana.
NI
Figura 54: Comportamiento de los costos de mantenimiento NI
NII
Figura 55: Comportamiento de los costos de mantenimiento NII
y = 25133ln(x) - 4784,1 R² = 0,7347
-$20.000
$-
$20.000
$40.000
$60.000
$80.000
- 5 10 15 20 25
C. Mantenimiento
y = 839582ln(x) + 119682 R² = 0,9267
$-
$500.000
$1.000.000
$1.500.000
$2.000.000
$2.500.000
$3.000.000
- 5 10 15 20 25
C. Mantenimiento
Como se puede observar, al aplicar que los costos de mantenimiento se mantienen constantes
luego de un cierto periodo, las gráficas presentan un comportamiento algo irreal, siendo más
marcado este fenómeno en el nivel de tensión I; por esta razón, se realiza una nueva regresión con
la cual se estima un comportamiento mucho más adecuado. Se realiza este análisis al valor medio
obtenido anteriormente y se deja este nuevo comportamiento como el que mejor se ajusta a la
realidad.
5.2. Variaciones en el tiempo de los costos obtenidos
Con el transcurso del tiempo y con las diversas variaciones que sufren los entes económicos, los
costos que actualmente se calculan han de ir sufriendo variaciones, las cuales implican una
estimación del comportamiento que la variable de costos de mantenimiento a de ir presentando
con el transcurso del tiempo. En la macro de evaluación del comportamiento de los cotos de
mantenimiento de cada circuito es posible ingresar la variable del índice de precios del
consumidor (IPC), para conocer el comportamiento del costo de manteamiento de forma más
precisa a través del tiempo; ya que para obtener un acercamiento al comportamiento medio de
esta variable en los distintos entornos estudiados, se eliminó el parámetro del IPC, es necesario
nuevamente incorporarla para observar las variaciones a través del tiempo.
Finalmente se presenta una última macro con la cual se hace un estimativo de los costos con la
influencia del IPC. En esta macro simplemente se requiere ingresar los costos medios obtenidos
para cada entorno y los IPC proyectados desde el año actual en adelante. Además de esto, ya que
el análisis se hace con información de los años 2013 y 2014, también es necesario ir ingresando los
IPC que se han presentado desde estas fechas hasta el año en que se va a realizar el análisis.
Considerando ya finalmente los cambios sufridos por la variable IPC, se obtiene el acercamiento
más pertinente de la variable mantenimiento, para el grupo de entornos de interés.
Figura 56: Evaluación comportamiento en el tiempo del C. de mantenimiento con el IPC
Mantenimiento
Costos/Km red urbana. Precios presentes CON IPC proyectado
AÑO Actual 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
Reposición
Cost. / Km. ACTUAL 363.116$ 443.607$ 475.351$ 501.540$ 531.817$ 557.422$ 579.002$ 604.887$ 634.935$ 667.898$ 692.587$ 717.962$ 746.293$
Cost. / Km. NUEVOS - 95.459$ 118.158$ 180.067$ 208.499$ 232.970$ 256.018$ 277.490$ 299.270$ 318.336$ 341.948$ 529.909$ 627.300$
Recuperación de costos - 348.148$ 357.193$ 321.473$ 323.318$ 324.452$ 322.984$ 327.397$ 335.665$ 349.562$ 350.640$ 188.053$ 118.994$
Expansión
Cost. / Km. ACTUAL -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$
Cost. / Km. NUEVOS -$ 95.459$ 118.158$ 180.067$ 208.499$ 232.970$ 256.018$ 277.490$ 299.270$ 318.336$ 341.948$ 529.909$ 627.300$
Recuperación de costos -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$
Costos totales red urbana. Precios presentes CON IPC proyectado
AÑO Actual 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
Reposición
Cost. / Km. ACTUAL 726.232$ 887.214$ 950.702$ 1.003.080$ 1.063.634$ 1.114.844$ 1.158.005$ 1.209.774$ 1.269.871$ 1.335.796$ 1.385.175$ 1.435.924$ 1.492.587$
Cost. / Km. NUEVOS -$ 190.917$ 236.316$ 360.134$ 416.998$ 465.939$ 512.037$ 554.980$ 598.541$ 636.673$ 683.895$ 1.059.818$ 1.254.599$
Recuperación de costos -$ 696.297$ 714.386$ 642.947$ 646.636$ 648.905$ 645.968$ 654.793$ 671.330$ 699.123$ 701.280$ 376.105$ 237.988$
Expansión
Cost. / Km. ACTUAL -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$
Cost. / Km. NUEVOS -$ 190.917$ 236.316$ 360.134$ 416.998$ 465.939$ 512.037$ 554.980$ 598.541$ 636.673$ 683.895$ 1.059.818$ 1.254.599$
Recuperación de costos -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$
Conclusiones
• La evaluación de los costos de una red de distribución a lo largo de su vida útil, es una
tarea compleja a razón del alto dinamismo del sistema y al gran número de factores a los
que se ve expuesta.
• El entorno en que se desenvuelve un sistema afecta directamente la confiabilidad de la
misma; tanto por el impacto mayor o menor de los entes externos, como por la
degradación que sufre en este proceso.
• El sistema de distribución puede enmarcarse en los tipos de sistemas “Good as new”, ya
que la reparación de alguno de sus componentes permite llevar a un funcionamiento de la
red a las mismas condiciones a las que se encontraba anteriormente.
• La equipos pertenecientes a las redes de distribución, presentan un comportamiento muy
noble, ya que el sistema responde hasta un punto de quiebre muy elevado; siendo las
principales causas de eventos en el sistema las respectivas a factores externos.
• La evaluación de la eficacia que representan las acciones de mantenimiento preventivo
sobre la red, implica una variedad de factores en los cuales el de mayor relevancia es el
correspondiente a los ingresos por AOM. En un principio es posible llegarse a pensar que
la mayor influencia sobre los costos en la compañía por eventos en la red, corresponden a
incentivos, compensaciones y energía no suministrada, pero realmente estas variables son
insignificantes en lo respectivo al valor restringido en el AOM, por el no cumplimiento de
los indicadores de calidad.
• La información que se presenta en las diversas bases de datos, en gran cantidad de
ocasiones presenta dificultades para el relacionamiento entre sistemas de información.
Además no existe gran claridad acerca de la calidad de la información ya que en muchas
ocasiones se presentan errores y parecen poco exigentes los procedimientos para el
ingreso de la información.
• En el presente trabajo se trató de estimar el comportamiento que se presentaría en las
redes de distribución en lo respectivo a la variable mantenimiento, con los esfuerzos que
actualmente se vienen realizando en el sistema. La evaluación del nivel óptimo de
mantenimiento que debe desarrollarse a través del tiempo es una tarea mucho más
compleja ya que requiere el análisis de todos los circuitos del sistema y su evolución en el
tiempo, a razón del énfasis que debe realizarse sobre la variable AOM.
• El presente trabajo deja como resultado, un estimativo de los costos que pueden
presentar las redes de distribución en los entornos rurales y urbanos. Es preciso aclarar
que para obtener un acercamiento más adecuado al comportamiento real que presenta el
sistema, es necesario hacer una clasificación más pertinente de las áreas en que trabaja
cada uno de los sistemas, ya que existen lugares que a pesar de presentar los entornos
mencionados pueden verse sujetas a otras variables que hacen que su comportamiento
cambie radicalmente. Un ejemplo claro de esto son las zonas con alto nivel de descargas a
tierra.
• La evaluación del grado de reducción en los cotos de mantenimiento cuando no se aplican
buenas acciones constructivas, indica que la reducción que se obtiene es muy mínima; si
no se atacan los diversos factores que generan averías, el comportamiento de la red
rápidamente volverá al de la situación original a la que se encontraba.
• La influencia de las variables de energía no suministrada y compensaciones a los usuarios
reamente presentan una influencia muy mínima, a razón de que los principales efectos
que generan los eventos y mantenimientos preventivos sobre la red, son los costos
directos de la realización de estas tareas; por tal motivo, se decide no incorporar los
costos de la variable compensaciones a razón de su complejidad en la evaluación y del
efecto tan reducido que presenta. El análisis de la variable de la anergia no suministrada si
es tomado en consideración ya que su evaluación es más sencilla de realizar.
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