• Author / Uploaded
• Ruben Hernandez

• Categories
• Transformador
• Calidad (Negocios)
• Ultrasonido
• Planificación
• Diseño

Citation preview

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA INSTITUTO UNIVERSITARIO POLITÉCNICO “SANTIAGO MARIÑO” EXTENSIÓN MARACAY ESCUELA DE INGENIERÍA ELECTRICA

PLAN DE MANTENIMIENTO PREDICTIVO PARA LA SUBESTACIÓN CORINSA CON SUS CIRCUITOS ASOCIADOS EN LA EMPRESA CORPOELEC REGIÓN 4 ZONA ARAGUA.

Trabajo Especial de Grado para optar al Titulo de Ingeniero Electricista

Autor: TSU Rubén Hernández Tutora Académica: Ing. Migdys Archiles Asesora Metodológica: Profa. Cruz Goatache

3

Maracay, Junio de 2010. APROBACIÓN DE LA TUTORA En mi carácter de Tutora del Trabajo Especial de Grado Titulado: PLAN DE MANTENIMIENTO PREDICTIVO PARA LA SUBESTACIÓN CORINSA CON SUS CIRCUITOS ASOCIADOS EN LA EMPRESA CORPOELEC REGIÓN 4 ZONA ARAGUA, presentado por el ciudadano Rubén Hernandez, Cédula de Identidad Nº 11.501.900, para optar al Titulo de Ingeniero Electricista, considero que éste reúne los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a presentación pública y evaluación por parte del Jurado Examinador que se designe. En la ciudad de Maracay, a los 25 días del mes de Junio de 2010

______________________________ Ing. Migdys Archiles C.I. 12.337.305

4

APROBACIÓN DE LA ASESORA METODOLOGICA En mi carácter de Asesora

Metodológica

del

Trabajo

Especial de Grado Titulado: PLAN DE MANTENIMIENTO PREDICTIVO PARA LA SUBESTACIÓN CORINSA CON SUS CIRCUITOS ASOCIADOS EN LA EMPRESA CORPOELEC REGIÓN 4 ZONA ARAGUA, presentado por el ciudadano Rubén Hernandez, Cédula de Identidad Nº 11.501.900, para optar al Titulo de Ingeniero Electricista, considero que éste reúne los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a presentación pública y evaluación por parte del Jurado Examinador que se designe. En la ciudad de Maracay, a los 25 días del mes de Junio de 2010

______________________________ Profa. Cruz Goatache C.I. 08.226.478

5

6

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA INSTITUTO UNIVERSITARIO POLITÉCNICO “SANTIAGO MARIÑO” EXTENSIÓN MARACAY ESCUELA DE INGENIERÍA ELECTRICA

PLAN DE MANTENIMIENTO PREDICTIVO PARA LA SUBESTACIÓN CORINSA CON SUS CIRCUITOS ASOCIADOS EN LA EMPRESA CORPOELEC REGIÓN 4 ZONA ARAGUA.

Autor: TSU Rubén Hernández C.I. 11.501.900 Trabajo Especial de Grado APROBADO en nombre del Instituto Universitario Politécnico “Santiago Mariño”, por el Jurado Examinador designado. En la Ciudad de Maracay, a los 31 días del mes de Julio de 2010.

Ing. Juan Reyes C.I. 13.201.892

Ing. Rhina Castillo C.I. 12.928.583 Ing. Leonardo Guillen C.I. 8.728.878

7

8

DEDICATORIA A

Dios

Todopoderoso

por

darme

la

fortaleza y la luz para el logro de todas y cada una de las metas que me he propuesto en la vida, siendo la guía fundamental.

9

AGRADECIMIENTO A la empresa CADAFE por brindarme la oportunidad de crecer dentro de esta organización y por brindarme su apoyo para la realización del trabajo de grado, espero sea de su entera satisfacción. A todas y cada una de las personas que de alguna manera me ayudaron con su aporte acertado durante el período de desarrollo del presente proyecto. Muchas gracias a todos.

10

ÍNDICE GENERAL pp. LISTA DE CUADROS………………………………………………………. LISTA DE FIGURAS………………………………………………………... LISTA DE GRAFICO……………………………………………………….. RESUMEN…………………………………………………………………… INTRODUCCION……………………………………………………………

viii ix x xi 1

CAPÍTULOS I. EL PROBLEMA………………………………………………………….. Contextualización del Problema………………………………………... Objetivos de la Investigación…………………………………………… Objetivo General...………………………………………………….. Objetivos Específicos………………………………………………. Justificación de la Investigación………………………………………...

3 3 7 7 7 7

II. MARCO REFERENCIAL……………………………………………….. Antecedentes de la Investigación……………………………………… Bases Teóricas…………………………………………………………… Mantenimiento……………………………………………………... Metodología de las Inspecciones………………………………... Calidad……………………………………………………………… Sistema de Potencia……………………………………………… Subestaciones Eléctricas………………………………………… Aspectos Generales sobre las Mejoras a los Sistemas de Distribución………………………………………………………… Sistemas de Protección…………………………………………... Equipos Protectores Contra Sobre Corriente………………….. El Aislamiento……………………………………………………… Aterramientos……………………………………………………… Transformador de Potencia………………………………………. Bases Legales……………………………………………………………. Ley del Servicio Eléctrico (1999)………………………………… Norma CADAFE. Interfaz de Campo para Subestaciones – Mantenimiento…………………………………………………….. Norma CADAFE. Normas de Inspección y Pruebas para

9 9 13 13 16 23 24 27 30

11

32 35 41 44 47 49 50 51 51

Equipos de Interfaz de Campo………………………………….. Norma CADAFE. 001922………………………………………… Sistemas de Variables…………………………………………………... Definición de Términos Básicos………………………………………...

51 52 53

III. MARCO METODOLÓGICO…………………………………………… Modalidad de la Investigación…..……………………………………... Tipo de la Investigación………………………………………………… Procedimientos………………………………………………………….. Fase I. Diagnostico……………………………………………… Fase II. Alternativas de solución………………………………... Fase III. Propuesta………………...……………………………... Operacionalización de variables………………………………………. Población y Muestra…………………………………………………….. Técnicas e Instrumentos de Recolección de Datos..........................

56 56 57 58 58 59 60 60 62 62

IV. RESULTADOS................................................................................. Fase I Diagnóstico…………………………………………………….. Etapa I Situación Actual…………………………………………. Etapa II Identificar las causas…………………………………… Etapa III Evaluar la Calidad de Servicio……………………….. Fase II Alternativa de Solución……………………………………….. Fase III Propuesta………………………………………………………. Etapa I Verificación………………………………………………. Etapa II Jerarquización…………………………………………... Etapa III Análisis………………………………………………….. Etapa IV Elaboración de Rutina………………………………… Análisis Costo – Beneficios……………………………………………. Beneficios Tangibles……………………………………………………. Beneficios Intangibles…………………………………………………... Factibilidad……….………………………………………………………. Factibilidad Técnica………………………………………………. Factibilidad Económica…………………………………………... Análisis de Costos Asociados al Estudio……………………………... Estudio Económico……………..…………………………………

65 65 65 70 76 82 83 83 87 88 91 95 99 99 100 100 101 102 105

CONCLUSIONES…………………………………………………………

107

12

RECOMENDACIONES……………………………………………………

108

REFERENCIAS…………………………………………………………….

109

ANEXOS…………………………………………………………………….. Anexo A Planos Unifilares…..………………………………………… A-1 Unifilar Subestación Corinsa………………………………. A-2 Unifilar Circuito Titán……..…………………………………. A-3 Unifilar Circuito Fundación…….……………………………. A-4 Unifilar Circuito Bella Vista…………………………………. Anexo B Reporte de Diagnostico Termografico….………………….. B-1 Reporte Circuito Bella Vista………………………………… B-2 Reporte Circuito Fundación………………………………… B-3 Reporte Circuito Titán……………………………………….. B-4 Característica de la Cámara P65………………………….. Anexo C Resumen Del Curriculum Vital……………………………… Anexo D Matriz FODA…………………..………………………………

111 112 113 115 117 119 121 122 129 136 144 162 166

13

LISTA DE CUADROS

CUADRO

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

pp. Limites de Variación de Tensión……………………………. Conceptualización de la Variables………………………….. Operacionalización de las Variables……………………….. Datos Técnicos……………………………………………….. Promedio de carga…………………………………………… Histórico de falla……………………………………………… Registro de subcausas circuito Bella Vista………………… Registro de subcausas circuito Fundación………………… Registro de subcausas circuito Titán……………………….. Indicadores del circuito Bella Vista…………………………. Indicadores del circuito Fundación…………………………. Indicadores del circuito Titán………………………………... Registro de transformadores monofásicos quemados asociados a los circuitos……………………………………... Matriz de Criterios…………………………………………….. Resumen de fallas……………………………………………. Criterios de Prioridades en Mediciones Termografica…… Total de fallas registradas y su prioridades………………... Elementos y equipos más fallados…………………………. Resumen del tiempo de interrupción……………………….

14

24 52 62 69 70 71 72 73 74 78 79 80 81 82 87 89 89 90 91

20 21 22 23 24 25 26

Plan de Mantenimiento………………………………………. 94 Ingreso actual de la empresa……………………………….. 97 Estimación del costo anual………………………………….. 97 Comparación de las perdidas……………………………….. 98 Costo del Material…………………………………………….. 103 Costo de Equipos…………………………………………….. 103 Costo de Mano de Obra……………………………………… 104

LISTA DE FIGURAS

FIGURAS

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

pp. Vibración Versus Tiempo para cojinete…………………….. Diagrama de Frecuencia……………………………………… Imagen Termográfica…………………………………………. Esquema General de un Sistema de Potencia……………. Interruptor……………………………………………………… Pararrayo………………………………………………………. Gráfico de Coordinación de Aislamiento…………………… Barra de salida en 13.8 KV…………………………………… Barra 115 KV…………………………………………………... Línea Fracturada………………………………………………. Vegetación……………………………………………………... Componente Dañado…………………………………………. Descarga Atmosféricas………………………………………..

15

15 19 21 29 42 43 47 83 83 92 92 93 93

LISTA DE GRAFICO

GRAFICOS

1

pp. Registro de transformadores quemados……………

16

81

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA INSTITUTO UNIVERSITARIO POLITÉCNICO “SANTIAGO MARIÑO” EXTENSIÓN MARACAY

PLAN DE MANTENIMIENTO PREDICTIVO PARA LA SUBESTACIÓN CORINSA CON SUS CIRCUITOS ASOCIADOS EN LA EMPRESA CORPOELEC REGIÓN 4 ZONA ARAGUA. Línea de Investigación: Mantenimiento Eléctrico

17

Autor: TSU Rubén Hernandez Tutora Académica: Ing. Migdys Archiles Asesora Metodológica: Profa. Cruz Goatache Mes, Año: Junio, 2010

Resumen El presente estudio estuvo orientado a la integración de las actividades a través de la canalización en los planes de mantenimiento en las redes de distribución, tomando en consideración las estadísticas de los indicadores de calidad de servicio tales como el número de interrupciones, la duración y el tiempo total de la interrupción. En este sentido la presente investigación se enmarcó bajo la modalidad de proyecto factible, la metodología se adaptó a una investigación de campo y descriptiva debido a que tiene como objeto, registrar la información para interpretar el estudio y permitir resaltar las características más relevantes y distinguirlas entre otras que puedan tener alguna influencia sobre el problema. La población objeto de estudio a los elementos y redes eléctricas de la Subestación Corinsa. Las técnicas que se aplicaron en esta investigación fueron la Observación directa, revisión de datos históricos y el respectivo análisis estadístico. Permitiendo desarrollar un plan de mantenimiento que comprende pasos de rutinas sistemáticos enfocados a la disminución de las pérdidas económicas, concluyendo a un plan de mantenimiento que pueda ser implementado en otros circuitos de incidencia en interrupciones y de esta manera ir mejorando la mayor cantidad de circuitos pertenecientes a los diferentes distritos técnicos. Descriptores: Mantenimiento, Planificación, Indicadores de Gestión.

18

INTRODUCCIÓN

Actualmente las organizaciones forman parte de un proceso de grandes transformaciones en entornos cambiantes y de múltiples riegos, donde el creciente desarrollo tecnológico y la agresiva competencia las obligas a replantar sus estrategias de negocios bajo nuevas perspectivas. Es por ello, que surgió la presente investigación, en la cual se propuso mejoras aplicables a la subestación Corinsa y sus circuito asociados para la unificación de criterios y procedimientos que conduzcan a mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico a

la empresa CORPOELEC Región 4

zona Aragua Gerencia de Distribución Metropolitana Aragua, ubicada en la calle Mariño Sur del Estado Aragua, a fin de proporcionar a la organización la creación de sistemas más confiables, donde se mantenga un nivel elevado de calidad de servicio satisfaciendo las necesidades de sus clientes. En este sentido la investigación se estructuró de la siguiente manera: Capítulo I, denominado: El Problema, se describió la problemática que da origen a la investigación, se plantearon los objetivos a desarrollar en el estudio y así poder efectuar la propuesta, seguido de la justificación y alcance respectivamente. Capítulo II, conocido como el marco teórico, este capítulo refleja toda la teoría relacionada con el tema estudiado en la investigación que sirvió de soporte al investigador para ordenar ideas, para tal efecto se presentaron los antecedentes de la investigación, las bases teóricas, operacionalización de las variables y la definición de los términos básicos. Luego se presenta el Capítulo III, donde se describió el Marco Metodológico de la investigación, Modalidad de la Investigación, Tipo de

19

Investigación, Procedimientos, Población y Muestra, técnicas e instrumentos de Recolección de Datos, y Técnicas de Análisis de Datos empleados en la investigación. Finalmente se tiene en Capítulo IV, de los resultados, aquí se realizó un análisis detallado de cada una de las fases del capítulo anterior, desarrollando de forma minuciosa la propuesta; donde se muestra también todo lo inherente a los costos – beneficios, destacando al final las conclusiones y un importante grupo de recomendaciones producto del trabajo efectuado, y como cierre se muestran las referencias y anexos.

CAPÍTULO I

EL PROBLEMA

Contextualización del Problema

En la actualidad se depende cada vez más de la energía eléctrica en la vida cotidiana. Ya no es sólo la fuente de iluminación en horas nocturnas. Todo el confort, gracias a los aparatos electrodomésticos, así como las actividades comerciales e industriales, está total y absolutamente ligado al uso de la energía eléctrica. Se ha acostumbrado a su uso, que pasa desapercibida su necesidad en las actividades diarias. Sólo la falta de ella, la devuelve a la realidad y a su importancia. Es llamativo, entonces, el común desconocimiento sobre las características de su generación, su distribución, y sobre todo, los problemas que a menudo suelen presentarse en su utilización. Un sistema eléctrico está

20

compuesto por: Generación donde se produce la energía eléctrica, Transmisión que transporta a grande distancia, Subestaciones

que

transforman, elevan, disminuyen y enlazan entre ellas. La distribución son redes ubicadas en áreas urbanas y rurales, para brindar servicio a los consumidores. En este mismo contexto, el transformador eléctrico es una máquina considerada como un elemento fiable en las instalaciones. No obstante, sus materiales están sometidos a temperatura y gradiente de campo eléctrico, provocando un envejecimiento en el aislamiento. Cuando se produce algún esfuerzo, por ejemplo: cambio de carga, sobre tensión de origen atmosférico o de maniobra, cortocircuitos, sobre dimensión de las protecciones, falta de

21

mantenimiento y/o si los materiales no están en buen estado, pueden dar origen a una avería que en muchos casos no se manifestó de manera inmediata por lo que se denomina falla oculta. Los registros de transformadores quemados de los aňos 2007-2008 en Aragua fueron de mil trescientos sesenta y ocho (1.368), representando para el 2008 un incremento del cincuenta y seis por ciento (56%) con respecto al 2007 en todo el estado. Los cambios de carga, la temperatura del transformador, la del aceite cambian y afectan progresivamente los aislamientos sólidos y líquidos. Esto supone un evidente peligro para la seguridad de las personas y de las instalaciones. Por otra parte, el aceite alcanzó una temperatura lo suficientemente elevada como para reaccionar con el oxígeno que tiene disuelto,

provocando

suspensión

del

explosiones

suministro

e

eléctrico,

incendios

en

inseguridad

el en

transformador, su

operación,

contaminación del medio ambiente por el derrame del aceite y los gases que se generaron. Por consiguiente, esto trajo inconvenientes generales tales como: molestias e intranquilidad en los usuarios, desconfianza en los operarios, gastos imprevistos a la empresa de servicio eléctrico por el reemplazo de dichos equipos, las demandas por los daňos a los electrodomésticos, al estado los tramites administrativos, al ambiente los desechos que se originaron. Con relación a lo expuesto anteriormente diariamente se dañan transformadores convencionales sumergidos en aceite, instalados en las redes eléctricas que distribuyen el suministro eléctrico a los diferentes usuarios. Como se pudo observar que el mayor factor que los afecta es la sobrecarga que es proporcional al incremento de temperatura. Es por ello que para verificar este incremento, se utilizaron equipos de medición de

9

corriente, que los operarios colocan manualmente llamados amperímetros o la instalación de bobinas de medición en las conexiones de entrada o salida del transformador para registrar su consumo. En el primer caso el operario para utilizar la pinza amperimétrica, debe acercarse al transformador o a las redes, exponiéndose a un choque eléctrico o quemaduras. En el segundo caso se deben instalar equipos adicionales al transformador, medidores de tensión y potencia que monitorean estos parámetros, aumentando el costo de la instalación. Evidentemente esto limita el reconocimiento de todos los transformadores instalados en las redes, motivados a que se encuentran ubicados en diferentes puntos geográficos y en grandes cantidades. Ocasionando gastos en equipos, transporte y personal a la empresa. Si bien es cierto en CORPOELEC los transformadores monofásicos en su mayoría, están acoplados en grupos de tres para un suministro trifásico en las redes. Y la empresa no cuenta con una programación de mantenimiento o incremento de capacidad para la ejecución de estos trabajos. Por consiguiente origina que se presenten daños en los mismos, donde su demanda es superior a la capacidad instalada. Como marco de ésta investigación se tomó la Gerencia de Distribución Metropolitana Aragua ubicada en la Región 4 de la zona Aragua, la cual se encuentra estructurada por una Dirección General, y las Direcciones Técnica, de Operaciones, y Comercial. La Dirección de Operaciones a través de la Gerencia de Distribución está encargada de mantener los sistemas de distribución y transmisión de energía eléctrica de la región, mediante los Centros de Operaciones de Distribución (COD), los Centros de Atención de Reclamos (CAR) y los Distritos Técnicos, los cuales tienen como misión realizar los mantenimientos en redes de distribución, la atención de reclamos

10

técnicos, y

atender las fallas de media y baja tensión, así como, el

restablecimiento de los circuitos que presenten interrupciones en alta y baja tensión, entre otros. La investigación se ubicó geográficamente en el Distrito Técnico Cagua, siendo éste, el que aporto para la región la mayor incidencia de transformadores quemados. Este distrito, ubicado en el Municipio Sucre, tiene un área de influencia conformado por setecientos cuarenta y uno Kilómetros de línea, alimentando zonas residenciales, rurales, agrícolas e industriales. Dentro de su data técnica el Distrito atiende a cuarenta y un circuitos de distribución en redes aéreas de 13.8 Kilovoltios (KV). El desarrollo de este estudio estuvo enfocado a los circuitos asociados de la Subestación Corinsa, el cual dispensa la energía eléctrica en parte del Municipio Sucre con alrededor de sesenta y ocho (78) Kilómetros de línea, y permite prestar el servicio a seis mil veinte y uno (6.021) usuarios aproximadamente, correspondiente a la clasificación de Residenciales Urbanos, Agropecuarios e Industriales. Dicho Distrito Técnico Cagua ha ocupado el primer lugar en los últimos dos años con respecto al resto de los cinco Distritos Técnicos, que comprende la zona Aragua Región 4, ya que presenta actualmente un elevado número de transformadores dañados. Por otra parte es importante mencionar que motivado a la enorme área de influencia servida específicamente por el Distrito Técnico Cagua, en los actuales momentos se carece de la logística necesaria para acometer con prontitud los trabajos de corrección de fallas, cuestión que hace más necesaria la realización de un completo mantenimiento predictivo, pues sólo con la aplicación de mantenimientos correctivos para cubrir las emergencias presentadas, no se puede realizar un servicio eléctrico de calidad.

11

La propuesta de un Plan de Mantenimiento Predictivo pretende establecer mejoras en el uso de esta aplicación tomando como muestra la subestación Corinsa y sus circuitos asociados, a fin de mejorar la calidad de servicio y mantener altos los niveles de fiabilidad del mismo, además de disminuir los daňos de equipos, el Tiempo Total de Interrupción (TTI) hrs, y el número de interrupciones, indicadores éstos con los cuales se mide la calidad de servicio que presta la empresa eléctrica. De esta manera, no sólo se realizan mejoras en el área sujeta a estudio sino que también es aplicable a otros circuitos de distribución aérea, con la ayuda de una herramienta que permita llevar el control y seguimiento de dichos planes. Objetivos de la Investigación

Objetivo General

Proponer un plan de Mantenimiento Predictivo para la Subestación Corinsa con sus Circuitos Asociados en la Empresa CORPOELEC Región 4 Zona Aragua.

Objetivos Específicos

Diagnosticar la situación actual de la Subestación Corinsa con sus Circuitos Asociados. Identificar las causas que provocan daňos en la Subestación. Evaluar la calidad de servicio de los circuitos asociados.

12

Proponer un Plan de Mantenimiento Predictivo para Subestación Corinsa con sus Circuitos Asociados en la Empresa CORPOELEC Región 4 zona Aragua.

Justificación de la Investigación

Los aspectos que justifican la presente investigación se basaron en la calidad o continuidad del servicio eléctrico y su importancia para la empresa, por lo cual se propone un plan de mejora en la gestión del mantenimiento predictivo en los circuitos asociados a la Subestación Corinsa con el propósito de afianzar su visión y misión ante la población cada vez más extensa y exigente, así como, satisfacer las necesidades de consumo de cada tipo de cliente. La investigación se orientó a la integración de las actividades a través de la canalización en los planes de mantenimiento en las redes aéreas de distribución de 13,8 Kilovoltios (KV), tomando en consideración las estadísticas de los indicadores de calidad de servicio tales como el número de interrupciones, transformadores dañados, la duración y el tiempo total de la interrupción (TTI) hrs, presentado por CORPOELEC en los circuitos asociados a la subestación Corinsa, indicadores normados. Es importante tener presente que la empresa eléctrica ha estado desasistida en materia de inversión aproximadamente durante veinte y cinco años lo que ha impedido desarrollar planes de obras de desarrollo y ha dificultado la continuidad en la prestación del servicio. Por otra parte se busca con esta propuesta integrar al grupo de trabajo de manera que la gestión sea más eficiente y comprometida con los resultados, tarea de gran envergadura, que requerirá del diseño de planes y trazado de

13

objetivos claros, así como la organización y movilización de los recursos materiales y humanos. La Gerencia de Distribución Metropolitana Aragua, contará con una planificación para emprender las tareas de mantenimiento para las redes de 13.8 KV de cualquier circuito de distribución, permitiendo afrontar de manera sistemática un plan de trabajo que deberá ir siguiendo las disposiciones del reglamento general de servicio eléctrico. En la medida que esta planeación se ejecute, se logrará la eficiencia económica en cuanto a la rentabilidad que ésta devolverá creando un costo beneficio entre el usuario y la empresa; de igual forma contribuirá a mantener la vida de los activos y el control de los procesos empleados. Esto demuestra que la investigación contribuye a la mejora de las condiciones de calidad de servicio al cliente, permitiendo reducir los valores en los indicadores de calidad de servicio de los circuitos asociados a la subestación Corinsa de CORPOELEC Región 4 Zona Aragua.

CAPÍTULO II

MARCO REFERENCIAL

La función del marco referencial es situar al problema objeto de estudio dentro de un conjunto de conocimientos, a fin de orientar la búsqueda y ofrecer una conceptualización adecuada de los recursos utilizados pudiendo ser manejados y convertidos en acciones concretas. En base a esto, Balestrini (2001) define el marco referencial como: “el que determina la perspectiva de análisis, muestra la voluntad del investigador de analizar la realidad objeto de estudio de acuerdo a una explicación pautada

14

por conceptos y categorías, atendiendo un determinado paradigma teórico” (p. 91). En virtud a los antes mencionado en este capítulo se interpretaron las técnicas que operaran metodológicamente en el estudio que se efectuó, ya que estuvo compuesto por un conjunto de categorías básicas, la cual constituyo un sistema coordinado y coherente de conceptos que permitieron abordar el problema para que éste cobrara sentido.

Antecedentes de la Investigación Los antecedentes de la investigación analizaron las diversas teorías, enfoques, investigaciones y antecedentes desarrollados, por algunos autores que son considerados válidos para el correcto entendimiento del problema estudiado, la cual es tarea ineludible de toda investigación de carácter científico. En consecuencia en este capitulo se exponen algunos trabajos y

15

publicaciones que sirvieron de apoyo y soporte para el desarrollo del presente estudio. Saballo, E. (2009), Desarrolló su Trabajo de Grado titulado Propuesta de un Plan de mantenimiento de las redes de Distribución Aérea de 13,8 KV asociado al Circuito Payita de la Subestación Mácaro en la Empresa CADAFE Región 4 zona Aragua., realizado en el Instituto Universitario Politécnico Santiago Mariño, como requisito para optar al título de Ingeniero Industrial. La propuesta esta orientada a generar procesos de mejora continua que involucren al personal con los equipos o maquinarias en busca de los pilares fundamentales de cualquier organización, costos, calidad, servicio al cliente e innovación. La metodología se adaptó

a una

investigación de campo y descriptiva debido a que tuvo como objeto, registrar la información para interpretar el estudio y permitir resaltar las características más relevantes y distintivas. El aporte de este trabajo a la investigación fue muy valioso, ya que ofrece las pautas para el desarrollo de la investigación, en las herramientas descriptivas que se utilizaron para abordar la problemática. Varela, A. (2006) su Trabajo Especial de Grado titulado Diseño de una Metodología para Evaluar la Gestión de Mantenimiento Caso: Plantas de Alimentos Polar, para optar al titulo de Magíster en Ingeniera Industrial, realizada en la Planta de Alimentos Balanceados para Animales, ABA Santa Cruz y presentada ante la ilustre Universidad de Carabobo, explica que el objetivo principal de esta investigación fue orientar el conocimiento estratégico para maximizar la gestión de mantenimiento, proponiendo el diseño de una metodología confiable. El investigador realizó la investigación bajo la modalidad de proyecto factible orientado a una investigación documental en el que se empleo principalmente la clasificación y asignación de los equipos más críticos dentro del departamento. Estuvo enmarcado en la importancia de la demanda en número de fallas y gestión inadecuada del mantenimiento. Se emplearon técnicas de análisis de datos y herramientas

10

estadísticas de gran utilidad entre los cuales se encontraron, las graficas de control, los histogramas de frecuencias, así como también se estudio la capacidad del procesos; estas técnicas y herramientas apoyaron al estudio actual ya que a través de su aplicación se alcanzo detectar el problema, arrojando dentro sus conclusiones la implantación de la metodología apropiada, donde se resaltan los beneficios económicos que pueden ser logrados mediante la aplicación de mejoras en la gestión del mantenimiento, usando técnicas centradas en confiabilidad operacional los cual se traduce en una mejor estimación real de los requerimientos de materiales. Este trabajo aportó a la investigación conocimientos en materia de diagramas como el de Entrada – Proceso – Salida, que facilita la visualización del sistema y el funcional que vincula los diferentes procesos que se realizan en sus sistemas, así como también en el análisis de causa efecto que informo acerca de que equipos poseen el mayor impacto negativo sobre el proceso. Rodríguez, N (2005) su Trabajo Especial de Grado titulado Implementar un plan de mejora para incrementar la utilidad neta basado en confiabilidad operacional a la planta Remavenca a Santa Cruz C.A., para optar el titulo de Ingeniero Industrial, y presentada ante la ilustre Universidad de Carabobo, el propósito por el cual se realizo el estudio fue por la implantación de un plan de mejora para incrementar la utilidad basado en confiabilidad operacional, metodología requerida para definir la criticidad de los procesos. El investigador realizo la investigación bajo la modalidad de proyecto factible orientado

a

una

investigación

documental

en

el

que

se

empleó

principalmente la clasificación y asignación de los equipos más críticos dentro del departamento, también se utilizaron como instrumentos torbellino de ideas, el diagrama causa efecto y el diagrama de pareto; como herramienta de apoyo aplicable a la investigación con la finalidad de agilizar las acciones de búsqueda de información, arrojando dentro de las

11

recomendaciones el promover equipos multidisciplinarios de trabajo que impacte positivamente sobre las actividades de confiabilidad operacional. Este trabajo sirvió de orientación para el investigador ya que aporto al proyecto conocimientos en materia de confiabilidad, aplicación de análisis de criticidad que permitieron determinar los equipos que poseían el mayor impacto negativo dentro del sistema productivo o planta en estudio. Sanabria, R. (2004). El presente Trabajo lleva por titulo Propuesta para el mejoramiento del diagnóstico preventivo de los transformadores de 765 KV de la subestación “La Horqueta” de C.V.G. Edelca, ubicada en Villa de Cura Edo. Aragua., realizado en el Instituto Universitario Politécnico Santiago Mariño, como requisito para optar al título de Ingeniero Electricista, el propósito por el cual se realizo el estudio fue optimizar el mantenimiento de los transformadores, con la implementación de pruebas con equipos de innovación tecnológica que indiquen el correcto funcionamiento y buen estado físicos de los mismos. La investigación se ubica dentro de la modalidad de proyecto factible, basado en una investigación de campo y de carácter descriptivo, con las técnicas de recolección de datos la observación directa, la entrevista no estructurada y el análisis documental. Este trabajo aportó a la investigación conocimientos en materia sobre la implementación de equipos de nueva tecnología para el análisis y funcionamiento eficiente de los componentes asociados al sistema eléctrico. Aponte, J. (2003). Él presente Trabajo lleva por título Propuesta para el mejoramiento de la calidad del servicio eléctrico en redes aéreas de distribución primaria (13.8 KV) de la S/E Sur y S/E Florida, de Eleoccidente Edo. Carabobo. Realizado en la Universidad Nacional Experimental Politécnica de la Fuerza Armada Nacional U.N.E.F.A, como requisito para optar al título de Ingeniero Electricista. La investigación se baso en la mejora de la calidad de servicio eléctrico, y también la actualización de las redes de distribución y digitalizadas con el software de Sistema Integral de Distribución (S.I.D.).

12

Este trabajo aporto a la investigación herramientas e información de las cargas conectadas en la red eléctrica y la bondad de simular el comportamiento de las fallas con estimaciones bloques de energías afectados, con datas reales y actualizadas.

Bases Teóricas Las bases teóricas permitieron fundamentar aquellos elementos y/o factores importantes para sustentar este trabajo de grado desde el punto de vista teórico. Por ello en esta sección se mostraran todos los criterios tomados en consideración, que estarán descritos de lo general a lo particular. En este contexto, el Manual de Trabajo Especial grado del Instituto Universitario Politécnico Santiago Mariño (2007), refiere que las bases teóricas “Comprenden una serie de conocimientos existentes sobre el campo del saber o sector de la realidad que será objeto de estudio, y los cuales se encuentran contenidos en diferentes fuentes documentales reflejando específicos puntos de vistas de los autores” (p. 21). Las bases teóricas recogen conceptos temas y teorías que permiten aproximarse y enfocar al problema en estudio, contribuyendo a prestar sustento al desarrollo de la investigación. Mantenimiento Según Nava (1999) lo define como: “Es un servicio que agrupa una serie de actividades cuya ejecución permite alcanzar un mayor grado de confiabilidad

en

los

equipos,

máquinas,

construcciones

civiles

e

instalaciones.” (p.132). Como se puede observar en la cita textual el mantenimiento permite alargar la vida útil de maquinarias, herramientas y equipos.

Objetivos del Mantenimiento

13

Evitar, reducir, y en su caso, reparar, las fallas sobre los bienes precitados. Disminuir la gravedad de las fallas que no se lleguen a evitar. Evitar detenciones inútiles o parada de máquinas. Evitar accidentes. Evitar incidentes y aumentar la seguridad para las personas cumpliendo con la Legislación y la Normativa vigente. Aumentar la vida útil de las Instalaciones. Aumentar la Operatividad de las Instalaciones. Conservar

los

bienes

productivos

en

condiciones

seguras

y

preestablecidas de operación. Balancear el costo de mantenimiento con el correspondiente al lucro cesante. Alcanzar o prolongar la vida útil de los bienes. El mantenimiento adecuado, tiende a prolongar la vida útil de los bienes, a obtener un rendimiento aceptable de los mismos durante más tiempo y a reducir el número de fallas. Se dice que algo falla cuando deja de brindar el servicio que debía dar o cuando aparecen efectos indeseables, según las especificaciones de diseño con las que fue construido o instalado el bien en cuestión.

Tipos de Mantenimiento

Mantenimiento Correctivo: Son reparaciones que ameritan detener el proceso de producción de una máquina. Mantenimiento Preventivo: Es lo que planea y programa con el objeto de ajustar, reparar o cambiar partes en equipos antes de que ocurra una falla o daňos mayores, eliminado o reduciendo al mínimo los gastos de

14

mantenimiento, es decir, que es necesario establecer controles con la finalidad de aumentar la productividad. Mantenimiento Predictivo: Es la actividad que se desarrollo para detectar y evaluar el desarrollo de posibles fallas en un equipo por intermedio de interpretación de ciertos parámetros (técnicas de diagnostico y tendencias) tomados como datos obtenidos en un equipo en funcionamiento con instrumentos colocados en las maquinas, o por tomas de muestras. Esto permite una disminución del tiempo de parada de los equipos al contar con información preliminar sobre las condiciones de sus componentes básicos. Organización para el Mantenimiento Predictivo: Esta técnica supone la medición de diversos parámetros que muestren una relación predecible con el ciclo de vida del componente. Algunos ejemplos de dichos parámetros son los siguientes: Vibración de cojinetes Temperatura de las conexiones eléctricas Resistencia del aislamiento de la bobina de un motor El uso del mantenimiento predictivo consiste en establecer, en primer lugar, una perspectiva histórica de la relación entre la variable seleccionada y la vida del componente. La Figura 1 muestra una curva típica que resulta de graficar la variable (vibración) contra el tiempo.

Figura 1. Vibración versus tiempo para un cojinete. Datos Obtenidos del Autor: Rosaler, Robert. “Manual del Ingeniero de Planta” (1997).

15

Como

la

curva

lo

sugiere,

deberán

reemplazarse

los cojinetes

subsecuentes cuando la vibración alcance 1,25 in/seg. (31,75 mm/seg.). Los fabricantes de instrumentos y software para el mantenimiento predictivo pueden recomendar rangos y valores para reemplazar los componentes de la mayoría de los equipos.

Metodología de las Inspecciones

Una vez determinada la factibilidad y conveniencia de realizar un mantenimiento predictivo a una máquina o unidad, el paso siguiente es determinar la o las variables físicas a controlar que sean indicativas de la condición de la máquina. El objetivo de esta parte es revisar en forma detallada las técnicas comúnmente usadas en el monitoreo según condición, de manera que sirvan de guía para su selección general. La finalidad del monitoreo es obtener una indicación de la condición (mecánica) o estado de salud de la máquina, de manera que pueda ser operada y mantenida con seguridad y economía. Por monitoreo, se entendió en sus inicios, como la medición de una variable física que se considera representativa de la condición de la máquina y su comparación con valores que indican si la misma está en buen estado o deteriorada. Con la actual automatización de estas técnicas, se ha extendido la acepción de la palabra monitoreo también a la adquisición, procesamiento y almacenamiento de datos. De acuerdo a los objetivos que se pretende alcanzar con el monitoreo de la condición de cualquiera máquina debe distinguirse entre vigilancia, protección, diagnóstico y pronóstico. Vigilancia. Su objetivo es indicar cuándo existe un problema. Debe distinguir entre condición buena y mala, y si es mala indicar cuán mala es. Protección. Su objetivo es evitar fallas catastróficas. Una máquina está protegida, si cuando los valores que indican su condición llegan a valores considerados peligrosos, la máquina se detiene automáticamente.

16

Diagnóstico de fallas. Su objetivo es definir cuál es el problema específico. Pronóstico de vida. Su objetivo es estimar cuánto tiempo más podría funcionar la máquina sin riesgo de una falla catastrófica. En el último tiempo se ha dado la tendencia a aplicar mantenimiento predictivo o sintomático, sea, esto mediante vibró análisis, análisis de aceite usado, control de desgastes.

Técnicas aplicadas al mantenimiento predictivo Según Rosaler, (1997). Existen varias técnicas aplicadas para el mantenimiento predictivo entre las cuales se tienen las siguientes: Análisis de vibraciones. El interés de las vibraciones mecánicas llega al mantenimiento industrial de la mano del mantenimiento preventivo y predictivo, con el interés de alerta que significa un elemento vibrante en una máquina, y la necesaria prevención de las fallas que traen las vibraciones a medio plazo. El interés principal para el mantenimiento deberá ser la identificación de las amplitudes predominantes de las vibraciones detectadas en el elemento o máquina, la determinación de las causas de la vibración, y la corrección del problema que ellas representan. Las consecuencias de las vibraciones mecánicas son el aumento de los esfuerzos y las tensiones, pérdidas de energía, desgaste de materiales, y las más temidas: daños por fatiga de los materiales, además de ruidos molestos en el ambiente laboral. Parámetros de las vibraciones Frecuencia: Es el tiempo necesario para completar un ciclo vibratorio. En los estudios de Vibración se usan los CPS (ciclos por segundo) o HZ (hercios). Desplazamiento: Es la distancia total que describe el elemento vibrante, desde un extremo al otro de su movimiento. Velocidad y Aceleración: Como valor relacional de los anteriores. Dirección: Las vibraciones pueden producirse en 3 direcciones lineales y 3 rotacionales

17

Tipos de vibraciones: Vibración libre: causada por un sistema vibra debido a una excitación instantánea. Vibración forzada: causada por un sistema vibra debida a una excitación constante las causas de las vibraciones mecánicas A continuación se detallan las razones más habituales por las que una máquina o elemento de la misma puede llegar a vibrar: Vibración debida al Desequilibrado (maquinaria rotativa). Vibración debida a la Falta de Alineamiento (maquinaria rotativa) Vibración debida a la Excentricidad (maquinaria rotativa). Vibración debida a la Falla de Rodamientos y cojinetes. Vibración debida a problemas de engranajes y correas de Transmisión (Holguras, falta de lubricación, roces, etc.) Análisis de lubricantes Estos se ejecutan dependiendo de la necesidad, según: Análisis Iniciales: se realizan a productos de aquellos equipos que presenten dudas provenientes de los resultados del Estudio de Lubricación y permiten correcciones en la selección del producto, motivadas a cambios en condiciones de operación. Análisis Rutinarios Aplican para equipos considerados como críticos o de gran capacidad, en los cuales se define una frecuencia de muestreo, siendo el objetivo principal de los análisis la determinación del estado del aceite, nivel de desgaste y contaminación entre otros. Análisis de Emergencia: Se efectúan para detectar cualquier anomalía en el equipo y/o Lubricante, según: Contaminación con agua Sólidos (filtros y sellos defectuosos). Uso de un producto inadecuado

18

Equipos Bombas de extracción Envases para muestras Etiquetas de identificación Formatos Este método asegura que se tendrá: Máxima reducción de los costos operativos. Máxima vida útil de los componentes con mínimo desgaste. Máximo aprovechamiento del lubricante utilizado. Mínima generación de efluentes. Gráficos e historial Para la evaluación de las tendencias a lo largo del tiempo. De este modo, mediante la implementación de técnicas ampliamente investigadas y experimentadas, y con la utilización de equipos de la más avanzada tecnología, se logrará disminuir drásticamente: Tiempo perdido en producción en razón de desperfectos mecánicos. Desgaste de las máquinas y sus componentes. Horas hombre dedicadas al mantenimiento. Consumo general de lubricantes Análisis por ultrasonido. Según Bittel (1992). Este método estudia las ondas de sonido de baja frecuencia producidas por los equipos que no son perceptibles por el oído humano. El ultrasonido pasivo es producido por mecanismos rotantes, fugas de fluido, pérdidas de vacío, y arcos eléctricos. Se pueden detectar mediante la tecnología apropiada. Ver Figura 2

19

Figura 2. Diagrama de Frecuencia. Datos Obtenidos del Autor: Franco, Irene (2004)

El Ultrasonido permite: Detección de fricción en máquinas rotativas, detección de fallas y/o fugas en válvulas, detección de fugas de fluidos, pérdidas de vacío, detección de "arco eléctrico", verificación de la integridad de juntas de recintos estancos. Se denomina Ultrasonido Pasivo a la tecnología que permite captar el ultrasonido producido por diversas fuentes. El sonido cuya frecuencia está por encima del rango de captación del oído humano (20-a-20.000 Hertz) se considera ultrasonido. Casi todas las fricciones mecánicas, arcos eléctricos y fugas de presión o vacío producen ultrasonido en un rango aproximado a los 40 Khz. Frecuencia con características muy aprovechables en el Mantenimiento Predictivo, puesto que las ondas sonoras son de corta longitud atenuándose rápidamente sin producir rebotes. Por esta razón, el ruido ambiental por más intenso que sea, no interfiere en la detección del ultrasonido. Además, la alta direccionalidad del ultrasonido en 40 Khz. permite con rapidez y precisión la ubicación de la falla. La aplicación del análisis por ultrasonido se hace indispensable especialmente en la detección de fallas existentes en equipos rotantes que

20

giran a velocidades inferiores a las 300 RPM, donde la técnica de medición de vibraciones se transforma en un procedimiento ineficiente. De modo que la medición de ultrasonido es en ocasiones complementaria con la medición de vibraciones, que se utiliza eficientemente sobre equipos rotantes que giran a velocidades superiores a las 300 RPM. Al igual que en el resto del mundo industrializado, la actividad industrial en nuestro País tiene la imperiosa necesidad de lograr el perfil competitivo que le permita insertarse en la economía globalizada. En consecuencia, toda tecnología orientada al ahorro de energía y/o mano de obra es de especial interés para cualquier Empresa. Termografía. La Termografía Infrarroja es una técnica que permite, a distancia y sin ningún contacto, medir y visualizar temperaturas de superficie con precisión.

Figura 3. Imagen Termografica. Datos Obtenidos del Autor: Franco, Irene (2004)

Los ojos humanos no son sensibles a la radiación infrarroja emitida por un objeto, pero las cámaras termográficas, o de Termovisión, son capaces de

21

medir la energía con sensores infrarrojos, capacitados para "ver" en estas longitudes de onda. Esto nos permite medir la energía radiante emitida por objetos y, por consiguiente, determinar la temperatura de la superficie a distancia, en tiempo real y sin contacto. La gran mayoría de los problemas y averías en el entorno industrial ya sea de tipo mecánico, eléctrico y de fabricación están precedidos por cambios de temperatura que pueden ser detectados mediante la monitorización de temperatura

con

implementación

sistema de

de

programas

Termovisión de

por

Infrarrojos.

inspecciones

Con

termográficas

la en

instalaciones, maquinaria, cuadros eléctricos. Es posible minimizar el riesgo de una falla de equipos y sus consecuencias, a la vez que también ofrece una herramienta para el control de calidad de las reparaciones efectuadas. El análisis mediante Termografía infrarroja debe complementarse con otras técnicas y sistemas de ensayo conocidos, como pueden ser el análisis de aceites lubricantes, el análisis de vibraciones, los ultrasonidos pasivos y el análisis predictivo en motores eléctricos. Pueden añadirse los ensayos no destructivos clásicos: ensayos, radiográfico, el ultrasonido activo, partículas magnéticas. El

análisis

mediante

Cámaras

Termográficas

Infrarrojas,

está

recomendado para: Instalaciones y líneas eléctricas de Alta y Baja Tensión. Cuadros, conexiones, bornes, transformadores, fusibles y empalmes eléctricos. Motores eléctricos, generadores, bobinados. Reductores, frenos, rodamientos, acoplamientos y embragues mecánicos. Hornos, calderas e intercambiadores de calor.

Instalaciones de climatización.

Líneas de

producción, corte, prensado, forja, tratamientos térmicos. Las ventajas que ofrece el Mantenimiento Preventivo por Termovisión son: Método de análisis sin detención de procesos productivos, ahorra gastos. Baja peligrosidad para el operario por evitar la necesidad de contacto con el equipo. Determinación exacta de puntos deficientes en una línea de proceso. Reduce el tiempo de reparación por la localización precisa de la Falla.

22

Facilita informes muy precisos al personal de mantenimiento. Ayuda al seguimiento de las reparaciones previas. Calidad

Según ELECENTRO. (1999) En cuanto a la calidad de servicio se han definido limitaciones en las variaciones de voltaje que pueda tener el sistema de distribución en condiciones normales y en condiciones de emergencia.

Niveles de la Calidad del Servicio Eléctrico Calidad del Servicio Técnico: De acuerdo a las Normas de Calidad del Servicio de Distribución de Electricidad (2002). La Calidad del Servicio Técnico prestado se analizará tomando en cuenta indicadores que muestren la frecuencia de las interrupciones del servicio eléctrico y la duración total de las mismas. Se puede definir como el “grado de cumplimiento de los valores admisibles establecidos en la Norma de Calidad del Servicio de Distribución de Electricidad de CADAFE Región 4 zona Aragua, determinado por las interrupciones del fluido eléctrico conforme a la frecuencia y duración de las mismas.

A objeto de determinar los indicadores, se contarán todas las interrupciones programadas o no programadas que duren más de cinco (5) minutos y que provoquen la suspensión del servicio de electricidad. Se toman en cuenta sólo las interrupciones cuyo tiempo de duración sea mayor a cinco (5) minutos, debido a que un circuito (en especial subterráneos y/o mixtos) no puede ser reconectado en un tiempo menor a cinco minutos, por razones de seguridad a personas, protección de los alimentadores y desconexión de los equipos eléctricos de los clientes. Existen dos tipos de causas que pueden provocar las interrupciones del servicio eléctrico, ellas son: Las causas internas o propias de la distribución y las causas externas o ajenas a la distribución las cuales pueden ser originadas en las

23

instalaciones de otro prestador del servicio de distribución, transporte o las relacionadas a la generación. Calidad del Servicio Comercial La calidad del servicio comercial se evaluará a través de parámetros que consideran los aspectos relacionados con una atención eficiente y efectiva al usuario, tales como: 1. Atención y corrección de los reclamos presentados por los usuarios. 2. Satisfacción oportuna de las solicitudes de conexión del servicio. 3. En Cadafe Región 4 zona Aragua se han adoptado ciertos criterios a fin de obtener un mínimo de confiabilidad del sistema de distribución. Cuadro 1 Límites de Variación de Tensión. Sistema

Condiciones Normales

Condiciones de Emergencia

10 %

13 %

5%

7%

Líneas de Subtransmisión 34.5 KV 24 KV Líneas de Distribución Primaria 34.5 KV 24 KV 13.8 KV

Nota: Datos tomados Instructivo para el Análisis de Operación del Sistema de Distribución de CADAFE (2002).

Sistema de Potencia Manual del Operador de las Subestaciones de Transmisión de CADAFE. (1995): Es el conjunto de instalaciones que comprende la generación, transmisión, distribución cargas y protecciones las cuales tienen como objetivos establecer un enlace que permita el transporte de energía eléctrica desde las fuentes de recursos energéticos hasta los consumidores.

Sistema de Distribución

24

De acuerdo a las Normas de Calidad del Servicio de Distribución de Electricidad (2002). Se denomina sistema de distribución al conjunto de instalaciones desde 120 V hasta tensiones de 34.5 KV encargadas de entregar la energía eléctrica a los usuarios. El sistema de distribución comienza a partir de la barra de una subestación de distribución (donde termina la transmisión o subtransmisión), de la cual se derivan los alimentadores de distribución. Los alimentadores de distribución son aquellos circuitos que transmiten la energía desde la subestación de distribución hasta los puntos de consumo, y están formados por el troncal y los ramales. El troncal del alimentador es la ruta de mayor KVA de carga por metro lineal de recorrido; y los ramales del alimentador son derivaciones directas, del circuito troncal sirviendo para alimentación de las cargas o para efectuar enlaces entre circuitos. Los transformadores de distribución son transformadores reductores cuyo lado de alta tensión (A.T) opera en igual tensión que la del circuito primario al cual esta unido y cuyo lado de baja tensión posibilita la alimentación eléctrica de los consumidores en una tensión adecuada.

Clasificación de los Sistemas de Distribución según el Tipo de Carga

Sistemas de Distribución Industriales Según el Instructivo para análisis de operación de Sistema de distribución. CADAFE, 2000. Estos sistemas presentan grandes consumidores de energía eléctrica, como plantas petroquímicas, de acero, de papel y otros procesos industriales. Sistemas de Distribución Comerciales Estos sistemas son los que se desarrollan para grandes complejos comerciales o municipales como rascacielos, bancos, supermercados, escuelas, etc. Sistemas de Distribución Urbana y Residencial

25

Estos sistemas en la mayoría de los casos, consisten en grandes redes de cables subterráneos o aéreos desarrolladas en zonas densamente pobladas. Sistema de Distribución Rural Esta área de la distribución es la que tiene la densidad de carga mas baja de las mencionadas anteriormente y por ello requiere soluciones especiales que incluyan tanto las estructuras como los equipos.

Confiabilidad de un Sistema de Distribución Según CADAFE. (1995): “Se entiende por confiabilidad de un sistema, la probabilidad de que este funcione adecuadamente durante su vida útil, cuando se encuentra sometido a condiciones de operación para los cuales está diseñado” (p.31) El análisis de la confiabilidad de un sistema se reduce a verificar que su funcionamiento sea satisfactorio de acuerdo a sus características de diseño en las condiciones actuales de operación. La confiabilidad de un sistema eléctrico, es muy importante, de aquí, su relación entre ésta definición y la presente investigación. Para la determinación del grado de confiabilidad se requiere de una evaluación en condiciones anticipadas de operación y la continuidad del servicio eléctrico requerido para la carga que ha de servir, todo con el fin de mantener el servicio dentro de los parámetros adecuados de operación.

Factor de Utilización de los Conductores El criterio de CADAFE, en lo referente al factor de utilización de los conductores establece que ninguno de los conductores del troncal o de las ramificaciones que poseen puntos de transferencia con otros circuitos, deberán cargarse a más de 2/3 de su capacidad nominal (66,6 %) en condiciones normales de operación; esto con la finalidad de disponer de una reserva de un tercio de la capacidad total del conductor para auxiliar a otros circuitos en caso de emergencia, o alimentar cargas nuevas que se incorporen al sistema. Ver Figura 4.

26

Figura 4. Esquema General de un Sistema de Potencia ó Red Eléctrica, Datos tomados del Manual de Operaciones del C.O.D.A. de Elecentro. (2001)

Red Primaria de Distribución Esta se encarga de tomar la energía de las barras de baja tensión de la subestación

transformadora

y

la

reparte

a

los

primarios

de

los

transformadores de distribución situados en las casetas o cabinas transformadoras. En Venezuela se ha establecido los niveles de tensión de 13.8 y 34.5 KV, los cuales representan el 90% de la actividad de la distribución primaria. Subestaciones Eléctricas Harper, G. (1982), Se definen como un “conjunto de máquinas, aparatos y circuitos que tienen la función de modificar los parámetros de la potencia eléctrica (tensión – corriente) y de proveer un medio de interconexión y despacho entre las diferentes líneas de un sistema eléctrico”. (p. 26.)

Puntos de Seccionamiento de la Red: Con el fin de lograr una mayor rapidez en la localización de fallas y de reducir el número de suscriptores sin servicio como consecuencia de las interrupciones, se usarán los siguientes criterios, para determinar si el número de seccionadores instalados en la red es el adecuado:

27

Tener un punto de seccionamiento cada 500 KVA de capacidad instalada en los troncales. Poseer puntos de seccionamiento en todas las derivaciones importantes de un circuito. Instalar un punto de seccionamiento cada 2 Km. en aquellos tramos con baja densidad de carga. Seccionamiento Por lo menos debe haber un punto de seccionamiento cada 800 m, o cada bloque de carga mayor a 1000 KVA alimentada desde el troncal. Los seccionadores a utilizar deben ser tripolares de operación con carga de 600 A. Falla o Cortocircuito Son todos los defectos provocados por un contacto, bien entre un conductor y tierra o cualquier pieza metálica unida a ella o bien entre conductores. Entre las múltiples causa de los cortocircuitos se tienen: 1. De origen eléctrico: puede ser por la alteración de un aislante que resulta incapaz de soportar la tensión. 2. De origen Mecánico: puede ser por la rotura de conductores o aisladores, a la caída de un objeto extraño sobre una línea aérea. 3. De origen atmosférico: Originado por el rayo que alcanza los conductores de una línea, tempestad, hielo o niebla, que puede originar aproximación de conductores o alteraciones de la superficie de los aisladores. 4. Por falsas maniobras: Apertura en carga de un seccionador. Pérdidas en los Sistemas Eléctricos Un sistema eléctrico está integrado por una serie de elementos encargados de la generación, transformación, transporte y conversión de energía eléctrica. En cada elemento y debido a diferentes causas se

28

producen pérdidas eléctricas

que son consecuencias de una eficiencia

limitada en la función que realiza el elemento. Las pérdidas que se producen en todo los elementos que operan en un sistema eléctrico se denominan pérdidas de potencia, las cuales sumadas a la demanda instantánea de los usuarios de la energía eléctrica conforman la carga total del sistema que debe ser alimentado por los recursos de generación.

Pérdidas Según su Tipo Pérdidas Técnicas: Se deben en general a las condiciones propias de las instalaciones y del manejo y conducción de la energía. Están provocadas por la circulación de corriente eléctrica a través del sistema. Su magnitud depende de las características de las redes y de la carga abastecida por ésta. Estas pérdidas se producen en todos los niveles desde las barras de salida de las plantas de generación hasta la llegada a los equipos de los usuarios, o sea en los transformadores primarios, las líneas de transmisión, subtransmisión, de distribución, acometidas a clientes y mediciones. Cada componente del sistema (líneas, subestaciones, conductores, transformadores,

medidores)

tiene

una

resistencia

asociada

a

sus

características técnicas y tipo de material componente. En forma general la relación entre las pérdidas (P), la corriente (I) y la resistencia (R) se expresa por:

P=I2. R Perdidas No Técnicas: Son las pérdidas calculadas como la diferencia entre las pérdidas totales de un sistema eléctrico y las pérdidas técnicas estimadas para el mismo. Desde el punto de vista macroeconómico no constituyen una pérdida real para la economía, dado que la energía que no se factura es utilizada para los usuarios para alguna actividad que económicamente se integra a nivel

29

general, no obstante para la empresa representa una pérdida económica y financiera ya que solo recibe parte o ninguna retribución por el valor de la energía suministrada. Aspectos Generales sobre las Mejoras a los Sistemas de Distribución.

Existe un conjunto de medidas encaminadas a que los parámetros que evalúan la calidad del servicio eléctrico indiquen una condición eficiente de explotación. Estas mejoras pueden ser técnicas cuando están dirigidas a la reconstrucción y modernización de los circuitos, las cuales implican inversiones más o menos considerables, u organizativas cuando no requieren grandes gastos para su ejecución.

Mejoras Organizativas. 1. Reubicación de Transformadores Con la determinación del centro de carga a partir del cartograma y la localización del transformador lo más cerca a éste, se hace posible llevar la línea de tensión primaria al centro de consumo de energía de ese sector de la red, disminuyendo notablemente la extensión de los circuitos secundarios lo que lleva a una reducción de los gastos en conductores y una disminución de las pérdidas y caídas de tensión en los mismos. 2. Reducción del Exceso de Capacidad de los Transformadores Al instalar transformadores de una capacidad mayor que la necesaria ocurren pérdidas superiores a los gastos que se producirían por utilizar un transformador cuya capacidad nominal estuviera en correspondencia con la magnitud de la carga. Este incremento de las pérdidas se debe a los altos valores que toma la corriente de magnetización.

30

Como consecuencia de la reducción del exceso de capacidad, se pueden recuperar transformadores, disminuir el consumo de reactivo y las pérdidas netas del circuito. 3. Reducción de la Tensión en Mínima Demanda. Al disminuir la demanda, se reducen las corrientes y por ende las pérdidas de potencia, trayendo consigo un aumento en la tensión en la red. De la característica estática (frecuencia constante) de la potencia reactiva de la carga en función de la variación de la tensión se tiene que con el aumento del voltaje por encima del valor nominal aparece un aumento del consumo de potencia reactiva en el sistema. Los sistemas de distribución se caracterizan porque sus cargas son mayoritariamente una combinación de carga motora (asincrónica) y transformador es por lo que el aumento de la tensión por encima del valor nominal produce una disminución de las pérdidas por dispersión

y un

aumento de las mismas por corrientes de magnetización. El predominio de estas últimas incrementa la carga del sistema por lo que si en horario de mínima demanda se logra reducir la tensión se obtiene una reducción de pérdidas en el sistema. 4. Reordenamiento de la Carga En las horas pico, es donde se produce la máxima demanda de energía eléctrica, por lo que se hace necesario que hasta las máquinas generadoras menos eficientes tengan que funcionar. Cuando la demanda es superior a la generación

se

hace

necesario interrumpir algunas cargas,

con

la

consiguiente molestia y afectación a los consumidores del servicio eléctrico, en estos casos se hace evidente la necesidad del ajuste de cargas, que consiste en trasladar las cargas de las horas de máxima demanda hacia las horas de menos demanda. Esta es una medida a realizar a nivel de consumidores ya que debe existir un adecuado control y regulación de las cargas eléctricas y aplicarse con una

31

periodicidad anual o menor en caso de que los cambios en el proceso de producción o servicios modifiquen la carga a su ajuste. 5. Balance de Cargas de los Circuitos El desbalance de la carga en un circuito se debe fundamentalmente a la conexión arbitraria de cargas monofásicas en las líneas. El desbalance de las cargas provoca que las corrientes que circulan por los

conductores sean diferentes con lo que algunas se sobrecargan

provocando pérdidas adicionales por el incremento de la densidad de corriente, mientras que otras mantienen condiciones ventajosas de transmisión.

Cambio del Calibre de los Conductores Esta medida es utilizada para reducir los valores de los índices de caída de tensión y pérdidas de potencia en las líneas, en aquellos tramos donde la conjugación de los efectos de la longitud, la sección del conductor y la corriente que circula por los mismos provocan elevados valores de estos índices.

Sistemas de Protección

Romero, C. (1980), a firma que la continuidad y la calidad del suministro de energía eléctrica “es uno de los objetivos del funcionamiento del sistema de protección, ya que los mismos determinan la continuidad del suministro presentado por las empresas eléctricas a los suscriptores”. (p.53) Todos los sistemas eléctricos, cualquiera que sea su naturaleza, están expuestos a la ocurrencia de falla o condiciones anormales de operación que de una u otra manera afectan su normal funcionamiento. El dispositivo de protección es el encargado de detectar las ocurrencias de alteraciones o perturbaciones que se presentan en los sistemas de potencia, que le permite

32

luego tomar acciones correctivas tendentes a disminuir sus efectos sobre el mismo.

Objetos de un Sistema de Protección El objetivo principal de los sistemas de protección consiste “en detectar la falla, determinar su localización y retirar rápidamente del sistema únicamente la parte necesaria para eliminar la falla del mismo” (p. 45). Los sistemas de protección modernos, son más protección a los sistemas que una protección a los equipos, por cuanto al actuar en la forma indicada evitan que la falla dañe la calidad del servicio, lo mantienen en su más alto grado de explotación y al mismo tiempo, mejoran la continuidad del servicio a los consumidores. Funciones de los Sistemas de Protección: Para cumplir con su objetivo principal, los sistemas de protección realizan funciones muy variadas, algunas de las cuales se mencionan a continuación: Retirar rápidamente del servicio la parte necesaria para despejar la falla, con el objeto de evitar que se dañe la calidad del servicio, como es el caso de un cortocircuito en cualquier parte del sistema. Poner en operación señales luminosas o sonoras, cuando se presenta una condición de operación anormal con el objeto de que el personal de operación del sistema tome las medidas necesarias que el caso amerite, como es el de una sobrecarga en un transformador. Retirar de servicio la parte del sistema en donde la condición anormal pueda afectarlo y a los equipos, como es el caso de una sobrecarga mantenida en un transformador que pone en peligro al propio transformador, y al mismo tiempo, al sistema. Impedir maniobras de operación incorrectas que por error pueda cometer el personal de operación y que afectan al sistema, como puede ser una orden de sincronización cuando no existen condiciones para la misma.

33

Seccionar el sistema en los puntos más aconsejables para la repartición de las cargas frente a una pérdida de sincronismo. Es difícil enumerar todas las funciones que debe realizar un sistema de protección; sin embargo, puede decirse que en general, debe realizar todas aquellas funciones tendientes a evitar que se dañe la calidad y continuidad del servicio. También debe mantener en su más alto grado de explotación al sistema. Conservar el servicio a la mayor cantidad de consumidores y retirar lo estrictamente necesario para eliminar la falla. Aparte de las funciones necesarias para cumplir con su objetivo principal, los sistemas de protección realizan otra serie de funciones de tipo secundario, que se mencionan a continuación: Reducir los daños ocasionados por la falla retirando oportunamente el equipo fallado: Indicar que tipo de la anomalía que ha ocurrido. Indicar la localización de la misma. Suministrar los registros de evolución de las fallas. Llevar los registros del número de las fallas. Hacer chequeos de sí la perturbación es transitoria y de ser así, restablecer el servicio.

Característica de un Sistema de Protección: Palacios, A. (1980) expone que: La configuración de un sistema de protección no sigue un esquema general por cuanto debe cubrir la totalidad del sistema de potencia y por tanto depende de la configuración del mismo. Su diseño debe hacerse al mismo tiempo que se diseña la configuración del sistema de potencia y por consiguiente no pueden darse reglas de diseño de aplicación general. (p.76) Sin embargo, cualesquiera que sea el sistema de potencia, el sistema de protección debe cumplir con sus objetivos principales y esto permite dar

34

algunas de las características más importantes que debe presentar todo sistema de protección: Sensibilidad: La suficiente sensibilidad para detectar las fallas que lo afectan. Selectividad: Poder determinar la localización de la falla para despejarla, retirando de él únicamente la parte afectada por la falla. Velocidad: Determinar con qué velocidad es necesario despejar la falla, y poseer la velocidad adecuada para hacerlo. Confiabilidad: Por cuanto las anomalías que afectan el sistema se presentan con relativa poca frecuencia, es necesario que su diseño garantice que se pueda confiar en que al presentarse una falla su operación sea correcta. Estabilidad: Es necesario que el sea estable, para que frente a una falla no se retiren innecesariamente elementos sanos del sistema.

Equipos Protectores Contra Sobre Corriente Palacios, A. (1980) afirma que: El equipo más simple de protección contra sobre corriente es el fusible. El elemento fusible más usado está hecho de una aleación metálica que se funde por calor causado por la corriente que pasa a través del elemento cuando excede algún valor mínimo determinado por el valor nominal de ese elemento en particular. Circuitos aéreos de distribución son protegidos normalmente por corta-corriente de tipo abierto que usan láminas fusibles. Cada vez que una sobre corriente pasa a través del fusible, por un cierto tiempo mínimo, el elemento se funde y abre permanentemente el circuito. Así el fusible es un equipo de un solo uso, que no tiene posibilidad de recierre. Esto puede ser causa de interrupción en fallas temporales ocasionando pérdidas de servicio, de dinero y de horas – hombres, necesarias para reemplazar el fusible.

35

Equipos de Maniobra Son todos aquellos equipos de potencia instalados en la subestación para abrir o cerrar un circuito eléctrico. En las subestaciones de CADAFE existen tres tipos:

Disyuntor Según S. Regert L. (1998). Es un equipo de potencia diseñado para abrir o cerrar uno o más circuitos eléctricos, bajo condiciones normales de operación o de falla. Un interruptor de potencia o disyuntor es un dispositivo cuya función consiste en interrumpir y restablecer la condición de corriente en un circuito, es decir, el interruptor abre y cierra galvánicamente al circuito en cuestión. Esta interrupción se puede efectuar bajo carga, para despejar por ejemplo una falla, para desconectar o conectar cualquier equipo eléctrico o línea de transmisión. Los medios de extinción de los disyuntores pueden ser: aceite, hexafloruro de azufre, aire comprimido, vacío o soplado magnético. (p.96)

Seccionador Es un equipo de maniobra diseñado solo para abrir o cerrar circuitos eléctricos en condiciones energizadas o no, pero sin circulación de corriente de carga o cortocircuito. Los seccionadores según su condición de operación se clasifican en: De línea y de barras: Se emplean para aislar un tramo o transferir un circuito. Rompe arco: Está equipado con cuernos rompe arco y es utilizado para desenergizar transformadores en vacío. De puesta a tierra: Tal como su nombre lo indica, se utiliza para la puesta a tierra de líneas y equipos, cuando se realiza una labor de inspección, mantenimiento o reparación.

36

Reconectador Es un equipo diseñado para abrir un circuito eléctrico bajo condiciones normales de operación o de fallas, en este último caso se realiza la conexión automática del circuito. Si la falla es permanente, abre definitivamente después de un ciclo de operaciones preestablecidos. Se clasifican según su sistema de control de mando en: De control hidráulico. De control electrónico. El tipo de control hidráulico es él mas usado por las subestaciones de transmisión de CADAFE.

Relé de Protección Son aquellos que tienen por función censar continuamente los valores característicos del circuito (equipo) protegido, y desconectarlo del circuito inmediatamente (por medio de disyuntores) cuando dichos valores sobrepasen de los preestablecidos. Estos valores pueden ser: tensión, frecuencia, temperatura, presión, o combinaciones de ellas. Este presenta las siguientes características: Selectividad: Propiedad por el cual el relé detecta la falla que está dentro de lo que se denomina zona de protección. Confiabilidad: Propiedad por medio de la cual el relé siempre actúa ante fallas que están dentro de sus zonas de protección. Sensibilidad:

Propiedad

mediante

la

cual

el

relé

mantiene

sus

características de operación, cuando los valores que están midiendo está por encima de ciertos límites.

Pararrayos Protegen los equipos de la subestación contra sobretensiones producidas por las descargas atmosféricas o de maniobra que inciden en las líneas de transmisión y distribución.

37

Fusibles Según Palacios, (1980), el fusible es “un dispositivo protector que contiene un pequeño trozo de alambre especial que funde cuando la intensidad que circula por él durante un período determinado de tiempo excede de un valor establecido” (p. 54).

Sobre tensiones Palacios, (1980). Se denomina sobretensión a todo aumento de la tensión capaz de poner en peligro el material o el buen servicio de una instalación eléctrica. La relación entre la sobretensión Us y la tensión de servicio U, se denomina factor de sobretensión y viene expresado por: (p.65)

Ks = Us / U Por ejemplo en una línea de 6 KV, aumenta la tensión hasta 15 KV, el factor de sobretensión tiene un valor expresado por:

Ks = 15 / 6 = 2,5 Muchas veces es imposible calcular el factor de sobretensión y, por lo tanto, prever la magnitud de las posibles sobretensiones que pueden presentarse en la Instalación. Estas protecciones deben regularse a un factor de sobretensión que sea menor al grado de seguridad de la instalación pero que, por otra parte, no se aproxime demasiado al valor de la tensión de servicio ya que de lo contrario entraría

muchas

veces

en

funcionamiento

haciendo

inestables las

condiciones de la instalación. Las sobretensiones se producen tanto en instalaciones de baja como de alta tensión aunque, generalmente, en las primeras tienen menos importancia que en las últimas, debido a que en las instalaciones de alta tensión las propias condiciones de funcionamiento y de aislamiento favorecen la aparición de sobretensiones.

38

Interruptores Harper (1.986), define los interruptores como “aparatos de corte que permiten efectuar maniobras voluntarias de aperturas y de cierres de circuitos en condiciones dadas de carga” (p. 215). (Ver Figura 6).

Figura 5. Interruptor. Donald G. Fink. (1997) Los interruptores se diferencian de los disyuntores o interruptores de potencia en que sus contactos están previstos para abrir y cerrar circuitos eléctricos con intensidades nominales y con sobrecarga pero no están preparados para abrir y cerrar sus contactos sobre cortocircuitos, ya que su capacidad de ruptura es menor que la de los disyuntores; por lo general, esta capacidad de ruptura es de dos o tres veces mayor que la correspondiente a la intensidad nominal del interruptor. Pararrayos Harper (1986), define el pararrayos a los dispositivos destinados a descargar las sobretensiones producidas por descargas atmosféricas, por maniobras o por otras causas que, en otro caso, se descargarían sobre los aisladores o perforando el aislamiento, ocasionando interrupciones en el sistema eléctrico y, en muchos casos, desperfectos en los transformadores. (p. 46). (Ver figura 7).

39

Figura 6. Pararrayo. Catálogo de Industrias Argeven S.A. (1999) Para que su funcionamiento sea eficaz, los pararrayos han de estar permanentemente conectados a las líneas pero solamente han de entrar en funcionamiento cuando la tensión alcance un valor conveniente y superior, naturalmente, a la tensión de servicio. Es decir, que un pararrayos actúa a la manera de una válvula de seguridad. Como en las primeras instalaciones en que se emplearon estos dispositivos, su misión fundamental era limitar las sobretensiones de origen atmosféricos, recibieron el nombre de pararrayos. Posteriormente se amplió su misión, utilizándose también para proteger las instalaciones contra las sobretensiones de origen interno, Por eso, parece más adecuada la denominación de descargadores de sobretensión aunque se ha conservado la denominación clásica de pararrayos, porque parece más intuitiva. Se utiliza indistintamente ambas denominaciones porque estos términos se refieren al mismo dispositivo. Las funciones específicas del pararrayo son: Operar sin sufrir daños por tensiones en el sistema y corrientes que circulen por el. Reducir las sobretensiones peligrosas a valores que no dañen el aislamiento del equipo, por lo que

para cumplir con lo anterior se debe

seleccionar el aislamiento apropiado. Las características de protección del pararrayo se pueden dividir en dos partes: Tensión de Arqueo: Es una función de la forma de onda y la tensión aplicada.

40

Tensión de Descarga: Esto se refiere a la caída de tensión (I * R) en el pararrayo es una función de la forma de onda y la magnitud de la corriente.

El Aislamiento Según Roque. (1999): El aislamiento en un circuito determina su capacidad para soportar sobretensiones sin sufrir daños severos en el mismo. Está constituido por los aisladores, los pararrayos y el sistema de puesta a tierra. (p.96) Los aisladores determinan la probabilidad de flameo o de arco que puede ocurrir en un circuito, mientras tanto los pararrayos se encargan de limitar las sobretensiones que ocurren en los circuitos eléctricos, siguiendo un valor nominal establecido por el fabricante para una determinada corriente de descarga. Sin embargo, estos equipos y cualquier otro destinado a la protección de un sistema eléctrico es ineficaz sino cuenta con un buen sistema de puesta a tierra, pues este es el medio que van a utilizar las corrientes de las sobretensiones para disiparse a tierra. Los estudios de aislamiento es una de las áreas más nuevas de la electricidad, pero había un detalle, y es que no consideraban la puesta a tierra, por lo que Anderson y Eriksson fueron los primeros en tener en cuenta este aspecto, la cual representa la variable que más influye al presentarse una sobretensión por cualquier causa y determina al mismo tiempo el margen de protección del circuito.

Coordinación de Aislamiento La definición más acertada se encuentra contenida en una publicación del Asociación de Ingenieros Electricistas Suizos (SEV, 1947), cuya traducción puede formularse en los siguientes términos: Se entiende por coordinación de aislamiento a todas aquellas medidas que tienen por finalidad evitar fallas en el sistema como consecuencia de las sobretensiones que se generan en

41

el mismo, al igual que la circunscripción de estas sobretensiones en aquellos sitios del sistema donde causen el menor daño, siempre y cuando sea económicamente viable y tratando en lo posible de que el suministro de energía no se vea interrumpido. En la publicación IEC 71 - 1 se establece que: La coordinación del aislamiento comprende la selección de la resistencia dieléctrica del equipo y su aplicación, en relación con las tensiones que pueden aparecer en el sistema para el cual el equipo está diseñado y teniendo en cuenta las características de los dispositivos de protección disponibles, de tal manera que se reduzca a un nivel económico y operacionalmente aceptable la probabilidad de que los esfuerzos de la tensión resultan impuestos en el equipo causen daño en el aislamiento de éste o afecte la continuidad del servicio. Por lo tanto, es aceptable un cierto riesgo de falla. Que tan grande pueda ser el riesgo aceptado, depende de consideraciones económicas y de confiabilidad en el servicio. Tal como se mencionó anteriormente, la resistencia dieléctrica de un equipo está dada por su nivel de aislamiento nominal. Para equipos diseñados, para sistemas con tensiones menores de 300 KV (rangos A y B, de acuerdo a la IEC) el nivel de aislamiento está dado por la tensión nominal soportada al impulso atmosférico (BIL o LIWL). Para sistemas con tensiones superiores de 300 KV (rango C, de acuerdo con IEC) el nivel de aislamiento está dado por la tensión nominal soportada al impulso de maniobra (BSL o SIWL) y la tensión nominal soportada al impulso atmosférico (BIL o LIWL). La coordinación de aislamiento comienza con el cálculo (o estimación) de las sobretensiones (temporales, de maniobra y atmosféricas) que someten a esfuerzos el aislamiento. Las sobretensiones temporales son a frecuencia industrial (60 Hz) o cercanas a la frecuencia industrial. Sus magnitudes determinan la selección de las características nominales de los pararrayos y por lo tanto los niveles de protección de estos. Las

42

sobretensiones de maniobra afectan principalmente los sistemas con tensiones de 300 KV y superiores, mientras las sobretensiones atmosféricas son determinantes en sistemas con tensiones más bajas. La razón de esto es que las sobretensiones de maniobra aumentan con el incremento de la tensión en el sistema, mientras las sobretensiones atmosféricas permanecen prácticamente constantes (cuando no son limitadas por descargas en las líneas). Con las sobre tensiones conocidas, los niveles de aislamiento pueden ser determinados por los métodos convencionales o por métodos estadísticos. El método convencional se aplica con tensiones menores a 300 KV, donde el costo del aislamiento es comparativamente bajo. Para sistemas con tensiones más altas existe un mayor incentivo económico a reducir el aislamiento. Los métodos estadísticos, que permiten diseñar el aislamiento de una forma más precisa, se aplica siempre que sea posible. Sin embargo, para aislamiento no regenerable, por ejemplo, los devanados de un transformador, no se puede obtener datos estadísticos de la resistencia del aislamiento y allí, nuevamente se aplica el método convencional. El método convencional es un método muy simple de aplicar con el cual se puede determinar el pararrayo adecuado. Basado en los niveles de protección requeridos. Los equipos instalados en las redes incluyendo líneas y subestaciones deben poseer niveles de aislamiento superior a los calculados,

con lo

cual

se

verifica

su

buen

funcionamiento

ante

sobretensiones atmosféricas y de maniobras dadas. Un cálculo más riguroso del nivel de aislamiento implica las estadísticas de fallas (número de fallas, recierre exitosos, otros), toma de muestras de niveles de descargas atmosféricas, estadísticas de días de tormentas, efectos de contaminación y otros factores. Es importante destacar que la altura de los postes influye en la incidencia de los rayos, a medida que son más altos hay mayor incidencia.

43

Cuando se diseñan líneas de transmisión de energía eléctrica es conveniente saber hasta que punto éstas se encontrarán expuestas a los daños de las descargas atmosféricas, en especial si las líneas denotan tensiones nominales de operación inferiores a 300 KV de allí que la frecuencia local de las mismas sea de interés para el técnico de alta tensión. Para tal efecto se utiliza el concepto de Nivel Isoceráunico, el cual según Luis Siegert, indica el número de días por mes y por año en que se pueden oír truenos en un área de 10 Km de radio, cuyo centro viene siendo el sito en cuestión. En la Figura 7 se presenta el diagrama de coordinación de aislamiento y en el mismo se puede observar que la mayoría de las curvas están en función del BIL del equipo y de las características del mismo aislamiento existente (pararrayo).

Figura 7. Coordinación de Aislamiento. Roque Víctor. “Coordinación de Aislamiento” (1999) Aterramientos Palacios, A. (1980). Se denomina aterramiento o puesta a tierra a “la conexión intencional con la tierra, esto es, con la masa conductora de la tierra” (p. 289). Los tipos de aterramiento son dos: a) Aterramiento del sistema o aterramiento por razones funcionales

44

b) Aterramiento del equipo o aterramiento por razones de protección Un sistema aterrado posee el neutro u otro conductor intencionalmente conectado a tierra, directamente o a través de una impedancia. Un sistema no aterrado, es en realidad, aterrado por una alta reactancia capacitiva, como resultado del acoplamiento existente entre la tierra y cualquier conductor energizado. Los sistemas aterrados tienen las siguientes ventajas: 1) Reducción de los costos de operación y mantenimiento debido a: (a) Disminución del valor de las sobretensiones transitorias (b) Mejor protección contra descargas atmosféricas (c) Simplificación en la localización de fallas a tierra (d) Mejor protección del sistema y de sus equipos contra fallas 2) Mayor confiabilidad de funcionamiento 3) Mayor seguridad para el personal y equipos

El objeto del aterramiento es: Limitar el potencial entre las masas, entre ellas y los elementos conductores, entre estos elementos y la tierra, a un valor seguro en condiciones normales y anormales de funcionamiento. Proporcionar a las corrientes de falla a tierra un camino de retorno de baja impedancia.

Sistemas de Puesta a Tierra Según el texto titulado Seminario de Puesta a Tierra (1996) la definición es la siguiente: Es un sistema conectado intencionalmente a tierra a través de una conexión de baja impedancia y teniendo la capacidad suficiente de transportar corriente para impedir la formación de tensiones que puedan ocasionar un peligro a las personas y a los equipos.

45

Conceptualización de Sistemas de Puesta a Tierra Según el Manual de Mantenimiento de Líneas y Operaciones de Subestaciones CADAFE (1996), dice que el Sistema de Puesta A Tierra de una subestación es diseñado a fin de garantizar las máximas condiciones de seguridad del personal que opera las subestaciones y los equipos instalados en las mismas. Y también comentan que los elementos que integran el sistema son: Malla de Tierra. Formadas por conductores y barras enterradas a una profundidad adecuada y cuya configuración es la de una retícula. Cable de Guarda. Tiene por función proteger a la subestación contra impactos directos de descargas atmosféricas. Mientras el Código Eléctrico Nacional (CEN) Un sistema puesto a tierra es una conexión a tierra desde uno de sus conductores portadores de energía, ya sea en un sistema de distribución o en un sistema de cableado interior. Equipo a Tierra. Un equipo puesto a tierra es una conexión A tierra desde una o más partes metálicas, no conductoras de corriente eléctrica, del sistema de cableado o de los aparatos conectados al sistema. En este sentido, el término "equipo" abarca las partes metálicas como tuberías conduits, cajas y gabinetes metálicos, carcasa de motores y cubiertas metálicas de los controladores de los motores. C. AIEE Estándar N ° 32, "Dispositivos de Puesta a Tierra del Neutro" Sistema con Neutro Puesto a Tierra. Un sistema con neutro puesto a tierra es una conexión a tierra desde el punto neutro o puntos de un circuito, transformador, máquinas de campo rotante o sistema. El punto neutro de un sistema es el punto en cual tiene el mismo potencial, como el que tiene el punto de unión de un grupo de resistencias iguales y no reactivas, si están conectados de manera apropiada en sus terminales libres a los terminales principales de las líneas del sistema.

46

Sistema Puesto a Tierra. Es un sistema de conductores donde al menos uno de estos (en general el cable del medio o el punto neutro de un transformador o del arrollado de un generador) es intencionalmente puesto a tierra, sólidamente o a través de un dispositivo limitador de corriente. No Puesto a Tierra. Significa sin una conexión intencional a tierra, excepto la que se da a través de un indicador de potencial o dispositivo de medida. Los sistemas de puesta a tierra (SPAT) habrá que entenderlos de ahora en adelante un poco más complejos que lo que se especifico anteriormente.

Transformador de Potencia

El transformador de potencia es un equipo fijo que convierte una tensión y una corriente a otra mediante el principio de inducción electromagnética. El tipo de transformador es de potencia, es decir, que aumenta la corriente y disminuye la tensión de una energía primaria a otra secundaria. Para el caso específico del transformador de potencia de la sub-estación, disminuye la potencia de 34,5 KV. a 13,8 KV. El transformador utiliza aceite como producto refrigerante.

Transformador de Corriente Es un equipo que protege y regula las corrientes que entran y salen del transformador de potencia. La sub-estación posee transformadores de corriente en la salida del transformador de potencia con una relación 500/5 A. Uno antes del interruptor con una relación de 150/5 A. Y uno después del interruptor con una relación igual al anterior.

Transformador de Tensión o Potencial Es un equipo que protege y regula las tensiones que salen del transformador de potencia. La subestación posee un transformador de tensión o potencial con una relación de 13800/100-110 V.

47

Transformador de Distribución Se

denomina

transformadores

de

distribución,

generalmente

los

transformadores de potencias iguales o inferiores a 500 KVA. Y de tensiones iguales o inferiores a 67 000 V, tanto monofásicos como trifásicos. Aunque la mayoría de tales unidades están proyectadas para montaje sobre postes, algunos de los tamaños de potencia superiores, por encima de las clases de 18 kV, se construyen para montaje en estaciones o en plataformas. Las aplicaciones típicas son para alimentar a granjas, residencias, edificios o almacenes públicos, talleres y centros comerciales.

Indicadores que Evalúan la Calidad del Servicio Eléctrico Frecuencia Media de Interrupciones (F): Permite conocer el número promedio de veces en el cual el servicio eléctrico a un suscriptor fue interrumpido. Este dato es una variable del indicador del Tiempo de Interrupción (TTI). Y se calcula mediante la fórmula:

F 

F 

 KVA(int)  KVA(i)

KV * Ración ( A) * 3 KVA(i )

Donde: KVA (int): KVA Interrumpido. KVA (i): KVA Instalados en la red de distribución. KV: Tensión de la red de distribución. Ración (A): Carga del circuito al momento de la interrupción.

48

Duración Promedio de Interrupción (D): Es el tempo de indisponibilidad del servicio eléctrico. Este dato es una variable del indicador TTI. y se determina mediante la siguiente fórmula:

D

 KVA(int) * TI  KVA(int)

Donde: KVA (int): KVA Interrumpido. TI: Tiempo de interrupción. TTI: Tiempo total de interrupción (TTI)

Es el tiempo total de indisponibilidad del servicio eléctrico. Y se calcula mediante la fórmula:

TTI F * D Donde: F: Frecuencia media de interrupciones. D: Duración promedio de interrupción. Número total de interrupciones (NTI) Número total de interrupciones ocurridas en el servicio eléctrico. Este dato complementa el indicador TTI. Y es igual a la siguiente fórmula:

NTI  ID Donde: ID: Interrupciones Detectadas. Bases Legales Según Arias (1997), las bases legales “comprenden un conjunto de conceptos y preposiciones que constituyen un punto de vista o enfoque determinado, dirigido a expresar el fenómeno o problema planteado” (p.41).

49

Las normativas legales que respaldaran la investigación, le proporcionaran legalidad y sustentación al mismo, con el propósito de enmarcarlo dentro de la autenticidad de los sistemas eléctricos en general. En tal sentido, algunos organismos se encargan de programar y coordinar todas las actividades de normalización y calidad del servicio eléctrico en el país y fuera de él, donde se llevan a cabo la elaboración de normas por comités y técnicas de normalización, donde participan organizaciones gubernamentales y no gubernamentales relacionadas con el área específica. Ley Orgánica del Servicio Eléctrico (LOSE), fue publicada en la Gaceta Oficial Nº 5.568 el 31 de Diciembre del 2001. Normas CADAFE 393 - 93: Indicadores de Gestión en el Área de Operación y Mantenimiento, aprobada por la Gerencia de Normalización - Dirección de Coordinación Técnica en el año 1993. Normas de Calidad de Servicio de Distribución de Electricidad (NCSDE), fueron publicadas en la Gaceta Oficial 38.006 en la fecha 19 de agosto del 2004. Ley del Servicio Eléctrico (1999)

Artículo 11 de la planificación del servicio eléctrico, expone que es competencia del poder nacional, por órgano del ministerio de energía y minas, la planificación y el ordenamiento de las actividades del servicio eléctrico, en los términos establecidos en la ley orgánica para la ordenación del territorio y con su sujeción al plan nacional de ordenación del territorio y al plan de desarrollo económico nacional, incluyendo a los usuarios y autoridades municipales. De igual manera, dicha ley expone en su artículo 16, lo inherente a los principios bajo los cuales debe actuar la comisión nacional de energía eléctrica. Artículo 32, del capítulo I de la Gestión del Sistema Eléctrico, describe que la gestión del servicio eléctrico deberá realizarse de manera

50

centralizada, a fin de garantizar la óptima utilización de los recursos de energías primarias, producción y transporte de la energía eléctrica para contribuir a la obtención de un suministro de electricidad confiable, económico, seguro y de la mejor calidad, de conformidad con esta ley y demás normas que regulen esta materia. Artículo 36 Capítulo I; menciona lo relacionado a la distribución describe las obligaciones que tienen las empresas de distribución de energía eléctrica.

Norma CADAFE. Interfaz de Campo para Subestaciones–Mantenimiento Nº de la Norma: 231 – 88 Condiciones Generales: El mantenimiento preventivo permite descubrir problemas potenciales antes de que se origine alguna falla, evitándose la interrupción del servicio y el consecuente trabajo correctivo.

Norma CADAFE. Normas de Inspección y Pruebas para Equipos de Interfaz de Campo

Nº de la norma: 230-8 El propósito de estas pruebas y de las revisiones de características que se ejecutan para el control de los dispositivos y aparatos eléctricos, es el de cerciorarse de que el equipo va a operar en la forma prevista para el trabajo determinado que ha de aplicársele.

Norma CADAFE. 001922

51

Seguimiento de Material y Equipo Fallado. El objeto de esta norma es el de establecer las condiciones y el procedimiento, que se deben cumplir para llevar a cabo el seguimiento de las Fallas de Material o Equipos pertenecientes al Sistema Eléctrico de CADAFE y sus empresas filiales.

Sistema de Variables

El sistema de variable es definido, por el manual para la elaboración, presentación y evaluación del trabajo final de investigación de programa de posgrado de la Universidad Bicentenaria de Aragua, como los elementos básicos que se derivan de los objetivos específicos del estudio, que impliquen investigación de campo. Deben ser definidos de manera conceptual y operacional si el enfoque es cualitativo, deberá reflejarse la categorización que realice el investigador. CUADRO 2 Conceptualización de las Variables OBJETIVOS DEFINICIÓN VARIABLE ESPECIFICOS CONCEPTUAL Diagnosticar la situación actual de la Subestación Corinsa con sus circuitos asociados Identificar las causas que provocan daños en la Subestación Evaluar la calidad de servicio de los circuitos asociados

Situación actual de la subestación Corinsa

Causas

Calidad de servicio

Conjunto de instalaciones y aparatos destinados a la distribución y transformación de la corriente en una red de suministro eléctrico. Un conjunto de hechos definen una situación, y a este momento siempre le sucede otra situación y siempre la misma. Calidad de servicio es la capacidad de dar un buen servicio.

52

DEFINICIÓN OPERACIONAL Es la instalación donde se realizara el estudio, así como los componentes y elementos que en ella se encuentran Son los síntomas y consecuencias que provocan anomalías o perturbaciones en el sistema Son los parámetros de energía que posee el sistema para que trabaje de forma confiable y eficiente.

Definición de Términos Básicos Aisladores: Los aisladores son elementos no conductores de electricidad, que aíslan líneas, barras y conexiones eléctricas de las estructuras metálicas. Alimentadores de Distribución: Es todo circuito eléctrico que transmite la energía desde subestaciones de distribución hasta los puntos de consumo. Área de Servicio: Territorio en el cual se requiere el servicio eléctrico o se tiene el derecho para solicitarlo. Banco de Transformación: Conjunto de tres transformadores o auto transformadores, conectados entre sí para que operen de la misma forma que un transformador o auto transformador trifásico. Potencia Real Instalada: Es la carga máxima que puede tomar la unidad en las condiciones que prevalecen y corresponde a la capacidad de placa corregida por efecto de degradaciones permanentes en equipos que componen a la unidad y que inhabilitan al generador para producir la potencia nominal. Carga Conectada. Se refiere a la sumatoria de la potencia en vatios de todos los equipos eléctricos conectados a la red, sean de tipo industrial, comercial o industrial. Circuito Primario: Es la parte del alimentador de distribución que opera en la misma tensión que la barra secundaria de la subestación de distribución. Circuito Secundario: Es la parte del alimentador de distribución que opera en B.T desde los transformadores de distribución hasta la acometida de los suscriptores. Consumo de Energía: Cantidad de energía eléctrica en kWh, entregada por la distribuidora al usuario en un determinado lapso. Corriente Nominal. Es la intensidad de corriente que puede circular continuamente a través del interruptor indefinidamente sin exceder los límites de elevación de temperatura.

56

Cortacorriente: Es un dispositivo de protección que se utiliza para interrumpir un circuito eléctrico de un elemento de interrupción por fusión, que se calienta y se abre cuando la corriente que lo atraviesa excede de cierto valor (sobre corrientes). Demanda Máxima: es la mayor de todas las demandas que han ocurrido durante un periodo de tiempo. Es usualmente el tópico mayor interés a la hora de un estudio de demanda. Energía Eléctrica: Es la potencia eléctrica producida, transmitida o consumida en un período de tiempo. Se mide y se expresa en Kilovatio hora (KWH). Equipo de Medición: Instrumento y accesorios destinados a la medición de la energía eléctrica en KWH y de la potencia en KVA o KW, y otros parámetros. Factor de Potencia: En un sistema eléctrico de corriente alterna es el coseno del ángulo de desfasamiento entre el voltaje y la corriente. Falla: Fenómeno anormal en cualquier parte de un sistema que altera las condiciones de

operación

del

mismo

reduciendo

o impidiendo

su

funcionamiento normal. Frecuencia: Es la variación cíclica y periódica de la amplitud de la tensión y la corriente en el tiempo, medida en ciclos por segundo o Hertz (Hz). Instalaciones de Distribución: Líneas, transformadores, subestaciones y demás equipos necesarios para el transporte, transformación y entrega de electricidad desde los puntos de entrega de los generadores o de las redes de transmisión, hasta los puntos de entrega a los usuarios, incluyendo el equipo de medición. Interrupciones: Es una pérdida completa de tensión que por lo general puede ser corta o durar varias horas.

57

KV: Es la unidad de voltaje en unidad de mil. Kilovoltios. KVA

Instalado:

Capacidad

de

transformación

nominal

de

los

transformadores de Media a Baja Tensión conectados a la red (KVA). Potencia Eléctrica: Es la capacidad de producir, transmitir o consumir electricidad en forma instantánea que se mide generalmente en Kilovatios (KW) o Megavatios (MW). Potencia Reactiva: Parte de la potencia aparente que no produce trabajo y corresponde al intercambio de energía entre los campos eléctricos y magnéticos de un circuito. Se expresa en voltio amperio reactivo (VAR), Kilo voltio amperio reactivo (KVAR) o Mega voltio amperio reactiva (MVAR). Red Eléctrica: Conjunto de conductores, equipos y accesorios empleados por la distribuidora para suministrar el servicio eléctrico a los Usuarios, hasta el Punto de Suministro. Redes de Distribución: Circuito de distribución que alimenta esencialmente cargas ubicadas dentro del perímetro urbano de la ciudad y contempla tanto A.T (13.8KV) como la B.T (120, 240, 208V). Sistema de Distribución: Es la parte del sistema eléctrico que permite el transporte de la energía a partir de la barra de la subestación de distribución donde termina la transmisión o subtransmisión actualmente utilizadas en ELECENTRO son 34.5 KV y 13.8 KV. Sobrecorriente: Es la intensidad de corriente que, circulando por un aparato, es superior a la corriente nominal del mismo. La sobrecorriente es admisible en periodos muy cortos pero si se prolongan pueden perjudicar a los aparatos por los que circula. Sobretensión. Tensión anormal existente entre dos puntos de una instalación eléctrica, superior al valor máximo que puede existir entre ellos en servicio normal. Tensión Nominal: Nivel de tensión de diseño y de funcionamiento de un sistema eléctrico.

58

Transformador: Dispositivo utilizado para elevar o reducir el voltaje, esta formado por bobinas magnéticamente conectados entre sí. CAPÍTULO III

MARCO METODOLÓGICO Tamayo y Tamayo (2003), dice que “el Marco Metodológico constituye la médula del plan, se refiere a la descripción de las unidades de análisis o de investigación, las técnicas de observación y de recolección de datos, los instrumentos, los procedimientos y las técnicas de análisis” (p. 97). Por ello, el presente capítulo presenta la aplicación de los conocimientos teóricos en el plano concreto; es decir, la confrontación de los conceptos en el área objeto de estudio. Tiene por finalidad establecer algunos parámetros básicos que deben servir de referencia para guiar la evolución de la investigación. Del análisis precedente, se desprende la definición de los aspectos básicos del estudio como son el diseño, tipo, nivel y modalidad para lograr los fines previstos, así como también el establecimiento del universo o población y muestra objeto de estudio y las distintas técnicas e instrumentos con sus respectivos procedimientos y análisis.

Modalidad de la Investigación

Esta investigación se desarrollo bajo la modalidad de proyecto factible, definida por el Manual de Trabajo de Grado del Instituto Universitario Politécnico Santiago Mariño (2006) como una: “propuesta de un modelo

59

funcional viable, o de una solución posible de un problema de tipo práctico, con el objeto de satisfacer necesidades de un ente específico (institución, comunidad, grupo social, persona en particular, etc.)”(p. 30).

60

En este sentido, utilizó la modalidad de proyecto factible con el objeto de proporcionar una alternativa de solución a la problemática que presenta la calidad de servicio que presta a los usuarios la subestación Corinsa con sus circuitos asociados en la Empresa CORPOELEC Región 4 zona Aragua, a través de un plan de mejora en la gestión del mantenimiento predictivo.

Tipo de Investigación

Este estudio, debido a que busca proponer un plan de mantenimiento predictivo para la subestación Corinsa con sus circuitos asociados en la Empresa CORPOELEC, se apoya en una investigación de campo de carácter descriptivo con base documental. En cuanto a la investigación de campo, el Manual de Trabajo de Grado del Instituto Universitario Politécnico Santiago Mariño (2006) acota: “es el análisis sistemático de un determinado problema con el objeto de describirlo, explicar sus causas y efectos, comprender su naturaleza y los elementos que lo conforman, o predecir su ocurrencia” (p. 28). Por ello, esta propuesta se apoyo en una investigación de campo, debido a que el investigador se traslado a la subestación Corinsa y sus circuitos asociados con el objeto de observar, directamente el lugar de los hechos, los diferentes aspectos que circundan a la problemática estudiada mediante un proceso sistemático, riguroso y racional de recolección, tratamiento, análisis y presentación de datos, basado en estrategias que permitieron

la

recolección de datos directos de la realidad y la obtención de informaciones necesarias para realizar la presente investigación. De acuerdo con el criterio de Sabino (2003), la investigación descriptiva “...radica en descubrir algunas características fundamentales de conjuntos homogéneos de fenómenos, utilizando criterios sistemáticos que permiten poner de manifiesto su estructura o comportamiento” (p. 25).

61

Además, el fundamento teórico de la investigación se utilizo un registro de tipo documental, porque se busco los datos de fuentes impresas o escritas. La UPEL (2002) define la investigación documental de la siguiente manera: “es el estudio de problemas con el propósito de ampliar y profundizar el conocimiento de su naturaleza, con apoyo principalmente, en trabajos previos, información y datos divulgados por medios impresos, audiovisuales o electrónicos” (p. 15). De esta manera, el investigador efectuó una revisión bibliográfica de diferentes materiales impresos escritos por diversos autores con el fin de ampliar sus conocimientos sobre el problema objeto de estudio. La conjunción de los conceptos antes citados, tienen una relación directa con la presente investigación, porque proporcionaron un marco metodológico viable para su ejecución.

Procedimientos

En esta parte se describirán las fases de la investigación, que sirvieron para analizar y diagnosticar la situación actual, los factores que intervienen en la misma, estudiar de forma breve las variables que intervienen en el problema de estudio, para así llegar a realizar un estudio de las alternativas de solución y proponer una solución viable al problema propuesto.

Las

cuales están descritas a continuación

Fase I. Diagnóstico

Etapa I Diagnosticar la situación actual de la subestación Corinsa con sus circuitos asociados. Se llevó a cabo mediante observación directa de los componentes eléctricos tipo de conductor, aislamiento, puntos de seccionamiento, de transferencia y la recolección de información, análisis de datos y revisiones

62

de Manuales y Normas de CADAFE, ubicación del punto de mayor carga en los alimentadores, puntos de seccionamientos, flexibilidad operativa. Verificando los registro de fallas de los interruptores de salida de la barra de media tensión 15 KV, los mantenimientos y ajustes realizados.

Etapa II Identificar las causas que provocan daños en la Subestación. Se llevo a cabo mediante la recolección de información de los componentes eléctricos mas fallados, recopilación de las estadísticas de interrupciones,

demanda

máxima,

caída

de

tensión

y

el

tipo

de

mantenimiento que se realiza. En esta etapa se enfoca las fallas más repetitivas, generadas por el envejecimiento de los componentes eléctricos, descargas atmosféricas, poda, papagayos, líneas fracturadas, daños por terceros que repercuten directamente en el suministro eléctrico de la red.

Etapa III Evaluar la calidad de servicio de los circuitos asociados. En esta etapa de la investigación es necesario conocer las fallas en las interrupciones, reclamos técnicos, confiabilidad, eficiencia y eficacia del servicio prestado por la empresa CADAFE, para poder evaluar los indicadores, y se utilizaran técnicas de análisis gráficos comparativas. Además con el uso de herramientas estadísticas se tabulara los tiempos de interrupción, KVA interrumpidos, las causas y sub. Causas, como también otros parámetros que repercuten dentro de la investigación.

Fase II. Las alternativas de solución.

A- Implementación del sistema SCADA, para el monitoreo de todos los componentes eléctricos de media y baja tensión para la Subestación Corinsa con sus Circuitos Asociados

63

B- Mantenimiento general mediante el reemplazo de componentes eléctricos en la Subestación Corinsa con sus Circuitos Asociados C- Plan de Mantenimiento Predictivo para la Subestación Corinsa con sus Circuitos Asociados.

Fase III. La Propuesta

La finalidad de proponer un plan de mantenimiento predictivo, permite realizar bajo un histórico de registro el reemplazo y ajuste de

los

componentes eléctricos que se encuentran en la red. Facilitando realizar un programa, justo antes de que falle, minimizando el tiempo de parada y maximizando la vida útil de dichos elementos.

Operacionalización de las Variables Tal como indica Tamayo y Tamayo (2003): “se denomina variable un aspecto o dimensión de un fenómeno que tiene como característica la capacidad de asumir distintos valores, ya sea cuantitativa o cualitativamente” (p. 109). Razón por la cual, la operacionalización de los objetivos se realiza de manera similar que cuando se trabaja con hipótesis, se establece claramente el tipo de información que se necesita para el logro de los mismos. Pereira y Fuenmayor (1999), cuando define a las variables expresa que: “es una propiedad o característica de un fenómeno susceptible de sufrir modificaciones que inciden en otra variable por lo que le da origen a un problema” (p. 35). Por ello, se considera que las variables de la investigación aparecen de manera explicita o implícita en los objetivos específicos que orientarán al estudio. La mejor manera de presentarlos fue a través de un cuadro de operacionalización de variables, el cual obligará al investigador a precisar

64

estrategias metodológicas en función de los indicadores fuentes de información y estrategias de búsquedas que se derivaron directamente del análisis de las variables a estudiar. A continuación se presenta el cuadro de operacionalización de variables donde se describe el desarrollo de los objetivos y la descripción para la evaluación de cada uno de ellos tomando en cuenta las variables, los indicadores, las técnicas de recolección de datos y los instrumentos para evaluar cada uno de los objetivos que permitieron obtener los resultados de la misma.

Cuadro 3. Operacionalización de variables. Objetivo General: Plan de Mantenimiento Predictivo para la Subestación Corinsa con sus Circuitos Asociados en la Empresa CORPOELEC Región 4 Zona Aragua. Objetivos Específicos Diagnosticar la situación actual de la Subestación Corinsa con sus Circuitos asociados. Identificar las causas que provocan daños en la Subestación. Evaluar la calidad de servicio de los circuitos asociados.

Variables

Subestación

Causas que provocan daňos

Calidad de servicio

Técnicas de

Dimensión

Indicadores

Circuitos asociados

Circuitos asociados Equipos presentes

Subestación

Síntomas Fallas Consecuencias

Revisión documental Históricos de falla

Voltaje Corriente Frecuencia Potencia Interruptores

Mediciones Normas Criterios de calidad

Circuitos asociados

65

recolección Observación directa Entrevista no estructurada

Población

El estudio se realizo bajo un análisis teórico - práctico referente a la especialidad o a la carrera, debido a que la propuesta requiere de información teórica

práctica para resolver el problema de la subestación

Corinsa y sus circuitos asociados. Tamayo, Tamayo, M (1991), define la población como lo siguiente: “Está determinada por sus características definitorias, por tanto, el conjunto de elementos que posea éstas características se denomina población o universo” (p. 92). Para la población en este proyecto, se considerarán los elementos y redes eléctricas de la subestación Corinsa y sus circuitos asociados, debido a que el problema está directamente planteado en la zona operativa del Distrito Cagua. Muestra Según Sabino (1992), define como muestra “una parte de un todo que llamamos universo y que sirven para presentarlo, es decir, consiste en un número de sujetos que reúnen las mismas características de la población estudiada y por lo tanto representativa de la misma” (p. 104). La muestra en esta investigación son la subestación Corinsa, circuitos Titán, Fundación y Bella Vista, las cuales sirven para realizar el estudio de calidad de servicio debido a que los mismo son carga mixta industrial, residencial, foráneos. Técnicas e Instrumentos de Recolección de Datos

Técnicas de Recolección de Datos

65

Una

vez

seleccionada

la

investigación

apropiada

y la

muestra

seleccionada de acuerdo con el problema de estudio, la siguiente etapa consistió en recolectar datos que son pertinentes sobre las variables involucradas en la investigación. En este sentido, Arias (2002) define a las técnicas de recolección de datos como: “las distintas formas o maneras de obtener la información” (p. 8). Por lo tanto las técnicas a aplicar en esta investigación fueron: la observación directa, la entrevista y herramientas estadísticas para la recolección de información. La observación directa, según Tamayo y Tamayo (2003) consiste en: “el uso sistemático de los sentidos orientados a la captación de la realidad de lo se quiere estudiar. Es una técnica antigua que a través de sus sentidos, el hombre capta la realidad que lo rodea, que luego organiza intelectualmente” (p. 85). Por ello, el investigador se dedico a realizar innumerables observaciones sistemáticamente repetidas, en donde utilizaron los sentidos por ser una fuente inagotable de datos que, tanto para la actividad científica como para la vida práctica, resulta de inestimable valor. La observación directa permitirá comprobar las fallas que ocurren en la subestación Corinsa y sus circuitos asociados. En lo que respecta a las técnicas basadas en las herramientas estadísticas para la recolección de la información, debe acotarse que pueden emplearse las destinadas a la generación de ideas y organización de la información, a la obtención de datos, las requeridas para el análisis de procesos y al análisis estadístico.

Instrumentos de Recolección de Datos

66

Toda técnica de recolección de datos cuenta con instrumentos específicos para su operacionalización. Bisquerra (1999) explica que los instrumentos “son los diferentes medios materiales que puede emplear un investigador para recoger y almacenar la información” (p. 85). Por lo tanto, el instrumento que se empleo para recolectar la información con la técnica observación directa fue la lista de observaciones, definida por Hernández, Fernández y Baptista (2003) como “un listado en donde se enumeran las diferentes observaciones obtenidas por el investigador” (p. 242). Por ello, el autor de la presente investigación realizará una lista en donde indicará cada una de las observaciones obtenidas del fenómeno estudiado. Ahora bien, con respecto a las técnicas basadas en las herramientas estadísticas, los instrumentos a recurridos fueron: Tormenta de Ideas, que es una herramienta de trabajo grupal que facilita el surgimiento de nuevas ideas sobre un tema o problema determinado. La lluvia de ideas es una técnica de grupo para generar ideas originales en un ambiente relajado. Esta herramienta fue ideada en el año 1941 por Osborne, cuando su búsqueda de ideas creativas resultó en un proceso interactivo de grupo no estructurado que generaba más y mejores ideas que las que los individuos podían producir trabajando de forma independiente; dando oportunidad de hacer sugerencias sobre un determinado asunto y aprovechando la capacidad creativa de los participantes. Esta técnica permitió deducir los factores que inciden de manera directa en la problemática mediante la participación del personal que se encuentra relacionado con el área sujeta a estudio. Es decir los trabajadores describirán aquellos factores que originan las fallas.

67

Asimismo, se utilizo a los Indicadores de Gestión, por ser todas las medidas utilizadas para determinar el éxito de un proyecto u organización y suelen establecerse por los líderes del mismo. Los indicadores de gestión son posteriormente utilizados continuamente a lo largo del ciclo de vida, para evaluar el desempeño y los resultados. Los indicadores permitieron evaluar distintos factores con respecto a la eficiencia y eficacia requerida, a fin de establecer el nivel en que se encuentran y de esta manera controlarlos.

CAPITULO IV

RESULTADOS El capítulo IV está dirigido a los resultados de la investigación; en el mismo se desarrollan las fases, parte integral de la investigación y desde las cuales se desarrolla la problemática planteada desde la situación actual, pasando por la información técnica relacionada con las fallas de los Circuitos Bella Vista, la Fundación y Titán que son alimentados por la Subestación Corinsa, llegando a la propuesta en sí; logrando de forma concreta llegar a las conclusiones y recomendaciones pertinentes al caso. En este contexto el manual de trabajo especial grado del Instituto Universitario Politécnico Santiago Mariño (2007), refiere que los resultados “Contribuyen al enriquecimiento del conocimiento, e igualmente constituyen un intento de plasmar en un todo coherente lo demostrado en el análisis de los resultados, en virtud de lo cual el razonamiento inductivo de muestra a plenitud” (p. 32).

68

Fase I: Diagnóstico Etapa I: Situación actual

La Subestación Corinsa esta interconectada por una terna doble de 115 KV proveniente de la Subestación Villa de Cura II y de la Subestación Aragua. El sistema eléctrico que conforma el Estado Aragua desde la línea

69

de alimentación principal de 765 KV que llega a la Subestación la Horqueta y se despliega hacia las Subestaciones Mácaro y Aragua en 230 KV y en 115 KV a las Subestaciones Villa de Cura II, Villa de Cura I y Corinsa, luego desde la Subestación Aragua en 115 KV a las Subestaciones Palo Negro, Cagua, Soco, la Victoria, Tejerías, con interconexión a la Subestación Mácaro. Desde la Subestación Macaro en 115 KV a las Subestaciones Morita con interconexión a la Subestación Aragua, Centro, San Jacinto, Delicias, San Vicente, el Limón, Patio la Cabrera y la Subestación Caňa de Azúcar. Todo el sistema se encuentra interconectado entre si compensando la demanda energética de todo el Estado Aragua. La Subestación está alimentada por una terna doble de 115 KV proveniente de la Subestación Villa de Cura II y con respaldo de la Subestación Aragua, la cual alimenta a dos transformadores, de 30 MVA en niveles de tensión de 115/13.8 KV, el transformador I de 13.8 KV alimenta la barra I, esta barra consta de cuatro (04) circuitos de distribución los cuales son: Messer, Prado, Fundación, Bella Vista y un circuito de servicios auxiliares, posee también una barra de transferencia necesaria para realizar cualquier actividad de mantenimiento o reparación de los disyuntores presentes en los circuitos. (Ver anexo A-1). El transformador II que alimenta la barra II al igual que la barra I, está compuesto de cuatro (04) circuitos de distribución los cuales son: Titán, Ventanex, Propifan, Altensa, con una barra de transferencia necesaria para realizar cualquier actividad de mantenimiento a los circuitos de distribución. Los transformadores de 30 MVA se conecta a una barra que contiene dos (02) circuitos de Subtransmisión, y posee al igual que en 13.8 KV una barra de transferencia para realizar las labores de mantenimiento y reparación de los elementos que componen los circuitos para mantener continuo el servicio de energía eléctrica.

70

En la figura 9 se puede apreciar la conexión eléctrica del disyuntor de salida en 13.8 KV de los circuitos en la Subestación Corinsa, así como el pórtico de salida, las barras principal y de transferencia de esta Subestación.

Figura 8. Barra de salida en 13.8 KV de los circuitos en la subestación Corinsa. (2009)

En las Figuras 9 y 10 se muestra la colocación e instalación de los transformadores de potencia, así como el pórtico de salida, la barra principal y de transferencia de esta subestación.

Figura 9. Barra 115 de la Subestación Corinsa. (2009)

Los circuitos Titán, Fundación y Bella Vista salen de la Subestación Corinsa por medio de postes en diferentes direcciones, para el suministro eléctrico a las diferentes cargas conectadas a la red.

(Ver anexo

Configuración del Circuito Titán 13.8 KV). El circuito Titán sale de la barra II de 13.8 KV de la Subestación Corinsa, tiene un recorrido de 7.5 KM, con una carga máxima de 380 amperios, tipo industrial con enlaces con los

71

circuitos Altensa en la av. principal de la zona industrial las Vegas al lado de la estación de servicio Texaco, con el circuito Messer en la entrada al callejón Prevenca. Sus puntos de seccionamiento principales están ubicadas en la entrada de la zona industrial las Vegas frente a Frenus Butti y en la carretera nacional dentro de la empresa alfombras Altensa. Su carga asociada la representa la zona industrial las Vegas, empresa de Hielo Venezuela, empresa Titán, Alceca, Codalsa, Antena de Radio Aragua, empresa Ibérica y Prevenca. (Ver anexo A-2). El circuito Fundación sale de la barra I de 13.8 KV de la Subestación Corinsa,

tiene un recorrido de 9 KM, con una carga máxima de 290

amperios, tipo residencial con enlaces con los circuitos Ventanex en la av. Gran Mariscal sentido Subestación Corinsa frente a la casa de los viejitos y en la calle campo alegre frente a la plaza de los trabajadores, con el circuito Av. Sucre en la calle Carabobo cruce con calle comercio del centro de Cagua. Sus puntos de seccionamiento principales están ubicados en la avenida Gran Mariscal sentido Subestación Corinsa al lado de la casa de las viejitas. Su carga asociada la representa la urb. Corinsa, urb. La Fundación, Panadería Gran Mariscal, Barrio de 12 de Octubre, urb. Lechozal, Alto de Corinsa. (Ver anexo A-3). El Circuito Bella Vista sale de la barra I de 13.8 KV de la Subestación Corinsa,

tiene un recorrido de 16 KM, con una carga máxima de 220

amperios, tipo residencial con enlaces con los circuitos Ventanex en la calle campo alegre c/c av. San Marco Beracasa al frente de la antigua Vela de Oro, con el circuito Casa Blanca (la Villa) en la Carretera Nacional, y con el Circuito Messer en la Calle Principal de Campo Alegre cruce con la tercera transversal de la Zona Industrial de Cagua al lado de la fabrica Vasos Selva. Sus puntos de seccionamiento principales están ubicados en la carretera Campo Alegre frente al club el Manguito y en la carretera nacional Sector Casupito frente a la parcela de Juan Carrillo.

72

Su carga asociada la representa el Barrio Ali Primera Sector el Huete, carretera Campo Alegre, Hacienda el Coroso, Sector Casupito, Barrio Bella Vista, sector los Artesanos de Bella Vista, Sector Santa María, Sector los Manguitos. (Ver anexo A-4).

Cuadro 4 Datos Técnicos de los Componentes principales de los circuitos bajo Estudio Equipos y/o componentes (TP) Transformador de Potencia Alta Tensión (TC) Transformador de Corriente Transformador de Potencia 30 MVA Interruptor Principal 15 KV

Interruptor de Secundario 15 KV Transformador Monofásico de Distribución

Aislador de Espiga 15 KV

Pararrayos 15 KV

Cortacorriente 15 KV

Abrazadera Universal de 2, 3 y 4 Tornillos para poste Abrazadera Soporte para 1, 2 y 3 Transformadores Cruceta angular 1.8 / 2.4 / 3.2 MTS Percha para Aisladores de Carrete 2, 3, 4 y 5 aisladores Conector a compresión, derivación forma H Calibre 4/0x2, 2/0x2, 2/0x2/0, 4/0x4/0, 500x500 Conector Mecánico de derivación Paralela U Bronce y Bimetálicos Mordaza de retenida para remate recto tipo Mecánico Conductor aéreo desnudo Calibre 2, 1/0, 2/0, 4/0 AWG

Característica Principales Marca: Haefely Voltaje: 115000/125 V Marca: ABB Corriente: 600/5 A Marca: ABB Voltaje: 115000/13800 V Marca: ABB Modelo: VD41725-25 Corriente: 1500 A Marca: ABB Modelo: VD41705-25 Corriente: 600 A Capacidad KVA: 10, 15, 25, 37.5, 50, 75, 100, 167, 333 Voltaje: 13800/240/120 V Material: porcelana Tensión nominal: 13.8 KV Tensión de descarga a baja frecuencia: 155 KV Tensión de descarga a impulso: 140 KV Peso: 4.7 Kg Tolerancia de peso:  3% Tensión nominal: 12 KV Tensión de descarga a frecuencia de servicio: 18 KV Tensión de impulso: 53-61 KV Tensión residual para una onda de corriente de 20 KA: 50 – 60 KV Tensión nominal: 13.8 KV Tensión máxima de diseño: 15 KV Nivel máximo de aislamiento: 75 KV Corriente nominal: 100A Corriente de cortocircuito simétrica: 8KA Frecuencia nominal: 60 Hz Material: Acero Laminado de 6x38 mm. Galvanizado por inmerso en caliente Material: Acero Laminado Galvanizado Diseñado para soportar hasta 3 transformadores de 167 KVA. Material: Angulo de Acero A-25 Galvanizado Material: Cuerpo Lamina de Acero, Pasador acero forjado Galvanizado por inmersión en caliente Material: Cuerpo aleación de aluminio aa1100 o AA1350. Inhibidor para prevenir la corrosión galvánica Material: Cuerpo Aleación de Cobre y/o Aleación de Aluminio Herraje de Bronce y/o Acero galvanizado en caliente Material: Cuerpo y seguro de aleación de aluminio A306-2 Herraje: Acero galvanizado en caliente según ASTM A53A153 Cubierta de acero Inoxidable AISI 304 Material: Aleación de aluminio (Arvidal) y/o Cobre

73

Nota: Datos Obtenidos de CADAFE. (2009)

Los elementos descriptos anteriormente son respectivos en los circuitos Fundación, Bella Vista y Titán, incluyendo los componentes de la subestación Corinsa.

Etapa II: Identificar las causas que provocan daños en la Subestación.

Se llevo a cabo mediante la recolección de información de los componentes

eléctricos

aisladores,

cortacorrientes,

seccionadores,

conductor, postes, crucetas, transformadores mas fallados, recopilación de las estadísticas de interrupciones, demanda máxima, caída de tensión y el tipo de mantenimiento que se realiza. Se efectuó por medio de la observación directa, inspecciones realizadas visuales y termograficas con la ayuda de los diferentes equipos, además de los registros llevados por el grupo de apoyo técnico de la Gerencia de Distribución de la Región 4. La información del registro de carga promedio de los circuitos en estudio es solo del año 2009, debido a que la información registrada representa valores que se repiten en los aňos anteriores. En el Cuadro 5 se muestra el promedio de carga del año 2009 de los circuitos Titán, Fundación y Bella Vista, en la cual se detalla los transformadores de corriente que posee y la carga de cada circulito.

Cuadro 5 Promedio de Carga del Mes de Agosto 2009 de los Circuitos Titán, Fundación, Bella vista y los principales 1 y 2 de la Subestación Corinsa SALIDA

TENSION (KV)

COD. DESP.

TRANSFORMADOR DE CORRIENTE

CARGA MAXIMA

ACTUAL

AMP

HORA

BELLA VISTA

14.2

D405

400/5

270

12

FUNDACION

14.2

D505

600/5

300

20

TITAN

14.2

D1005

600/5

348

14

74

PRINCIPAL 1

14.2

D180

1500/5

980

20

PRINCIPAL 2

14.2

D280

1500/5

1204

11

Nota: Datos Obtenidos de CADAFE. (2009)

Como se puede observar en el cuadro anterior la constante interrupción del servicio eléctrico en estos circuitos no es debido a la carga de los mismos ya que esta en el nivel de corriente que puede soportar estas líneas de subtransmisión, por lo cual las fallas que ocurren con cierta frecuencia se debe a otras situaciones descripta en el siguiente cuadro 5 se muestra el histórico de fallas de los circuitos Titán, Fundación y Bella Vista en un período de nueve meses, con lo cual se determina el tiempo total de interrupción del servicio de energía eléctrica, esto se presenta para observar el comportamiento de los mismos y realizar un análisis de la confiabilidad y continuidad de servicios en ambos circuitos.

Cuadro 6 Históricos de Falla de los Circuito Titán, Fundación y Bella, Promedio de 9 Meses CAUSAS

CIRCUITOS SUBESTACION CORINSA BELLA VISTA

LA FUNDACION

TITAN

TOTAL GENERAL

5

4

13

ACCIDENTAL

4

AJUST INC. PROTEC.

1

1

APERT. POR EMERG.

4

4

ATMOSFERICAS

1

1

1

3

COMP. DAÑADO

5

1

2

8

F/LIN.TRANS Y PROD.

3

3

3

9

FALLA EN EQUIPOS

2

1

1

4

FORTUITA

10

5

2

17

MEDIDAS DE SEG.

3

2

1

6

PROGRAMADA

2

SOBRECARGA

8

VEGETACION

4

TOTAL GENERAL

47

1 4

3 12 4

22

15

84

Nota: Datos Obtenidos de CADAFE. (2009)

En tal sentido en el cuadro 6 se muestra con detalle cada uno de los circuitos y las causas de fallas es decir: El circuito Bella Vista con las fallas por maniobras accidental, ajuste inadecuado de protecciones, apertura por 75

emergencia, atmosféricas, componentes dañados, falla en la línea de transmisión y producción, falla en equipos, fortuitas, por medidas de Seguridad, programada, sobrecarga y vegetación para un total de 47 fallas en un lapso de nueve meses. Luego se presenta el circuito Fundación con algunas de las fallas ya mencionadas para un total de 22 en el mismo lapso de tiempo e igualmente el circuito Titán con un total de 15, todo para un promedio total de 84 fallas registradas. A continuación en los cuadros 7, 8 y 9 se discriminas las sub. Causas de los circuitos Bella Vista, Fundación y Titán

con sus respectivas

observaciones indicadas en los registros de operación del Centro de Operación de Distribución de Cagua. Ver cuadro 7, 8 y 9.

Cuadro 7 Registro de Sub. Causas de Fallas del circuito Bella Vista Causas

ACCIDENTAL

Sub Causas ERROR OPERACIÓN

APERTURA POR FALLA A NIVEL DE 115 Kv

FALLA IND. X OTRO CT

POR FALLA DEL CTO. FUNDACION

PAPAGAYO POSTE CHOCADO AJUST INC. PROTEC.

FUSIBLE INADECUADO

APERT. POR EMERG.

INDISP. DE HERRAMIEN

ATMOSFERICAS

RAYO AISLADOR ELEMENTOS RED SUBT.

COMP. DAÑADO

LINEA ROTA PUENTE ABIERTO

F/LIN.TRANS Y PROD.

Observaciones

DISPARO LINEA 115 Kv

02 CORTACORRIENTES DAÑADOS POR PAPAGAYOS SOBRE LAS REDES EN EL SECTOR EL HUETE POSTE CHOCADO EN LA CARRETERA NACIONAL CAGUAVILLA DE CURA, DIAGONAL AL RETORNO DE BELLA VISTA 01 FUSIBLE DE 40A, EN LAS PROTECCIONES DEL B/ ALI PRIMERA APERTURA PARA REALIZAR OPEACIONES SIN ROMPEARCOS EN LA DERIVACION DEL B/ALI PRIMERA APERTURA PARA REALIZAR OPERACIONES SIN ROMPEARCOS EN LA CARRETERA NACIONAL CAGUA-VILLA DE CURA APERTURA PARA REALIZAR OPERACIONES SIN ROMPEARCOS POR CORTE PROGRAMADO APERTURA PARA REALIZAR OPERACIONES, POR NO TENER PERTIGA EN EL DISTRITO CAGUA FUERTES LLUVIAS Y DESCARGAS ATMOSFERICAS EN LA ZONA AISLADORES DAÑADOS EN LA CARRETERA CAGUA-VILLA DE CURA FRENTE AL REY DEL CHICHARRON CONDUCTOR DE SUBTERRANEO DAÑADO (NO SE ATENDIO ANTES POR LLUVIAS EN LA ZONA) LINEA ROTA EN LA CARRETERA CAGUA-VILLA DE CURA APERTURA PARA REPARAR PUENTE ROTO EN LA HACIENDA COROZAL PUENTE ROTO EN LA SALIDA DE LA S/E FUERA DE SERVICIO LINEA 115 Kv ARAGUA-VILLA 2 FUERA DE SERVICIO LINEA DE 11KV LA VILLA - ARAGUA

76

FALLA EN EQUIPOS

DISPARO LINEA 230 Kv

DISPARO DE PRINCIPAL H110 POR FALLA DE LINEA 230KV ORQUETA-CALABOZO

INTERRUPTOR DE POTEN

FUERA DE SERVICIO LOS PRINCIPALES 1 y 2

TRANSF. DE DISTRIBUC FORTUITA

FORTUITA

TRANSFORMADOR DE 50 KVA C/MIRANDA DEL B/ALI PRIMERA FORTUITA

INCENDIADO

EN

LA

FORTUITA.

Cuadro 7 (Cont.) MEDIDAS DE SEG.

PROGRAMADA

CONDICION INSEGURA

TRAB. X OPERACIONES TRABAJO X DTTO.

APERTURA PARA REALIZAR OPERACIONES BAJO LLUVIA EN TRES PUNTOS DIFERENTES EN EL SECTOR EL HUETE APERTURA PARA REPARAR FALLA SOBRE EL CTO. LA FUNDACION APERTURA PARA REPARAR PUENTE ROTO EN LA ENTRADA DEL B/ALI PRIMERA APERTURA PARA REALIZAR OPERACIONES POR CORTE PROGRAMADO POR DESARROLLO Y MEDICION APERTURA POR CORTE PROGRAMADO RACIONAMIENTO

SOBRECARGA

RACIONAMIENTO

RACIONAMIENTO DE CARGA POR ORDEN DE DESPACHO RACIONAMIENTO POR FALLA A NIVEL DE TRANSMISION

ARBOL VEGETACION

ARBOL S/LINEAS CARRETERA NAC. CAGUA LA VILLA RAMAS SOBRE LAS REDES CARRETERA AL SECTOR CAMPO ALEGRE

RAMAS

RAMAS SOBRE LAS REDES EN BELLAS VISTA RAMAS SOBRE LAS REDES EN LA CARRETERA NACIONAL C/c CARRETERA HACIA EL SECTOR CAMPO ALEGRE

Nota: Datos Obtenidos de CADAFE. (2009)

Cuadro 8 Registro de Sub. Causas de Fallas del circuito Fundación Causas ACCIDENTAL

Sub Causas ANIMAL

Observaciones AVE S/LINEAS EN LA DERIVACION C/COMERCIAL S/LAS VEGAS PUENTE ROTO, 02 CORTACORRIENTES Y SECCIONADOR DAÑADOS POR AVE SOBRE LAS REDES EN LA C/CAYURI DE LA URB. CORINSA

ERROR OPERACIÓN

APERTURA POR FALLA A NIVEL DE 115 Kv

FALLA IND. X OTRO CT

POR FALLA DEL CTO. EL PRADO

ATMOSFERICAS

RAYO

FUERTES LLUVIAS Y DESCARGAS ATMOSFERICAS EN LA ZONA

COMP. DAÑADO

ELEMENTOS RED SUBT.

CONDUCTOR SUBTERRANEO DAÑADO FRENTE A LA S/E, TRANSFERIDO AL CTO. VENTANE FUERA DE SERVICIO LINEA 115 Kv ARAGUA-VILLA 2

DISPARO LINEA 115 Kv F/LIN.TRANS Y PROD.

FUERA DE SERVICIO LINEA DE 11KV LA VILLA - ARAGUA

DISPARO LINEA 230 Kv FALLA EN EQUIPOS FORTUITA MEDIDAS DE SEG.

INTERRUPTOR DE POTEN FORTUITA CONDICION INSEGURA

DISPARO DE PRINCIPAL H110 POR FALLA DE LINEA 230KV ORQUETA-CALABOZO FUERA DE SERVICIO LOS PRINCIPALES 1 y 2 FORTUITA APERTURA PARA REALIZAR OPERACIONES BAJO LLUVIA EN LA Av. ALEJANDRO JIMENEZ APERTURA PARA REPARAR CONDUCTOR SUBTERRANEO DEL CTO. BELLA VISTA

77

RACIONAMIENTO DE CARGA POR ORDEN DE DESPACHO

SOBRECARGA

RACIONAMIENTO

RACIONAMIENTO POR FALLA A NIVEL DE GENERACION RACIONAMIENTO POR FALLA A NIVEL DE TRANSMISION RACIONAMIENTO POR ORDEN DE DESPACHO

Nota: Datos Obtenidos de CADAFE. (2009)

Cuadro 9 Registro de Sub. Causas de Fallas del circuito Titán Causas ACCIDENTAL

ATMOSFERICAS

Sub Causas

Observaciones

ANIMAL

AVE SOBRE LAS REDES FRENTE A LA S/E

ERROR OPERACIÓN

APERTURA POR FALLA A NIVEL DE 115 Kv

FALLA IND. X OTRO CT

POR FALLA DEL Cto. VENTANE

RAYO PUENTE ABIERTO

COMP. DAÑADO SECCIONADOR

FUERTES LLUVIAS Y DESCARGAS ATMOSFERICAS EN LA ZONA APERTURA PARA REPARAR PUENTE ROTO EN LA Z.I. LAS VEGAS (TRONCAL DEL CTO.) SECCIONADOR DAÑADO EN LA 1ª TRANSVERSAL DE LA Z.I. LAS VEGAS FUERA DE SERVICIO LINEA 115 Kv ARAGUA-VILLA 2

DISPARO LINEA 115 Kv F/LIN.TRANS Y PROD.

FUERA DE SERVICIO LINEA DE 11KV LA VILLA - ARAGUA

DISPARO LINEA 230 Kv FALLA EN EQUIPOS FORTUITA MEDIDAS DE SEG. PROGRAMADA

INTERRUPTOR DE POTEN FORTUITA

DISPARO DE PRINCIPAL H110 POR FALLA DE LINEA 230KV ORQUETA-CALABOZO FUERA DE SERVICIO LOS PRINCIPALES 1 y 2 FORTUITA

CONDICION INSEGURA

APERTURA PARA REPARAR FALLA DEL CTO. MESSER

TRABAJO X DTTO.

APERTURA POR CORTE PROGRAMADO

Nota: Datos Obtenidos de CADAFE. (2009)

Estas Sub. Causas permiten apreciar las causas reales de las fallas en los circuitos, a pesar que las causas son similares son discriminadas en detalles para una mayor compresión de las anomalías presentadas. Algunas de las fallas que presentan estos circuitos son detectadas mediante inspecciones visuales y/o mediante equipos especiales que permiten inferir las anomalías antes que sucedan. A continuación se muestran algunas imágenes de anomalías presentadas en los diagnósticos realizados a los circuitos. Ver Figura 10.

78

Puente Fracturado

Figura 10. Línea fracturada puente de conexión del seccionador. Nota: tomado por CADAFE. (2009)

En la Figura 10 se apreciar un punto de seccionamiento, donde se puntualiza el conductor del puente del seccionador fracturado, esta anomalía es consecuencia de una mala conexión entre el terminal de sujeción y el conductor. Ver Figura 11.

Figura 11. Vegetación. Nota: Datos obtenidos de CADAFE. (2009)

En la Figura 11 se aprecia alta vegetación sobre el tendido eléctrico aéreo, este tipo de anomalía representa una de las tantas causas de fallas en el sistema. Ver Figura 12.

79

Figura 12. Cortacorriente 15 KV. Nota: Tomado por CADAFE. (2009)

En la Figura 12 se aprecia un cortacorriente para niveles de 15 KV, este equipo es utilizado para proteger al momento de una sobre corriente o sobrecarga, quemando un fusible que va inserto en el porta fusible. En esta figura se visualiza el deterioro del aislamiento motivado a una descarga eléctrica. Ver Figura 13.

Figura 13. Descargas atmosféricas. Nota: Tomado por CADAFE. (2009)

Las descargas eléctricas atmosféricas como se aprecia en la Figura 13 son acontecimientos no controlados por el hombre, pero minimizados mediantes equipos que drenan a tierra las sobretensiones producida por este

80

fenómeno y que son perjudiciales para el resto de los componentes eléctricos conectados en la red. Estas anomalías representan algunas de las fallas más comunes en los circuitos asociados a la Subestación Corinsa.

Etapa III: Evaluar la calidad de servicio de los circuitos asociados.

En esta etapa de la investigación se tabulo las fallas en las interrupciones, reclamos técnicos, confiabilidad, eficiencia y eficacia del servicio prestado por la empresa CADAFE, pudiendo evaluar los indicadores utilizando técnicas de análisis gráficos comparativas. Para Empresas regionales de Distribución y Comercialización de energía eléctrica, es fundamental conocer la calidad y la confiabilidad del servicio prestado a sus suscriptores, debido a esto se establece una serie de lineamientos de gestión que permiten a la empresa evaluar la continuidad, confiabilidad y calidad del servicio suministrado; para el presente estudio se tomaron como indicadores: la Frecuencia media de interrupción, Duración promedio de interrupción, Tiempo total de interrupción (TTI) y Número de Interrupciones.

Indicadores que evalúan la calidad del servicio eléctrico.

Duración promedio de interrupción (D): Es el tempo de indisponibilidad del servicio eléctrico. Este dato es una variable del indicador TTI. Y se determina mediante la siguiente fórmula:

D

 KVA(int) * TI  KVA(int)

Donde: KVA (int): KVA Interrumpido.

81

TI: Tiempo de interrupción. Ejemplo: D= 5132 KVA * 20.98 / 12500 KVA = 8.58, donde TI es el tiempo de interrupción expresado en horas o minutos, para este caso el tiempo de interrupción es en minutos.

Frecuencia Media de Interrupción por kVA

instalado (FMIK): Es el

promedio del número de interrupciones del suministro de energía eléctrica a una carga dada en un período determinado. Y se determina mediante la siguiente fórmula:

FMIK





n

i 1

kVAfs (i )

FMIK 

kVAinst

kV * Ración ( A) * 3 kVA(i)

Donde: kVAfs: Cantidad de los KVA nominales de los transformadores fueras de servicio en el alimentador. kVAinst: Cantidad de los KVA nominales instalados en el alimentador. kV: Tensión de la red de distribución. Ración (A): Carga del circuito al momento de la interrupción. Ejemplo: FMIK= 13.8 KV * 215(A) * 1.73 / 12544 KVA = 5132 KVA / 12544 KVA = 0.40919

Tiempo Total de Interrupción por kVA instalado (TTIK): Tiempo obtenido del producto entre la frecuencia y la duración de las interrupciones sostenidas ocurridas en un periodo determinado.



n

TTIK



i 1

kVAfs (i) j x Tfs (i) kVAinst

Donde: Tfs: Tiempo de la interrupción de servicio eléctrico.

82

kVAfs: Cantidad de los KVA nominales de los transformadores fueras de servicio en el alimentador. kVAinst: Cantidad de los kVA nominales instalados en el alimentador. Ejemplo: TTIK = 4130 KVA * 0.44 / 9450 KVA = 0.17

Cuadro 10 Indicadores del Circuito Bella Vista periodo 2009. CIRCUITO BELLA VISTA - INDICADORES DE GESTION

CAUSAS

Duración Promedio de Interrupciones (H)

RACION PROMEDIO

KVA PROM

MVA.Interr umpido

Frecuencia Media de Interrupcion es (FMIK)

Tiempo total de Interrupciones (TTIK)

ACCIDENTAL

4

143

9.45

3.41

0.36

1.45

AJUST INC. PROTEC.

1

180

9.45

4.30

0.45

0.45

APERT. POR EMERG.

4

175

9.45

4.18

0.44

1.77

ATMOSFERICAS

1

190

9.45

4.54

0.48

0.48

COMP. DAÑADO

5

176

9.45

4.20

0.44

2.22

F/LIN.TRANS Y PROD.

3

188

9.45

4.49

0.48

1.43

FALLA EN EQUIPOS

2

190

9.45

4.54

0.48

0.96

Cuadro 10 (Cont.) FORTUITA

10

213

9.45

5.09

0.54

5.38

MEDIDAS DE SEG.

3

132

9.45

3.15

0.33

1.00

PROGRAMADA

2

147

9.45

3.51

0.37

0.74

SOBRECARGA

8

198

9.45

4.73

0.50

4.00

VEGETACION

4

146

9.45

3.49

0.37

1.48

PROMEDIO TOTAL

3.92

173.17

9.45

4.13

0.44

1.78

Nota: Datos Obtenidos de CADAFE. (2009)

En el cuadro anterior se registra los valores de interrupción por causas, la ración promedio del momento de la falla, indicando los Kilovoltios amperios (KVA) sin servicio, estos valores permiten determinar la frecuencia de interrupción y su tiempo total TTI. Estos registros del circuito Bella Vista clasificado como un Usuario de Media Densidad, los valores están por debajo de los limites de interrupción en Media Tensión (MT), cuyas causas mas destacadas son: Accidental, Apertura por emergencia, Componentes dañados, Sobrecarga. Sin embargo su valor mas alto es por causa Fortuita, la cual entraría en la categoría de causas externas.

83

Cuadro 11 Indicadores del Circuito Fundación periodo 2009. CIRCUITO LA FUNDACION - INDICADORES DE GESTION

CAUSAS

Duración Promedio de Interrupciones (H)

RACION PROMEDIO

KVA PROM

MVA. Interrum pido

Frecuencia Media de Interrupcion es (FMIK)

Tiempo total de Interrupciones (TTIK)

ACCIDENTAL

5

151

13.62

3.60

0.26

1.32

AJUST INC. PROTEC.

0

0

13.62

0.00

0.00

0.00

APERT. POR EMERG.

0

0

13.62

0.00

0.00

0.00

ATMOSFERICAS

1

210

13.62

5.01

0.37

0.37

COMP. DAÑADO

1

200

13.62

4.77

0.35

0.35

F/LIN.TRANS Y PROD.

3

213

13.62

5.09

0.37

1.12

FALLA EN EQUIPOS

1

150

13.62

3.58

0.26

0.26

FORTUITA

5

248

13.62

5.92

0.43

2.17

MEDIDAS DE SEG.

2

250

13.62

5.97

0.44

0.88

PROGRAMADA

0

0

13.62

0.00

0.00

0.00

SOBRECARGA

4

275

13.62

6.57

0.48

1.93

VEGETACION

0

0

13.62

0.00

0.00

0.00

PROMEDIO TOTAL

1.83

141.42

13.62

3.38

0.25

0.70

Nota: Datos Obtenidos del Autor: CADAFE. (2009)

En la tabla anterior se registra los valores de interrupción por causas, la ración promedio del momento de la falla, indicando los Kilovoltios amperios (KVA) sin servicio, estos valores permiten determinar la frecuencia de interrupción y su tiempo total TTI. Estos registros del circuito Fundación clasificado como un Usuario de Media Densidad, los valores están por debajo de los limites de interrupción en Media Tensión (MT), cuyas causas mas destacadas son: Accidental, Falla por la línea de transmisión y producción, sobrecarga, siendo su valor mas alto la causa Fortuita, la cual entraría en la categoría de causas externas.

Cuadro 12 Indicadores del Circuito Titán periodo 2009. CIRCUITO TITAN - INDICADORES DE GESTION

CAUSAS

Duración Promedio de Interrupciones (H)

RACION PROMEDIO

KVA PROM

MVA.Int errumpid o

Frecuencia Media de Interrupcion es (FMIK)

Tiempo total de Interrupciones (TTIK)

ACCIDENTAL

4

233

23.51

5.56

0.24

0.95

84

AJUST INC. PROTEC.

0

0

23.51

0.00

0.00

0.00

APERT. POR EMERG.

0

0

23.51

0.00

0.00

0.00

ATMOSFERICAS

1

80

23.51

1.91

0.08

0.08

COMP. DAÑADO

2

86

23.51

2.05

0.09

0.17

F/LIN.TRANS Y PROD.

3

218

23.51

5.20

0.22

0.66

FALLA EN EQUIPOS

1

95

23.51

2.27

0.10

0.10

FORTUITA

2

145

23.51

3.46

0.15

0.29

MEDIDAS DE SEG.

1

75

23.51

1.79

0.08

0.08

PROGRAMADA

1

150

23.51

3.58

0.15

0.15

SOBRECARGA

0

0

23.51

0.00

0.00

0.00

VEGETACION

0

0

23.51

0.00

0.00

0.00

PROMEDIO TOTAL

1.25

90.17

23.51

2.15

0.09

0.21

Nota: Datos Obtenidos de CADAFE. (2009)

En el cuadro anterior se registra los valores de interrupción por causas, la ración promedio del momento de la falla, indicando los Kilovoltios amperios (KVA) sin servicio, estos valores permiten determinar la frecuencia de interrupción y su tiempo total TTI. Estos registros del circuito Titán clasificado como un Usuario de Alta Densidad, los valores están por debajo de los limites de interrupción en Media Tensión (MT), cuyas causas mas destacadas son: Accidental, Falla por la línea de transmisión y producción, siendo su valor recurrente en los tres circuitos en estudios la causa Fortuita, la cual entraría en la categoría de causas externas. Ver Gráfico 1.

27

30 25 20 15 10 5 0

22 16 9

10

8

85

RE C

TU

B

R O

PT IE M B

SE

AG

O S

TO

E

5

JU LI O

IO JU N

YO M A

IL R AB

O

RZ O M A

R E

R

O FE BR

E

9

8

7

EN

TX

Transformadores Quemados Jefatura de Linea Cagua Periodo Enero - Octubre 2009

Gráfico 1: Registro de transformadores monofasicos quemados asociados a la Jefatura Cagua periodo 2009.

La gráfica 1 refleja la cantidad de transformadores quemados en el periodo 2009, resaltando los meses de Mayo, Septiembre y Octubre. Donde la causa recurrente de daño de dichos es la Sobre carga. Cuadro 13 Registro de transformadores monofásicos quemados asociados a los circuitos bajo estudio periodo 2009 CAPACIDAD DE TRANSFORMADORES CIRCUITO

15 KVA

25 KVA

BELLA VISTA 9 8 FUNDACION 4 4 TITAN 0 0 Total general 13 12 Nota: Datos Obtenidos de CADAFE. (2009)

37.5 KVA

50 KVA

1 0 1

1 3 0 4

Total general 18 12 0 30

En el Cuadro 13 se refleja la capacidad de transformadores mas quemados en los circuitos bajo estudio, siendo aquellos los de 15 y 25 KVA los mas afectados en los circuitos Bella Vista y Fundación, estos indica un aumento de la demanda donde se encontraba ubicados dichos equipos. Fase II. Las Alternativas de solución.

En relación a las etapas anteriores se pude establecer que la elaboración del mantenimiento preventivo en la subestación Corinsa y sus circuitos asociados es la opción más factible en consideración a la problemática planteada. Por ello se desarrollo una Matriz de Criterios que permite establecer las ventajas y desventajas de las soluciones planteadas, determinando la más factible. Cuadro 14 Matriz de Criterios Alternativas

Criterios

86

Ventajas

Desventajas

Requiere poco personal para su supervisión. Mantiene monitoreado el estado de la red de suministro eléctrico. Permite realizar programas de mantenimiento programado. Disminuye el tiempo de operaciones y de interrupciones.

Requiere gran inversión inmediata. Requiere capacitación del personal que labora. Requiere configurar los equipos a las diferentes condiciones de los circuitos. Requiere para su implementación inicial corte del suministro eléctrico para la instalación de equipos de maniobras y registro.

Mantenimiento general mediante el reemplazo de componentes eléctricos en la Subestación Corinsa con sus Circuitos Asociados

Sustituir componentes instalados en las redes eléctricas.

Requiere gran inversión inmediata. Requiere de corte del suministro eléctrico. Requiere de gran cantidad de personal, herramientas

Plan de Mantenimiento Predictivo para la Subestación Corinsa con sus Circuitos Asociados.

Se realiza bajo diagnostico y seguimiento de los componentes instalados en las redes eléctricas.

Requiere de históricos y registro de fallas de los componentes instalados en las redes eléctricas.

Implementación del sistema SCADA, para el monitoreo de todos los componentes eléctricos de media y baja tensión para la Subestación Corinsa con sus Circuitos Asociados

Nota: Datos Obtenidos de CADAFE. (2009)

Fase III. La Propuesta

La finalidad de proponer un plan de mantenimiento predictivo, permite realizar bajo un histórico de registro el reemplazo y ajuste de

los

componentes eléctricos que se encuentran en la red. Facilitando realizar un programa, justo antes de que falle, minimizando el tiempo de parada y maximizando la vida útil de dichos elementos. Con la revisión periódica de los puntos mas vulnerables encontrados en la red y realizar un estudio de posible soluciones.

Objetivo de la propuesta

La propuesta es factible debido que optimiza los recursos materiales, humanos, financiero, disminuyendo las interrupciones por causas ya mencionadas, permitiendo la localización asertiva de las fallas, además se evidencia la necesidad de ejecutar mantenimiento periódicamente.

87

Implementando un Plan Estratégico que será aplicable a todos los circuitos en estudio y otros de características similares, con el fin de obtener resultados a corto plazo como la reducción de las ocurrencias de interrupciones permitiendo así, disminuir los índice de los indicadores que evalúan la calidad del servicio técnico, aumentando la continuidad y confiabilidad del servicio prestado a los suscriptores del sistema eléctrico.

Etapa I. Verificación mediante termografía las condiciones de los equipos y conductores. Toda Unidad de Inspección termograficas debe contar para su operación efectiva y segura de lo siguiente: Una Cámara Termografica. (Ver anexo B-4). Una Cámara Fotográfica. Un Binocular. Un Anemómetro. Equipo de protección personal, casco de protección, botas dieléctricas, anteojos protector, protector auditivo, entre otros. Un vehículo de apoyo, preferiblemente rústico chasis cortó. Los vehículos deben estar equipados de radios móviles, botiquín de primeros auxilios, extintores y equipos de señalización. Antes de iniciar las labores diarias, es indispensable y obligatorio verificar las condiciones de operatividad del vehículo de apoyo. El Termógrafo, debe contar con un asistente, la cual lo asistirá en la inspecciones Termograficas y Visuales. El Termógrafo debe contar en sitio de buenas comunicaciones con el COD o con las unidades técnicas locales. Siempre que se vaya a comenzar una labor de Inspección Termografica, el termógrafo debe comunicarse con el Centro de Operaciones de Distribución, a fin de notificar su presencia y conocer la carga del circuito, así mismo deberá validar la información anterior. En caso de ser una 88

subestación no atendida, coordinará en sitio con el COD, la notificación de su presencia

y verificara la carga del circuito (si los equipos instalados lo

permiten). El operador de la subestación de la zona donde se esté realizando las inspecciones Termografica, debe ser informado por el técnico encargado de dicha inspección. El

Termógrafo,

estará

sustentado

en el análisis previo de las

características propias de la línea como: datos estadísticos, topográficos y constructivos. Entre las informaciones que se analizan están: duración y frecuencia de falla, materiales fallados, causas de las fallas, topología de los circuitos, planos, características técnicas de los componentes, rutas topográficas, criticidad de los clientes, entre otros. Ningún trabajo de inspección Termografica podrá ser realizado si no existe un diagnostico y el plan de trabajo respectivo previo. El Termógrafo y el Asistente, deberán utilizar los equipos de Protección Personal, para la Inspección termograficas, se calibrara la cámara termograficas, mediante los siguientes pasos: Enfoque del Objeto a estudiar. Rango de temperatura a medir. Distancia del Objeto, esto va incidir en el tipo de lente a utilizar y en la distancia máxima y minina para el estudio del objeto. Parámetro de Objeto: Emisividad, distancia de la cámara al objeto, temperatura atmosférica, húmeda relativa (para esto se utilizara el anemómetro). Para la Inspección Visual, se observara detallada los componentes de la línea a inspeccionar, a fin de comprobar en forma directa, las condiciones reales de los equipos, bien sea por medio de la observación directa, binoculares, fotografía o filmográficamente. En las Inspecciones eléctricas, deberá contar con la asistencia de un electricista, para identificar y descubrir los equipos a inspeccionar. El Termógrafo, de ningún modo deberá realizar 89

ninguna labor en sistemas eléctricos que normalmente sea realizado por el personal capacitado de planta. No tocara o removerá componentes o equipos que estén bajo la responsabilidad de otras personas calificadas. El Termógrafo, no realizara mediciones de cargas en sistemas eléctricos energizados, ni tocara ningún equipo, del cual siempre se mantendrá a una distancia segura El Termógrafo, cumplirá con las normas de seguridad correspondientes a la actividad de inspección que será realizada. Las reglas de seguridad de acuerdo al tipo de inspección, al área de trabajo o proceso, siempre deberán ser observadas por el Termógrafo y nunca deberá realizar ninguna actividad que se considere riesgosa. El Termógrafo, deberá siempre dar aviso que hará una inspección y solicitara los permisos correspondientes para poder ingresar a un área, indagara por las medidas de seguridad y se hará acompañar por el personal calificado, que conoce el área. El Asistente, deberá anotar las anomalías encontradas por el Termógrafo, realizar una inspección visual del área de trabajo, recabando datos de interés para el informe preliminar, como son: Ubicación, y Orientación del lugar, fecha y hora de la inspección, características de los equipos y/o instalaciones, entre otras. La Inspección Termografica y Visual, se realizara desde el principio de las redes Eléctricas, comenzando desde la fuente hasta la carga, deteniéndose con énfasis en las conexiones y empalmes de la red, una vez identificado un problema, este debe ser revisado desde diversa perspectivas para obtener más información, y para confirmar que el diagnostico sea correcto, esto con la finalidad de desaparecer cualquier reflejo. Así mismo deberá observar el problema no solo de frente, sino también de lado por arriba y debajo de ser posible, a menudo el Termógrafo colocara la cámara arriba de la cabeza o cerca del piso, o en áreas confinadas, la cual tendrá que disponer de un display giratorio o externo para facilitar el trabajo.

90

El Asistente, tomara nota de las anomalías encontradas,

por el

Termógrafo, verificara la temperatura ambiente, velocidad el aire mediante el Anemómetro, realizara una inspección visual de los equipos encontrados, con la finalidad de verificar sus condiciones, anotara las características de los equipos, conductores instalados o cualquier otro elemento necesario para el informe preliminar; es importante medir la velocidad del viento, para realizar el facto de corrección de temperatura por el efecto del Viento. En la inspección Visual, se observara, conexiones en mal estado o inadecuadas, ramas sobre las líneas, aislamiento, herrajes y otras anomalías, que serán reflejado en el informe preliminar, luego de realizada la inspección se dejara el área de trabajo en las condiciones iniciales. El Termógrafo, notificara al COD o con las unidades técnicas locales el retiro del equipo de trabajo del área inspeccionada, si lo considera necesario, notificara al COD o con las unidades técnicas locales, las anomalías de mayor relevancia encontrada, determinado la prioridad, con la finalidad de recomendar corrección de la falla o cambio del equipo. El reporte debe presentarse en un lapso no mayor a cinco días y se re-inspeccionara todas las reparaciones en un lapso de 24 a 48 Horas.

Etapa II. Jerarquización de la fallas

Clasificación de las anomalías, por usuarios, equipos, zona, circuitos prioritarios, en esta etapa se cuantifica los números de anomalías encontradas para determinar la criticidad y el desarrollo del programa de mantenimiento, basados en los indicadores de fallas y en las inspecciones realizadas. Ver Cuadro 15.

Cuadro 15 Resumen de Falla de los Circuito Titán, Fundación y Bella. Causas

Circuitos Subestación Corinsa

91

Total general

Residencial Comercial Agropecuario Bella Vista

Residencial Comercial

Industrial Comercial

La Fundación

Titán

PUNTO CALIENTE

10

14

6

30

AISLADOR DE ESPIGA

3

2

5

PARARRAYOS AISLADOR DE SUSPENSION SECCIONADOR

1

1

3

5

1

2

8

PODA

1

13

1

15

1

1

4

13

1

2

2

CORTACORRIENTE ACCIDENTAL

4

AJUST INC. PROTEC.

1

5

APERT. POR EMERG.

4

ATMOSFERICAS

1

1

1

3

COMP. DAÑADO

5

1

2

8

F/LIN.TRANS Y PROD.

3

3

3

9

FALLA EN EQUIPOS

2

1

1

4

FORTUITA

10

5

2

17

MEDIDAS DE SEG.

3

2

1

6

PROGRAMADA

2

1

3

SOBRECARGA

8

VEGETACION

4

Total general

69

1 4

4

12 4

51

28

148

Nota: Datos Obtenidos de CADAFE. (2009)

En el Cuadro 15 se visualiza que el circuito Bella Vista es aquel que posee mayor número de fallas, siguiendo el circuito Fundación y por último el circuito Titán. Estos circuitos a pesar de poseer las mismas anomalías su frecuencia son diferentes en cada uno, motivado a su configuración de las redes, su nivel de corto circuito, el tipo de carga conectada y su extensión de línea de distribución. Etapa III. Análisis a través del software la criticidad de la falla.

La temperatura es uno de los primeros parámetros observables que puede indicar la condición de operación de un componente. Para determinar una temperatura de operación adversa para un componente, es necesario determinar la temperatura de operación y comparar este valor con la temperatura normal de operación.

92

Las mediciones cualitativas comparan el patrón infrarrojo de un componente con otro idéntico o similar bajo las mismas condiciones de operación. Esta comparación es realizada por un termógrafo que va observando un gran número de componentes a través de su instrumento infrarrojo, en busca de diferencias en los patronos de temperatura. La anomalía es identificada por la intensidad de las variaciones entre dos objetos similares cualquiera, sin asignarles valores de temperatura a los patrones. Esta técnica es fácil y rápida, y no requiere casi de ajustes del instrumento para compensar las condiciones atmosféricas o la emisividad de la superficie. El resultado de este tipo de medidas se limita a identificar la deficiencia, y no proporciona el nivel de severidad real. Mientras que las mediciones cualitativas detectan las deficiencias, las técnicas cuantitativas tienen la capacidad de determinar la severidad y si es posible predecir que ocurre con el componente. La medición cuantitativa de un componente es la capacidad del instrumento infrarrojo de proporcionar el valor de temperatura real de la superficie del componente. Estas medidas son más difíciles de obtener. Para un valor preciso de temperatura, muchos factores deben ser tomados en consideración, como por ejemplo la atenuación atmosférica, la reflexión del ambiente y la emisividad. Estos factores deben ser medidos con cuidado, lo que convierte proceso en engorroso y de mucho tiempo. Las técnicas de medición comparativa utilizan estimaciones rápidas de emisividad, temperatura ambiente y distancia al objeto que se está midiendo. Muchos termógrafos pueden estimar la emisividad del material de esta manera, dada su experiencia. Es posible chequear las emisividades de algunos de los materiales más comunes encontrados en un ambiente industrial o instalación eléctrica asignándoles un valor por defecto, el cual puede ser usado cuando se inspeccionen componentes hechos de estos materiales. Ver Cuadro 16.

93

Cuadro 16 Criterios de Prioridades en Mediciones Termograficas (CODELECTRA) PRIORIDAD MEDIDAS CORRECTIVA ∆t > 35º C Reparar de inmediato 35º C > ∆t > 10º C Reparar en un lapso no mayor de 3 semanas 10º C > ∆t > 5º C Mantener en observación 5º C > ∆t Inspección Normal Nota: Manual de inspección en redes de distribución (1998)

Cuadro 17 Total de fallas registradas y sus prioridades Causas

Total general

Prioridad

Característica

PUNTO CALIENTE

30

ALTA

Se detecta a través de la Termografia

ACCIDENTAL

13

BAJA

Son ocasionadas por terceros

AJUST INC. PROTEC.

1

BAJA

Descoordinación de protecciones

MANIOBRAS

10

BAJA

Son determinados por aperturas por emergencia

ATMOSFERICAS

3

BAJA

Depende de los niveles isoceraunicos donde se encuentra las redes eléctricas

COMP. DAÑADO

27

ALTA

Dependerá del nivel que es sometido los aislamiento a sobre cargas y sobre voltajes disminuyendo su vida útil.

F/LIN.TRANS Y PROD.

9

BAJA

Depende de Generación

Nota: Datos Obtenidos de CADAFE. (2009)

Cuadro 17 (Cont.) FALLA EN EQUIPOS

4

MEDIO

Depende del programa de mantenimiento y chequeo de funcionamiento

FORTUITA

17

MEDIO

Son fallas desconocidas donde se debe realizar rutinas de inspección

PROGRAMADA

3

BAJA

Son apertura de mantenimiento programadas que puede ser minimizadas con cuadrillas especiales

SOBRECARGA

12

MEDIO

Alimentadores principales con demandas superior a la instalada

VEGETACION

19

MEDIO

Se incrementa en los periodos de lluvia

Nota: Datos Obtenidos de CADAFE. (2009)

En el Cuadro anterior se puede apreciar que las fallas por punto caliente y componentes dañados son clasificado como de alta prioridad y están intrínsecamente asociados. Debido a que la anomalía de uno es 94

consecuencia de otro, siendo un enlace de cadena de eventos adyacentes. Ver Cuadro 18.

Cuadro 18 Elementos y equipos más fallados CAUSAS

CIRCUITOS SUBESTACION CORINSA BELLA LA TITAN VISTA FUNDACION 10 14 6

PUNTO CALIENTE AISLADOR DE 3 ESPIGA PARARRAYOS 1 1 AISLADOR DE 2 SUSPENSION SECCIONADOR 5 1 CORTACORRIENTE Total general 21 16 Nota: Datos Obtenidos de CADAFE. (2009)

Total general 30

2

5

1

3 2

2 1 12

8 1 49

En el Cuadro 18 se representa los elementos y equipos más fallados determinados en las inspecciones visuales y termograficas realizada a dichos circuitos, donde se destaca el seccionador como el elementos más fallado esto motivado a que el mismo es un equipo de maniobra y de conexión de las redes eléctricas. Ver Cuadro 19.

Cuadro 19 Resumen del Tiempo de Interrupción por circuito y sus causa Circuitos

Duración Promedio de RACION KVA MVA. Interrupciones PROMEDIO PROM Interrumpido (H)

Bella 3,92 173,17 9,45 Vista Fundación 1,83 141,42 13,62 Titán 1,25 90,17 23,51 Nota: Datos Obtenidos de CADAFE. (2009)

95

Tiempo total Frecuencia Media de de Interrupciones Interrupciones (FMIK) (TTIK)

4,13

0,44

1,78

3,38 2,15

0,25 0,09

0,70 0,21

Luego del análisis de fallas y el cálculo de los indicadores, se pudo determinar que el circuito más afectado por interrupciones es el circuito Bella Vista y que además las fallas ocasionadas por mantenimiento inadecuado son los que más contribuyen a los indicadores estudiados, es por eso que decide plantear la propuesta hacia el mejoramiento de los circuitos Bella Vista, Fundación y Titán, solucionando las debilidades que este presenta, con la finalidad de poder brindar la continuidad, confiabilidad y calidad que todo suscriptor espera. Planteándose a su vez un plan estratégico aplicable al resto de los circuitos en estudio y que sea de utilidad para otros circuitos de distribución, el cual permita disminuir las fallas principalmente por mantenimiento inadecuado, con el propósito de alcanzar como meta mejorar la calidad del servicio técnico suministrado por la empresa.

Etapa IV. Elaboración de rutina de Mantenimiento Preventivo.

Descripción de las actividades. Inspección Visual. Las inspecciones son el instrumento principal para mantener las condiciones satisfactorias de seguridad y control las condiciones inseguras de un circuito. El detectar las condiciones inseguras por medio de la inspección es uno de los mejores métodos que puede emplear la empresa para la prevención de fallas del sistema eléctrico. La inspección visual consiste en recorrer la troncal y derivaciones de los circuitos, con el propósito de identificar alguna anomalía y determinar el problema de raíz. Posteriormente se le informará al distrito de la zona para que tome las medidas necesarias, donde podrá solicitarle el apoyo al Departamento

de

Mantenimiento

Especializado

mantenimiento predictivo.

96

la

ejecución

de

un

Esta actividad deberá ser realizada por los supervisores de los diferentes Distritos Técnicos con una periodicidad semanal o en caso de ocurrir una falla en determinado circuito. Mantenimiento Predictivo. Será realizado por medio de la sección de Termovisión del Departamento de Mantenimiento Especializado, cuando se les solicite su apoyo o cada mes en aquellos circuitos problemáticos, de manera tal que se realice un seguimiento a la solución de los puntos calientes, a través las inspecciones termograficas que nos permitirá realizar los reemplazos necesarios antes de que se origine una falla en el sistema eléctrico. La termografía es un método no destructivo de evaluación y control que permite detectar, sin contacto físico con el elemento bajo análisis (Conexiones,

transformadores,

reconectadores,

seccionalizadores,

interruptores, seccionadores, cortacorrientes, redes de distribución, entre otros) cualquier falla que se manifieste en un cambio de la temperatura sobre la base de medir los niveles de radiación dentro del espectro infrarrojo. Las inspecciones termograficas en sistemas eléctricos tienen como objetivo detectar puntos calientes o conexiones defectuosas, basándose en la elevación de temperatura como consecuencia de un aumento anormal de su resistencia ohmica (efecto Joule). Las causas más comunes que originan estos defectos se agrupan en: Conexiones flojas, Conexiones afectadas por corrosión, Contaminación en conexiones o contactos, Degradación de los materiales aislante. Además, de detectar estas anomalías se cumple con todo lo indicado en la inspección visual y se generan reportes a las cuadrillas de líneas energizadas o Distritos Técnico. Mantenimiento Preventivo. Se realizará una vez emitido el reporte con los resultados del diagnósticos termográficos (Mantenimiento Predictivo) y podrá ser ejecutado a través de los Distritos Técnicos responsables del circuito analizado o por del Departamento de Mantenimiento Especializado cuando 97

se les solicite el apoyo de la sección de Líneas Energizadas, la cual está conformada con personal calificado para realizar mantenimiento en líneas de alta tensión (AT) utilizando equipos y herramientas diseñadas para efectuar trabajo sin corte de energía (en caliente). Las acciones más típicas del mantenimiento preventivo concebidas en el Plan Estratégico pueden son: Limpieza de equipos; se realiza a todos los equipos de maniobras, transformadores y líneas (papagayos y otros objetos). Cambio de Conectores a tornillo por compresión. Sustitución de equipos con anomalías: seccionadores, pararrayo, crucetas, aisladores. Sustitución de puentes por conductores aislados. Contratación de Poda. La contratación de poda se debe realizar cada cuatro (4) meses, y a través de terceros (Cooperativas) y deberán seguir los siguientes requisitos: Las podas de árboles se realizarán con motosierras, serruchos especiales, a fin de hacer cortes limpios, rasos, evitando en todo tiempo el desgarramiento de las ramas. La poda de árboles frutales y ornamentales, será efectuada lo más cuidadosamente posible y de acuerdo a su configuración. En caso de dudas o reclamos el contratado deberá consultar al coordinador de distribución de la zona a que corresponda o a quien este designe para ello. Cuadro 20 Plan de Mantenimiento. Actividad

Tiempo de Ejecución

Recursos Humanos

Inspección Visual.

- Semanalmente o en caso de ocurrir una falla.

1 Técnico 1 Caporal de cuadrillas.

Mantenimiento Predictivo. (Termografia)

- En caso de emergencia o cada 6 meses en aquellos circuitos de alta demanda,

1 Técnico. 1 Chofer (ayudante del técnico).

98

Recurso Técnico - Unidad de apoyo (Vehículo). - Binoculares. - Cámara Termográfica. - Unidad de apoyo (Vehículo).

Responsable - Jefe Distritos Técnico y el Técnico Jefe de Líneas. - Jefe del Departamento de Mantenimiento Especializado y

industriales, asistenciales y gubernamentales.

- Binoculares.

el Técnico supervisor la sección de Termovisión. - Jefe del - Cada 6 meses Departamento en aquellos - Unidad Doble de circuitos de alta Cesta. Mantenimiento demanda, 1 Cuadrilla del - Unidad de Especializado industriales, Distrito Técnico. apoyo - Técnico Jefe Mantenimiento asistenciales y 1 Cuadrilla de la (Vehículo). de Líneas del Preventivo gubernamentales. sección de - Herramientas Distritos Técnico - Para circuito Líneas especiales. o el Técnico con alto índice de Energizadas. - Pértiga. supervisor la falla al requerirlo - entre otros. sección de el distrito Líneas responsable. Energizadas. - Cooperativas - Motosierras. contratadas. - Machete. - Jefe del Distrito - Unidad tipo Contratación - Cada cuatro (4) Técnico (Ing. 1 Cuadrilla. Pick up o de Poda meses. Inspector) camión para - Técnico Jefe recoger de Líneas escombros. (Fiscal). Nota: Los Equipos de Protección Personal son obligatorios para realizar todas las actividades. Las Cuadrillas están conformadas al menos por un Liniero I, un Liniero II y un Caporal.

Ejecución del Plan de Mantenimiento. Se refiere a la puesta en práctica de todas las actividades descritas para su implementación y Corpoelec., debe tomar las previsiones como el abastecimiento de materiales a los almacenes de los Distritos, contar con la operatividad de los vehículos escalera, cestas, doble cestas y grúas. Se recomienda inicial el plan para el segundo semestre del año en curso. Evaluación del Plan de Mantenimiento Se realizará de forma periódica cada mes, donde se medirá el avance respecto a la reducción de las interrupciones ocurridas en los circuitos de distribución y la repercusión de los indicadores de la Calidad del Servicio Técnico, logrando así al final del año comparar la efectividad del plan y tomar los correctivos necesarios.

99

Esta evaluación será responsabilidad de jefe del Distrito Técnico, el cual deberá proponer los cambios y tomar loa previsiones para el cumplimiento del mismo. Análisis Costo – Beneficio El análisis costo – beneficio representa uno de los parámetros fundamentales para llevar a cabo la implementación de un proyecto, analizando las diferentes alternativas sobre la base de un estudio económico. Por ello, el costo del proyecto es un factor determinante en la aprobación y sucesiva construcción del mismo. Los costos son los gastos derivados del desarrollo, equipo, mano de obra e instalación y los beneficios son las ventajas y bondades que se obtienen a través de su mejoramiento. Materiales: Son los costos de los materiales empleado para realizar la partidas presupuestarias entre los cuales se necesitan conectores, aisladores, crucetas, pinturas, entre otros. Equipos: Son los costos originados por la utilización de equipos técnicos y equipos de transporte para la realización del diagnostico de la situación. Mano de Obra: Son los costos de personal empleado para realizar el trabajo de mantenimiento y está compuesto por ingeniero, técnico, caporal, linieros y chofer. Por tal razón para el análisis costo-beneficio tomaremos en cuenta los kilovatios horas dejados de facturar por mantenimiento inadecuado e incluiremos también

el valor

de la mano de obra de Coeficientes de

Incidencia por Obra equivalente al 15,1% del costo de la inversión, como ahorro de la empresa en su asistencia para la solventar la falla.

TR 

CI kwhsf * mo

Donde:

100

TR: Tiempo de retorno. CI : Costo de inversión . Kwhsf : kilovatios – hora dejado de facturar anual. mo: Mano de obra anual. Para evaluar el plan de estratégico a los otros circuitos, se calculan los kilovatios – horas dejadas de facturar anual, a través de la siguiente ecuación:

Kwhsf  MVA int* D * fp Donde: Kwhsf : kilovatios – hora dejado de facturar anual. MVAInt: MVA Interrumpido anual. D: tiempo de interrupción del servicio eléctrico anual. Fp : factor de potencia (0.85 para todos los circuitos). La empresa maneja varias tarifas del costo del kilovatios – hora, la cual depende la cantidad de kilovatios consumidos y del tipo de carga para cada circuito. Como es necesario conocer las pérdidas económicas de la empresa en energía dejadas de vender, se tomo un promedio de cada tarifa aplicable a los circuitos en estudios de 0,68 BSF. / Kwh. Agrupando con esto las tarifas residenciales, comerciales, gubernamentales y asistenciales. Una vez obtenidas las pérdidas económicas de la empresa, fueron calculados los ingresos ideales que debería facturar la empresa anual en cada circuito en estudio y los ingresos reales que esta facturando actualmente. En el análisis costo – beneficio se debe tener presente que Corpoelec es una la empresa del estado y la obtención de ganancias para el inversionista no es el principal objetivo , sino la inversión eficiente del dinero disponible para

obtener

beneficio

para

el

101

mayor

número

de

suscriptores

suministrándoles un servicio eléctrico confiable, continuo y de calidad. Ver Cuadro 21.

Cuadro 21 Ingreso actual de la empresa a través de los circuitos estudiados

Circuito

Ingresos Pérdidas anuales por Ideales del interrupciones causadas sistema por Mantenimiento eléctrico actual Inadecuado del sistema (BsF.) Anual eléctrico actual (BsF.)

Bella Vista 10.755.045,94 2.106.196,50 Fundación 11.950.051,05 985.879,21 Titán 13.862.059,21 672.190,37 Total 36.567.156,20 3.764.266,08 Nota: Datos Obtenidos de CADAFE. (2009)

Ingresos reales del sistema eléctrico actual (BsF.) 8.648.849,44 10.964.171,84 13.189.868,84 32.802.890,12

Cuadro 22 Estimación del Costo anual de la Energía dejada de vender por Mantenimiento Inadecuado para cada circuito de la Subestación Corinsa Tarifa

Circuito

Pérdidas anuales por interrupciones Residencial Comercial (Bs. Asistencial y Kwh. causadas por (BsF. dejados dejados de Gubernamental dejados de Mantenimiento de facturar) facturar) Tarifa (Bs. dejados facturar Inadecuado del Tarifa Comercial 0,6 de facturar) sistema eléctrico residencial 0,8 BsF Tarifa 0,2 BsF actual (Bs.) BsF

Bella Vista 3.097.347,79 Fundación 1.449.822,37 Titán 988.515,25

1.486.726,94 695.914,74

0,00 Total 5.535.685,41 2.182.641,68 Nota: Datos Obtenidos de CADAFE. (2009)

557.522,60 260.968,03

61.946,96 28.996,45

2.106.196,50 985.879,21

672.190,37 1.490.681,00

0,00 90.943,40

672.190,37 3.764.266,08

Cuadro 23

Comparación de las perdida antes y después de la implantación de Plan de Mantenimiento Circuito

Pérdidas anuales por

Pérdidas anuales por

102

Beneficio (BsF.)

interrupciones causadas interrupciones del sistema por Mantenimiento eléctrico con la aplicación Inadecuado del sistema del Plan de Mantenimiento eléctrico actual (BsF.) (BsF.)

Bella Vista 2.106.196,50 Fundación 985.879,21 Titán 672.190,37 3.764.266,08 Total Nota: Datos Obtenidos de CADAFE. (2009)

1.579.647,37 739.409,41 504.142,78 2.823.199,56

526.549,12 246.469,80 168.047,59 941.066,52

Observando los resultados aportados por los Cuadros 21 y 22, se puede visualizar claramente, lo afectada que se encuentra la empresa por las pérdidas que posee actualmente; por los tanto se hace necesaria la implementación de la propuesta del Plan de Mantenimiento, con el propósito de disminuirlas un 25%, valor estimado por la casa matriz Corpoelec, para todas sus zonas. Generando por ende beneficios a la empresa. En el Cuadro 23 se realizó la comparación de las pérdidas antes y después de la implantación de la propuesta. Es importante decir que el análisis costo – beneficio fue enfocado para la reducción de la pérdidas generadas en el año 2009. El beneficio obtenido de la relación pérdidas – mantenimiento nos arroja un monto de BsF. 941.066,052. En el análisis costo – beneficio se debe tener presente que Corpoelec es una la empresa del estado y la obtención de ganancias para el inversionista no es el principal objetivo , sino la inversión eficiente del dinero disponible para

obtener

beneficio

para

el

mayor

número

de

suscriptores

suministrándoles un servicio eléctrico confiable, continuo y de calidad. La justificación fundamental de los

proyectos públicos radica en la

premisa de brindar servicios que proporcionan bienestar social.

Beneficios tangibles

103

Estos representan las ventajas cuantificables que se obtienen de la propuesta. Son los que obtiene la empresa a través del uso del sistema propuesto. El plan de mantenimiento preventivo trae consigo diversos beneficios, tales como, el suministro continuo de la electricidad a la subestación Corinsa y sus circuitos asociados en caso de falla, además de la disminución de pérdidas económicas originadas por las fallas o interrupción del servicio eléctrico. Se extrae del Cuadro 21 el cálculo de las perdidas anuales por interrupciones causadas por mantenimiento inadecuado del sistema eléctrico en el periodo de estudio del año 2009. Cuyas perdidas totales computables son de 3.764.266,08 BsF. Esto representaría un ahorro significativo para la empresa Corpoelec Región 4, ya que aplicando el pan de mantenimiento predictivo permite realizar los mantenimientos programados sin afectar excesivamente el suministro

de

la

energía

eléctrica

y

determinar

fallas

potenciales

anticipadamente. De esta manera se logra reducir el tiempo de duración de la falla, debido a que el personal podrá tener la ubicación directa de la falla. Cabe destacar que Corpoelec es una empresa encargada de prestar un servicio público a la comunidad, lo cual hace que en muchos de los casos no pueda recuperar la inversión de un proyecto.

Beneficios Intangibles

Estos comprenden aquellos beneficios que no se pueden cuantificar y que están representados por la satisfacción de los usuarios conectados a la red de la subestación Corinsa y sus circuitos asociados, al poder contar con un servicio que satisface sus necesidades. Por otra parte, se puede mencionar el beneficio que obtiene la empresa al contar con un plan de mantenimiento para la subestación Corinsa y sus 104

circuitos asociados, ya que ha sido elaborado su estudio basado en históricos de fallas, topología de la red y estudios de cargas. De ésta manera la empresa Corpoelec Región 4 Aragua, alcanzará un mayor prestigio debido a que brindará un mejor servicio para la comunidad.

Factibilidad

En este aspecto, se presentan los estudios que permitieron determinar la efectividad

de

la

Trabajo

planteada

realizado

en

función

de

los

requerimientos de este, el costo realizado y el beneficio obtenido de tal acción. En consecuencia, fueron realizados los estudios de factibilidad que enmarcaron

los recursos tecnológicos disponibles y la efectividad de los

equipos en el área de Inspecciones, seguimientos y registro de eventos, representando una posible herramienta a una solución de la problemática planteada y la capacidad para satisfacer las necesidades identificadas por los requerimientos de la propuesta en lo que respecta al costo de los elementos utilizados para la complementación y el ensamble del sistema desarrollado.

Factibilidad Técnica

Son aquellas características o especificaciones de un proyecto, que garantizan la solución de una problemática basándose en la innovación tecnológica, eficiencia y sencillez que este puede aportar a un diseño, proceso u otro. El desarrollo de este trabajo de grado estuvo fundamentado en disminuir el índice de interrupción ocasionado por fallas de diferente índole, y optimizar la operatividad de la red en la subestación Corinsa y sus circuitos asociados a través de un plan de mantenimiento basados en

105

inspecciones y en el análisis de registros de fallas y de las demandas máximas. Así mismo la propuesta es técnicamente factible, porque CADAFE como empresa de servicio eléctrico debe suministrar un optimo servicio a través del sistema de distribución de energía eléctrica, motivado a que dicha corporación es del servicio público, por lo que debe verificar y mejorar todas y cada una de las condiciones de operación del sistema de distribución, desde la fuente hasta el punto de entrega del servicio. Para llevar a cabo la presente propuesta, CORPOELEC por medio de sus planes de inversión posee los recursos necesarios para llevar a cabo la proposición planteada, conjuntamente con el personal técnicamente preparado para realizar todas las operaciones de instalación, puesta en servicio y mantenimiento atendiendo a las normas y leyes sobre las instalaciones, según reglas técnicas y de seguridad en el trabajo.

Factibilidad Económica

Comprende lo relacionado con las inversiones monetarias que deben hacerse para poder concretar la solución de la problemática. Este estudio fue realizado por medio de un análisis Costo – Beneficio, el cual se desarrolla con el objetivo de comprobar que la implementación de la propuesta contribuya a incrementar los beneficios económicos dentro de la empresa, siendo este uno de los aspectos más importantes, ya que el costo es un factor determinante para la aprobación del trabajo. Los costos estudiados para la implementación del sistema son los gastos resultantes del desarrollo y uso del proyecto. Los beneficios son las ventajas que se obtienen a través de su utilización. En el análisis económico se tomaron en cuenta todos aquellos costos relacionado

con

el

análisis,

reemplazo

106

de

componentes

y

los

mantenimientos, incluyendo hasta la puesta en marcha del mismo. Dentro de este rubro se pueden mencionar los siguientes: Costos de adquisición de equipos: Son los costos en los que incurriría la empresa en el caso de comprar un equipo. Costos de instalación: Son los que derivan de poner en servicio el sistema, este es uno de los aspectos que más encarece el proyecto debido a la aplicación de obras eléctricas si se requieren. Costos de personal: Se refieren a los sueldos y toda clase de beneficios que reciben los trabajadores relacionados directamente con el desarrollo del proyecto. Costos de suministro: Corresponden a los costos relacionados con gastos varios en los que se incurren durante el desarrollo del sistema.

Análisis de Costos Asociados al Estudio

Uno de los aspectos más importantes en el desarrollo de una investigación, pues determina la factibilidad de su aplicación y la disponibilidad de los recursos económicos para cubrir satisfactoriamente el costo total de las alternativas planteadas y de esta manera determinar si es conveniente para la empresa su ejecución. Para ello se requiere de los costos relacionados con la alternativa propuesta. Estos costos dependen de los gastos a causa de mano de obra, materiales y los equipos que se deban utilizar. Para la realización de este análisis se utilizó la información suministrada por la Gerencia de Desarrollo, quien proporcionó tanto los costos de los equipos, los materiales que se requieren para montarlos y la mano de obra necesaria para efectuar los trabajos. Se debe destacar que estos costos incluyen factor de depreciación de los materiales y vehículos empleados, tasa de inflación y porcentaje de ganancia para el contratista que realiza el proyecto.

107

Cuadro 24

Costo de Material Descripción

Unidad Cantidad

AISLADOR.DE ESPIGA DE PORCELANA P/15 KV AISLADOR DE SUSPENSION 7.5 KV ALAMBRE DE ALUMINIO P/ATAR # 6 AWG CONDUCTOR DE COBRE DESNUDO SOLIDO # 4 CONECTOR "U CH-KS20. CONECTOR PERMAGRIP 266-MCM. AL CORTACORRIENTE PARA 15 KV-100 AMP. GRAPA TERMINAL DE ALUMINIO.DE 2 AL 2/0 GRILLETE DE 1/2 C/PASADOR DE 5/8" 0 LAMINA FUSIBLE TIPO K DE 1/25 AMP PALILLO DE ACERO PARA CRUCETA .DE HIERRO 15KV PARARRAYO DE 15 KV SECCIONADOR MONOPOLAR DE 15 KV-600 AMP.

Costo Unitarios BsF 24.00 42.00

120.00 168.00

6.00 6.00 14.00 310.00 18.00 7.00 6.00

27.00 18.00 14.00 310.00 36.00 14.00 6.00

Total Bsf.

PZA PZA ML ML. PZA PZA PZA PZA PZA PZA

5.00 4.00 5.00 4.50 3.00 1.00 1.00 2.00 2.00 1.00

PZA

5.00

14.00

70.00

PZA

3.00

244.00

732.00

PZA

8.00

385.00

3,080.00

Total de Materiales 4,595.00 Nota: Datos Obtenidos de CADAFE. (2009)

En el Cuadro 24 se aprecia los materiales necesarios para realizar el mantenimiento en los circuitos Bella Vista, Titán y Fundación de la subestación Corinsa, dicha información es extraída del Cuadro 15 previo diagnostico de los circuitos.

Cuadro 25

Costo de Equipos Descripción HERRAMIENTAS MENORES ELECTRICAS. CAMIONETA PICK-UP CORREAS Y CINCHAS VOLTA AMPERIMETRO 1200 AMP. CAMARA TERMOGRAFICA P65 TOYOTA CHASIS CORTO

Costo

Cantidad (Dias)

Costo (Dia)

Total Bsf.

5.00

1.96

5.00

9.80

31,700.00 70.00

0.58 0.58

95.10 0.35

55.61 0.20

500.00

30.00

1.00

30.00

750,000.00 300,000.00

Nota: Datos Obtenidos de CADAFE. (2009)

108

30.00 4,125.00 123,750.00 30.00 150.00 4,500.00 Total de Materiales 128,345.61

En el Cuadro 25 se visualizan los equipos necesarios para realizar el mantenimiento en los circuitos Bella Vista, Titán y Fundación de la subestación Corinsa, asociados con ellos su costo.

Cuadro 26

Costo de Mano de Obra Cantidad Salario (Días) (Día) AYUDANTE. 3.33 26.00 CAPORAL. 3.92 29.00 CHOFER DE 1era. (DE 8 a 15 Tons.) 0.58 29.00 CHOFER DE 3ra. (HASTA 3 Tons.) 33.92 91.78 LINIERO DE 1era. 1.75 32.00 MAESTRO ELECTRICISTA 0.98 36.00 MONTADOR 1.17 32.00 OBRERO DE 1ra. 1.75 24.00 TECNICO EN TERMOVISION 30.00 180.31 Total de Materiales 200.00 % Total Prestaciones: Bs. : Total General mano de Obra Bs. : Costo Hora Hombre Inc. (Prest. y Bonos) Bs. : Salario Promedio Inc. (Prest y Bonos) Bs. : Nota: Datos Obtenidos de CADAFE. (2009) Descripción

Total Bsf. 86.67 113.62 16.96 3,112.86 56.14 35.26 37.42 42.10 5,409.30 8,910.34 17,820.68 26,731.03 43.16 345.31

En el Cuadro 26 se visualizan la mano de obra necesaria para realizar el mantenimiento en los circuitos Bella Vista, Titán y Fundación de la subestación Corinsa, asociados con ellos su costo y cantidad de días necesarios. El estudio de factibilidad en este trabajo estuvo basado primeramente en la cantidad de energía eléctrica dejada de facturar por Corpoelec Región 4 por causa de las interrupciones no programadas en las líneas de distribución. Para ello se recurrió a un reporte

estadístico de interrupciones de la

subestación Corinsa. El tiempo promedio de las interrupciones (TTI) es de 84 horas Anuales, de acuerdo a la información suministrada por el grupo de apoyo de la Gerencia de Distribución el cual es el encargado de monitorear estos 109

circuitos de distribución. Como no se pueden eliminar las fallas que presentan estos circuitos en un cien por ciento se tomará como una mejora aceptable la salida de servicio de solo un veinte y cinco por ciento del tiempo actual, con ello se logrará mejorar el servicio en un noventa por ciento. Formula: TTI real = 84h * 0.75 = 63h Con este tiempo total de interrupciones anuales TTI real de 63 h anuales, este tiempo con el cual se determina la energía dejada de facturar por la empresa y con el valor en kilovatios horas y el cargo por demanda dejado de facturar por la Empresa CADAFE Región 4, debido a la no prestación de servicio eléctrico durante este tiempo. Se determinara el ingreso que se obtendrá por la implementación del presente estudio. El valor promedio dejado de facturar es igual a 2.823.199,56 BsF, esta información fue extraída del estudio de carga del Cuadro 23. La facturación por concepto de consumo de energía eléctrica es emitida mensualmente por CADAFE Región 4 a sus suscritores, por consiguiente, los valores obtenidos fueron referidos a KWH dejada de facturar por unidad de tiempo. Estudio Económico

Los estudios realizados para la implementación del Plan de Mantenimiento Predictivo, conjuntamente con la geografía del área de influencia se estima que estas pérdidas se reduzcan a un 25 por ciento, es decir; la recuperación del tiempo muerto de facturación en las subestaciones se incremente a un 75 por ciento. Entonces, la energía eléctrica recuperada por la eficiencia del sistema ha instalar en los circuitos de 13.8 KV asociado a la a subestación Corinsa están calculada en bolívares fuertes, siendo estos cálculos utilizado para realizar el estudio económico de la viabilidad del plan de mantenimiento. La Empresa Corpoelec Región 4 cuenta con los materiales y la mano de obra para la instalación y la puesta en marcha del proyecto propuesto. El costo del Material total a utilizar es 150.761,51 de Bolívares Fuerte. 110

El tiempo de retorno de la inversión se estimo de acuerdo a la siguiente ecuación: Tr = Ce/Ig Donde: Tr = tiempo de retorno de la inversión Ce = Costo del equipo (sumatoria de Equipos, Mano de Obra y Materiales) Ig = ingresos netos del proyecto mensual (Ver Cuadro 20)

Tr = 150.761,29 Bsf / 941.066 Bsf / anual Tr

0,160 años

Tr 0,16 años x 12 meses/año Tr 1.92 meses Días 0,92 meses x 30 días/mes Días 27,6 - 28 El tiempo promedio para recuperar la inversión, es de un (1) mes con veinte y siete (27) días, sin olvidar la nueva filosofía de la empresa que es de no ver tanto la rentabilidad de la inversión sino el bienestar de la población.

111

CONCLUSIONES Corpoelec Región 4 Aragua., por ser una empresa dedicada a la distribución y comercialización de energía eléctrica en la región central del país debe mantener un constante plan de análisis y verificación de las condiciones operativas de los circuitos y así asegurar la calidad, continuidad y confiabilidad del suministro de energía eléctrica a los suscritores. Con el cálculo de los indicadores de Calidad

de Servicio Técnico por

causas de fallas, se pudo obtener que las fallas producidas por mantenimiento inadecuado es la de mayor repercusión en los indicadores de gestión: Tiempo Total de Interrupción y Frecuencia Media de Interrupción. Por lo se decide canalizar la propuesta para solventar tales fallas. La propuesta planteada en esta investigación, permite disminuir las fallas del servicio eléctrico causas por mantenimiento inadecuado y poda, ya que depende directamente la empresa. Los beneficios que se generan con la propuesta planteada reflejan la vialidad de la implementación, por lo que se determina conveniente la ejecución del Plan de mantenimiento en el segundo semestre del año en curso. El Plan de mantenimiento fue realizado con la finalidad de que pueda ser implementado en otros circuitos de incidencia en interrupciones y de esta manera ir mejorando la mayor cantidad de circuitos pertenecientes a los diferentes distritos técnicos.

112

RECOMENDACIONES Ejecutar la propuesta planteada lo más pronto posible, para mejorar La Calidad del Servicio Técnico a través de sus indicadores de la energía eléctrica que suministra Corpoelec Región 4 Aragua en el área de influencia de los circuitos en estudio; y esta pueda cumplir con su visión de alcanzar posición de liderazgo dentro del sector eléctrico nacional. Implementar la ejecución de Plan de Mantenimiento en aquellos circuitos de alta demanda, ya que estos inciden en mayor medida en los indicadores de Frecuencia media de interrupción y Tiempo Total de Interrupciones (TTI). Es recomendable implementar el estudio de la calidad de servicio eléctrico en las áreas que no fueron objeto de estudio de esta investigación, con la finalidad de determinar que tanto esta afecta a los circuitos.

113

REFERENCIAS

ASESORAMIENTO EMPRESARIAL DELTA J.S.B, C.A (1997). Planificación de mantenimiento preventivo y correctivo de los sistemas de distribución. Venezuela. Aguiar y Tirado. (1984). Causas de Fallas en Transformadores de Distribución. Trabajo de Pregrado de la Universidad de Carabobo. BOADA ARISTIDES Y MONTERO FERNANDO. (1995). Mantenimiento preventivo. Venezuela. Barrios y Fontocubierta. (1985). Sistemas de Mantenimiento de Distribución. Estudio presentado en el V Congreso de Ingeniería Eléctrica. Carreras, D. (1996). Normativa de mantenimiento preventivo y correctivo en las subestaciones de distribución (34.5/13.8)KV de Eleoccidente. Trabajo de pregrado para la Universidad de los Andes (ULA). CADAFE. (2001) Normas para el seguimiento de fallas y equipos fallados. Venezuela. CADAFE. (1999).CATALOGO DE NORMAS CADAFE. Venezuela. COSTEL.(1998) manual práctico de mantenimiento preventivo y pruebas de equipos eléctricos. Venezuela ELECENTRO. (1999). Análisis funcional de operación y mantenimiento. Venezuela González. (2000).Análisis de Modo de Efectos de Fallas Potenciales. Venezuela Mario R, (2006). Indicadores de Gestión Empresa Fundamental. Manual de Trabajo Especial de Grado del I.U.P.S.M (2006). Saba R., (2001). Trabajo Especial de Grado. “Aplicación de Análisis de modos de efectos de fallas Potenciales (AMEF)”. Parra, L. (2006). Trabajo Especial de Grado “Optimización del Sistema de Distribución Eléctrica en Media Tensión y Baja Tensión en la calle Páez del Casco Central de Maracay mediante la sustitución de redes Aéreas Subterráneas” 114

Reglamento de Servicio. (2003, Noviembre 18)). Resolución N° (308) Valderrama. (2000). Estudio de Tipos de Fallas, Carga y Sistemas de Protección en Transformadores de Distribución .Trabajo de Pregrado de la Universidad de Carabobo.

115

ANEXOS

116

ANEXOS “A” PLANOS UNIFILARES

117

ANEXO A - 1 Unifilar S/E Corinsa

118

ANEXO A - 2 Unifilar Circuito Titán

119

ANEXO A - 3 Unifilar Circuito Fundación

120

ANEXO A - 4 Unifilar Circuito Bella Vista

121

ANEXOS “B” REPORTE DE DIAGNOSTICO TERMOGRAFICO

122

ANEXOS “C” RESUMEN DEL CURRICULUM VITAE

123

ANEXOS B - 1 REPORTE CIRCUITO BELLA VISTA

124

ANEXOS B - 2 REPORTE CIRCUITO FUNDACION

125

ANEXOS B - 3 REPORTE CIRCUITO TITAN

126

ANEXOS B - 4 CARACTERISTICA DE LA CAMARA P65

127

ANEXOS “D” ESTRATEGIAS PARA ESTABLECER EL PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO MATRIZ FODA

128

Oportunidades

Matriz FODA Estrategias para establecer el Plan de Mantenimiento Preventivo

Amenazas

-Subestación relativamente nueva. -Actualización Tecnológica. -Departamento de prueba. -Paradas de mantenimiento preventivo. -Inspección termografica preventiva. -Sistema SCADA en la Subestación.

-Poca inversión. -Vandalismo. -Papagayos y otros objetos. -Vegetación. -Sobrecarga (media y baja tensión). -Topología de la red (radial y anillo). -Circuitos mixtos (industrial, comercial, residencia y agropecuario). -Racionamiento.

-Subestación nueva que permite la transferencia de los circuitos y es de fácil acceso. -Aprovechar la actualización tecnológica para la implementación de equipos de protección en el circuito Bella Vista. -Aprovechar las paradas para realizar inspección termografica a los transformadores de potencia. Utilizando los circuitos que en casi su totalidad son aéreos.

-Utilizar los circuitos transferibles y de fácil acceso para realizar inspecciones y verificar: topología real de los circuitos mixtos, vegetación, papagayos y otros objetos. -Implementación de equipos de protección para combatir la poca inversión. -Aprovechar el fácil acceso para controlar el vandalismo.

-Aprovechar la actualización técnica para que el personal de 20 años de servicio se involucre y reparar los vehículos dañados. -Utilizar la inspección termografica para la visualización de los equipos y conductores en mal estado. -Aprovechar el sistema SCADA para realizar rutinas de mantenimiento.

-Controlar los sobre tiempo en virtud de la poca inversión. -Efectuar mantenimientos correctivos para disminuir la vegetación y visualizar los equipos y conductor en mal estado.

Fortalezas -Circuitos transferibles. -Fácil acceso. -Implementación de equipos de protección en especial circuito Bella Vista. -Circuitos aéreos casi en su totalidad. -Transformador de potencia con un factor de utilización al 92% (2 unidades).

Debilidades -Personal de 20 años de servicios. -Vehículos dañados (grúas, vehiculo de apoyo, camiones cestas). -Mantenimiento solo correctivo. -Equipos y conductores en mal estado (conductor, seccionador, aislador, protección, otros). -Sobre tiempo.

129