UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN AGUSTIN … · Dedico este trabajo a mi esposa Jeniffer que me ha...
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" S A N C T V S A V G U S T I N V S " V N I V E R S I T A S N A T I O N A L L I S A R E Q V I P E NS I S D O M U S S A P I E N T V E UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN AGUSTIN AREQUIPA ESCUELA DE POSGRADO UNIDAD DE POSGRADO DE LA FACULTAD DE INGENIERIA DE PRODUCCIÓN Y SERVICIOS “Planificación del mantenimiento para la gestión de activos en la red de distribución de energía eléctrica, utilizando modelos y análisis estadístico de datos de interrupción Caso SEAL_Arequipa” Tesis presentada por el bachiller: ALEX MAURICIO BORDA CALDERÓN. Para obtener el grado de Maestro en Gestión de la Energia. Con Mención en Electricidad. Asesor Msc. Ing. Yuri Alencastre Medrano AREQUIPA – PERÚ 2014
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UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN AGUSTIN AREQUIPA
ESCUELA DE POSGRADO
UNIDAD DE POSGRADO DE LA FACULTAD DE INGENIERIA DE
PRODUCCIÓN Y SERVICIOS
“Planificación del mantenimiento para la gestión de activos en la red de distribución
de energía eléctrica, utilizando modelos y análisis estadístico de datos de interrupción
Caso SEAL_Arequipa”
Tesis presentada por el bachiller:
ALEX MAURICIO BORDA CALDERÓN.
Para obtener el grado de Maestro en Gestión de la Energia.
Con Mención en Electricidad.
Asesor
Msc. Ing. Yuri Alencastre Medrano
AREQUIPA – PERÚ
2014
Dedico este trabajo a mi esposa Jeniffer que me ha
brindado gran apoyo incondicional y palabras de aliento,
a mi hijo Sebastián y mis padres Magno y Rebeca,
porque sin todos ellos este trabajo no se hubiera
realizado.
INDICE GENERAL
RESUMEN ............................................................................................................................ 1
CAPITULO I: GENERALIDADES................................................................................... 3
1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA. ............................................................. 4 1.2. OBJETIVOS. ......................................................................................................... 4
1.2.1. Objetivo General. ............................................................................................. 4
1.2.2. Objetivos Específicos. ..................................................................................... 5 1.3. JUSTIFICACIÓN. ................................................................................................. 5 1.4. METODOLOGÍA Y HERRAMIENTAS DE CÁLCULO. .................................. 6
1.4.1. Metodología y criterios aplicados. ................................................................... 6 1.4.2. Herramienta de cálculo. ................................................................................... 7
CAPITULO II: MARCO TEORICO. ............................................................................... 8
2.1. Análisis situación de la distribución eléctrica en el Perú. ...................................... 9
1.1.1. Fijación de las tarifas de distribución. ........................................................... 12 2.2. Gestión de activos. ............................................................................................... 13
2.2.1. Gestión de Activos físicos. ............................................................................ 14 2.2.2. Objetivo de la Gestión de Activos. ................................................................ 15 2.2.3. Gestión de Activos y Riesgo. ......................................................................... 17
2.2.4. Aplicación de la gestión de activos. ............................................................... 18 2.3. Gestión de activos físicos en el sector eléctrico. ................................................ 19
2.3.1. Antecedentes y definiciones. ......................................................................... 19 2.3.2. Aplicaciones en las prácticas de gestión de activos en sistemas de
distribución. ................................................................................................................. 24 2.4. Planificación del mantenimiento en el sector eléctrico. ...................................... 32
2.4.1. Fundamentos del mantenimiento. .................................................................. 34
2.4.2. Factores de influencia a los índices de continuidad SAIFI – SAIDI ............. 37 2.4.3. Medidas para mejorar la confiabilidad de las redes de distribución .............. 39
2.4.4. Diagnóstico de los componentes de líneas aéreas de distribución. ................ 41 2.4.5. Mantenimiento centrado en confiabilidad en sistemas eléctricos de
distribución. ................................................................................................................. 42 2.5. Distribución Weibull y confiabilidad de sistemas de distribución de energía ..... 45
2.5.1. Teoría de fallas. .............................................................................................. 45 2.5.2. Distribución Weibull ...................................................................................... 47 2.5.3. Características de la función de confiabilidad Weibull ................................. 49
2.5.4. Función de probabilidad de falla Weibull ...................................................... 50
CAPITULO III: ANALISIS DE LOS DATOS DE INTERRUPCIONES. .................. 53
3.1. Descripción del sistema eléctrico de distribución SEAL. .................................... 54 3.2. Métodos de recolección de datos. ........................................................................ 56
3.2.1. Recopilación y fuente de los datos de interrupción. ...................................... 57
3.2.2. Fuente de los datos de las interrupciones. ...................................................... 57 3.3. Metodología y procesamiento de los datos. ......................................................... 60
3.4. Discusión y análisis de los resultados. ................................................................ 62
CAPITULO IV: MODELO PARA LA PLANIFICACION DEL MANTENIMIENTO
Y GESTION DE ACTIVOS.............................................................................................. 65
4.1. Necesidad de modelos para la planificación y gestión de activos en los sistemas
eléctricos. ......................................................................................................................... 66 4.2. Características de gestión de los activos físicos instalados. ................................ 67 4.3. La criticidad de las instalaciones en la gestión del mantenimiento. .................... 68 4.4. Mapa de riesgo en una red de distribución eléctrica. ........................................... 71
4.4.1. Evaluación de la probabilidad de ocurrencia de un evento. .......................... 72
4.4.2. Evaluación del impacto de un evento. ........................................................... 73 4.5. Marco propuesto para la aplicación de planificación del mantenimiento en
empresas de distribución de energía eléctrica. ................................................................. 74
4.5.1. Características del marco de referencia. ........................................................ 75
CONCLUSIONES. ............................................................................................................ 89 BIBLIOGRAFIA. .............................................................................................................. 91
INDICE DE CUADROS
Cuadro 2.1: Instituciones estatales del mercado eléctrico peruano. .................................... 11 Cuadro 2.2: Principales resultados de las reformas del sector eléctrico peruano. ............... 13 Cuadro 2.3: Características función de densidad Weibull (to =γ). ...................................... 49 Cuadro 3.1: Redes de distribución Departamento Arequipa. .............................................. 55
Cuadro 3.2: Causas importantes de interrupciones sistema electrico SEAL S.A. ............... 58 Cuadro 3.3: Numero de fallas por componente dañado. ...................................................... 60 Cuadro 3.4: TMEF, en horas, por cada componente dañado. .............................................. 62 Cuadro 3.5: Parámetros de la distribución Weibull determinados por cada componente. .. 63 Cuadro 3.6: Índices de importancia, confiabilidad y probabilidad de falla por cada
componente. ......................................................................................................................... 63 Cuadro 4.1: Matriz de mapa de riesgo según probabilidad de ocurrencia e impacto de un
evento. .................................................................................................................................. 72
Cuadro 4.2: Relación entre sistemas y procesos. ................................................................. 87
INDICE DE FIGURAS
Figura 2.1: Propiedades y preocupaciones típicas de la organización. ................................ 15 Figura 2.2: Beneficio Vs. Riesgo. ........................................................................................ 17
Figura 2.3: Pilares de la gestión de activos. ......................................................................... 19 Figura 2.4: El marco de gestión de mantenimiento de distribución eléctrica basado en la
estrategia de gestión de activos. ........................................................................................... 23 Figura 2.5: Mantenimiento de equipos y antigüedad. .......................................................... 24 Figura 2.6: Desarrollo de filosofías de mantenimiento. ....................................................... 27
Figura 2.7: Desarrollo estratégico RCM. ............................................................................. 28 Figura 2.8: Planificación del mantenimiento. ...................................................................... 30 Figura 2.9: Optimización del mantenimiento. ..................................................................... 30 Figura 2.11: Tiempo entre fallas TEF. ................................................................................. 44
Figura 2.12: Componentes de un análisis de falla. .............................................................. 44 Figura 2.13: Curva típica de flujo de fallas. ........................................................................ 47 Figura 2.14: Función de densidad de probabilidad Weibull para distintos β. ..................... 49
Figura 2.15: Función de confiabilidad Weibull para distintos β.......................................... 50 Figura 2.16: Función de probabilidad de falla Weibull para distintos β.............................. 51 Figura 3.1: Sistemas Eléctricos SEAL. ................................................................................ 54 Figura 3.2: Número de interrupciones por alimentador sistema electrico SEAL. ............... 59
Figura 3.3: Duración de interrupciones por alimentador. .................................................... 59 Figura 3.4: Probabilidad de falla para el conductor. ............................................................ 64
Figura 4.1: Visión general del marco de gestión de mantenimiento. .................................. 76
INDICE DE SIGLAS Y ACRONONIMOS
RCM: Mantenimiento centrado en la confiabilidad………………………………………...1
SAIFI: Índice de frecuencia de interrupciones………………………………...……………4
SAIDI: Índice de duración de interrupciones…………………..…………………………...4
LCE: Ley de concesiones eléctricas……………………………………………….………..9
COES: Comité de operación económica del sistema……………………………………...10
MINEN: Ministerio de energía y minas………………………………………………….. 10
DGE: Dirección general de electricidad………………………………………………….. 11
OSINERGMIN: Organismo supervisor de la inversión de la energía y minería………… 11
CTE: Comité de tarifas eléctricas………………………………………………………....11
GART: Gerencia adjunta de regulación tarifaria…………………………………………. 11
VNR: Valor nuevo de reemplazo………………………………………………………….12
TPM: Mantenimiento productivo total…............................................................................ 20
RBP: Planificación basada en el análisis de riesgo………………………………………..24
CBM: Mantenimiento basado en la condición…………………………………………… 29
KPI: Indicadores basados en el desempeño………………………………………............. 31
O&M: Operación y mantenimiento…………………………………………………….… 33
SED: Subestación eléctrica de distribución………………………………………………. 35
MT: Media tensión……………………………………………………………………….. 40
TEF: Tiempo entre fallas…………………………………………………………………. 43
TEMF: Tiempo medio entre fallas……………………………………………………….. 43
GIS: Sistema de información georreferenciado………………………………………….. 83
DSS: Sistema de soporte de decisiones…………………………………………………... 84
1
RESUMEN
La planificación del mantenimiento así como un enfoque basado en la gestión de activos,
serán adoptados en este trabajo.
El mantenimiento de los activos críticos, son una parte esencial para la gestión de los
activos de las redes de distribución de energía eléctrica. El objetivo principal de este
trabajo es proponer una metodología y marco para la planificación del mantenimiento en
las redes de distribución de energía eléctrica, permitiendo a la empresa una mejor gestión
de sus activos físicos críticos, pudiendo optimizar sus costos operativos. Se pretende
también demostrar que es beneficioso para las decisiones de gestión de mantenimiento de
activos, el procesamiento y análisis de las bases de datos de las interrupciones de las redes
de MT de la empresa de distribución de energía (SEAL) del departamento Arequipa,
aplicando una metodología RCM mejorada, basada en el análisis estadístico cuantitativo de
los datos de interrupciones de los desde el año 2010 a la fecha de los alimentadores del
sistema eléctrico Arequipa, permitiendo la identificación de componentes de distribución
críticos para la confiabilidad del sistema mediante el análisis de los índices de
importancia, la probabilidad de falla y la confiabilidad de los componentes de las líneas
de distribución eléctrica de 10.5, y 22.9 KV, los cuales servirán de base para una
evaluación, por parte de la empresa de distribución, de la probabilidad de ocurrencia e
impacto de un evento, necesarios para establecer un mapa de riesgos en cualquier sistema
de distribución.
Para poder alcanzar este objetivo se ha profundizado la investigación en publicaciones
especializadas, llegando a plantear un marco de gestión para el mantenimiento de activos
físicos en forma eficiente.
Para minimizar la duración y frecuencia de las interrupciones se han establecido las
siguientes recomendaciones:
- Diseño e instalación de sistemas eléctricos bajo estándares de confiabilidad.
- Implementación de planes de detección, señalización y localización de las fallas
que permitan una rápida restauración del sistema. Adicionalmente el uso de
sistema de monitoreo continuo y de herramientas y equipos móviles de reserva.
- Implementación de técnicas de mantenimiento preventivo.
2
ABSTRACT
Maintenance planning and based on asset management approach will be adopted in this
work.
The maintenance of critical assets, are an essential part of managing the assets of the
distribution networks of electricity. The main objective of this paper is to propose a
methodology and framework for the maintenance planning, in the distribution networks of
electricity, enabling the company to better manage their critical physical assets, can
optimize their operating costs. It is also intended to show that it is beneficial for
management decisions asset maintenance processing and analysis of databases
interruptions MT networks of power distribution company (SEAL) fron of Arequipa,
applying an improved RCM methodology based on statistical analysis of quantitative data
interruptions since 2010 to date feeders electrical system Arequipa, allowing the
identification of critical components distribution system reliability by analyzing the ratings
of importance, the probability of failure and the reliability of the components of overhead
power distribution lines of 10.5 and 22.9 KV, which form the basis for an assessment, the
probability of occurrence and impact of an event, required to establish a risk map in any
distribution system.
To achieve this objective has deepened research publications, coming to propose a
management framework for the maintenance of physical assets efficiently.
To minimize the duration and frequency of interruptions have established the following
recommendations:
- Design and installation of electrical systems under standards of reliability.
- Implementation plans detection, signaling and fault location enabling rapid
system restore, signaling and fault location enabling rapid system restore.
Additionally, the use of continuous monitoring system and mobile tools and
equipment reserve.
- Implementation of preventive maintenance techniques.
3
CAPITULO I: GENERALIDADES
4
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.
Actualmente la norma técnica de la calidad de los suministros eléctricos en Perú,
está orientada a “proteger a los clientes regulados” ante la frecuencia y duración de
las interrupciones. Las empresas de distribución eléctrica, están obligados a
respetar ciertos índices de calidad tales como el SAIFI y SAIDI, de lo contrario son
sancionadas. Con el fin de cumplir estos requisitos y tener clientes satisfechos con
el servicio brindado, las empresas de distribución de energía eléctrica deben
establecerse estrategias integrales para una adecuada planificación del
mantenimiento de sus redes de distribución.
Debido a que en las redes de distribución de energía eléctrica, existe un elevado
número de componentes instalados, una solución práctica para el modelado de la
confiabilidad seria tomar en cuenta: el índice de importancia, la probabilidad de
falla y la confiabilidad de los componentes de las líneas de distribución eléctrica
través de métodos estadísticos. Si consideramos la tasa de falla, de cada uno de los
componentes de las instalaciones eléctricas de distribución, estas están
estrechamente relacionadas con la condición y estado de los mismos.
El conocimiento de estos componentes de las instalaciones eléctricas y por
consiguiente de los activos críticos es un tema muy importante en el proceso de las
toma de decisiones en la planificación del mantenimiento y de las acciones a
implementarse para mejorar la calidad del suministro eléctrico.
OBJETIVOS.
Objetivo General.
El objetivo principal de la tesis es proponer una metodología y marco para la
planificación del mantenimiento de una empresa de distribución eléctrica (SEAL-
5
Arequipa) mediante el análisis de riesgos, lo que le permitirá una mejor gestión de
sus activos instalados, imponiendo la reducción del costo total del mantenimiento,
sin descuidar a su vez la calidad del suministro eléctrico.
Se planteara en forma conceptual, estrategias tendientes a reducir costos de
mantenimiento así como optimizar la disponibilidad de la red de distribución de
energía eléctrica, examinando además las ventajas de redefinir las estrategias de
mantenimiento implementadas en la actualidad.
Objetivos Específicos.
a. Se determina el índice de importancia, la probabilidad de falla y la
confiabilidad de los componentes de las líneas eléctricas de distribución de los
alimentadores del sistema eléctrico SEAL en 10.5, 13,2 y 22,9 KV durante en
el periodo comprendido entre 2010 a la fecha. basándose en las estadísticas de
fallas registradas. Los componentes estudiados: conductor, seccionadores,
terminales, transformador de distribución y pararrayos, seccionador, recloser,
aisladores entre otros.
b. Plantear todos los datos necesarios para elaborar y accionar la planificación del
mantenimiento que permita reducir la probabilidad de falla en cada
componente, mediante un estudio de RCM se lograra determinar el impacto de
las fallas de cada elemento del sistema de distribución de energía, lo que
permitirá direccionar estratégicamente las actividades para el planificación del
mantenimiento para la gestión de activos de los elementos más críticos, a
través de un mapa de riesgo, dejando el mantenimiento correctivo para
aquellos elementos cuya falla impacta en menor grado al sistema de
distribución.
JUSTIFICACIÓN.
6
Debido a la necesidad de las empresas eléctricas de distribución de mantener la
calidad del servicio eléctrico fijada por las normas actuales, es necesario que estas
adopten nuevas y mejores estrategias para la planificación del mantenimiento de
sus sistemas de distribución. Esto hace que las empresas eléctricas, operen en un
ámbito de nuevos desafíos, tales como aumento de costos operativos, crecimiento
de la demanda, requerimiento de elevados niveles de confiablidad y calidad del
servicio, así como la necesidad de afrontar y gestionar el envejecimiento del
equipamiento instalado.
Las empresas se rigen a un modelo de empresa eficiente, por lo que están
orientadas a reducir sus costos de operación y mantenimiento, además de mejorar la
rentabilidad de sus inversiones. Esta circunstancia fuerza a las empresas a modificar
sus políticas de gestión de activos a partir de nuevas formas de reducir costos y
aumentar la confiabilidad de su sistema, debiendo emplear métodos de gestión más
proactivos y que les permita obtener sistemas de distribución de energía más
rentables.
Bajo este concepto, se examinara la necesidad de replantear el marco para la
gestión del mantenimiento aplicado a la fecha por SEAL - Arequipa, pretendiendo
estrategias estables para la planificación del mantenimiento que le permita reducir
sus costos operativos sin sacrificar la calidad de servicio.
METODOLOGÍA Y HERRAMIENTAS DE CÁLCULO.
Metodología y criterios aplicados.
Se propone determinar las mejores prácticas respecto a las estrategias de
mantenimiento a llevar a cabo en la empresa de distribución de energía, reduciendo
el costo total del mantenimiento preservando a la vez la calidad del suministro.
En tal sentido se plantea un estudio que se llevara a cabo a través del siguiente
procedimiento:
7
a. Estudio y ampliación de la literatura existente, lo que permitirá determinar el
estado actual de la investigaciones relacionadas con el tema, confección del
estado de arte de la tesis.
b. Aplicación de modelos y análisis estadístico de la base de datos de las
interrupciones registradas en el sistema eléctrico Arequipa lo que permitirá
establecer los índices de importancia, probabilidad de falla y confiabilidad de
los componentes de las líneas aéreas de distribución.
c. Sistematización de la información obtenida.
d. Planteamiento de estrategias a fin de lograr los objetivos propuestos, esto sobre
la base de datos obtenida y con los conocimientos teóricos recabados sobre el
tema.
Herramienta de cálculo.
La metodología consiste en analizar las estadísticas de fallas ocurridas en el periodo
del 2006 a la fecha y determinar estas variables, utilizando el software
probabilístico Reliasoft Weibull ++ 7 R.
8
CAPITULO II: MARCO TEORICO.
9
2.1. Análisis situación de la distribución eléctrica en el Perú.1
A inicios de la década del noventa, en el Perú, el esquema de la empresa estatal
verticalmente integrada presentaba serios problemas de ineficiencia, cortes de
electricidad y falta de inversiones [1] [2]:
a. La oferta de energía solo cubría el 74% de la demanda y las pérdidas de
distribución superaban el 20%.
b. El coeficiente de electrificación alcanzaba solo al 45% de la población, uno de
los más bajos de América Latina.
Entre 1986 y 1990, el sistema eléctrico sufrió una crisis importante, que tenía como
principales causas de raíz:
a. Financiera, debido al alto nivel de endeudamiento externo.
b. Las tarifas eléctricas eran fijadas con criterios políticos, incluso por debajo de
sus costos de operación (solo cubrían un 23%).Ello produjo significativas
pérdidas en las empresas del sector, que en 1989 se estimaron en US$ 426
millones. Se contaba con más de 15.000 empleados en el sector, más del doble
de los actuales.
Para hacer frente a estos problemas se promulgó la ley de concesiones eléctricas
(LCE) mediante el decreto ley 25844, que tenía entre sus objetivos:
a. Garantizar el suministro de energía promoviendo la inversión.
b. Fijar tarifas que remuneraran adecuadamente las inversiones.
c. Promover la eficiencia mediante la introducción de competencia en diferentes
niveles.
1 Para un análisis más detallado consultar “Reformas estructurales en el sector Eléctrico Peruano” Alfredo
Dammert, José Gallardo y Raúl García
10
d. Aumentar la cobertura del servicio eléctrico.
Las principales medidas que se tomaron fueron:
a. Se implementó un nuevo diseño de mercado separándose las actividades de
generación, transmisión y distribución.
b. Entre 1994 y 1996 se privatizó cerca del 55% de la capacidad de generación y
cerca del 60% de la distribución (medida por el número de clientes), a través de
la división de las empresas estatales ElectroPerú y Electrolima en diferentes
unidades de negocio, tanto de generación como de distribución.
c. Posteriormente, en el año 2002, se transfirió la actividad de transmisión al
sector privado mediante un esquema de concesión basado en el mayor pago
realizado por el postor ganador (que fue la empresa ISA de Colombia) a
cambio de recibir un ingreso fijo anual y comprometerse a realizar la operación
y mantenimiento de las redes por un período de treinta años.
d. Se establecieron las siguientes reglas del mercado:
• Creación de una entidad encargada de la operación técnica del sistema, así
como de la valorización de las transacciones en el mercado spot,
denominada Comité de Operación Económica del Sistema (COES). Esta
entidad está conformada por los generadores cuya potencia efectiva fuera
superior al 1% de la del sistema interconectado y que comercializaran más
del 15% de su energía, así como por los transmisores de las redes troncales.
• Establecimiento de un mercado spot exclusivamente para transar
electricidad entre generadores que tuvieran superávit o déficit de producción
respecto a sus obligaciones contractuales administrado por el COES.
• Libre entrada a la generación luego de superar algunos requisitos
establecidos por el MINEN.
• Regulación de tarifas para clientes de consumo menor a 1 MW (clientes
regulados) y libre contratación para clientes de consumo mayor a 1 MW.
• Obligatoriedad de contratos de largo plazo entre generadores y
distribuidores para clientes regulados con la obligación de las distribuidoras
de contratar el 100% de sus necesidades por un período mínimo de dos
años.
11
Respecto al esquema regulatorio (Cuadro 2.1) se separó la política sectorial,
relacionada con el otorgamiento de concesiones, la generación de normas y
planificación, la cual se encargó al Ministerio de Energía y Minas (MINEN) a
través de la Dirección General de Electricidad (DGE), de la regulación y
supervisión, la cual se encargó al Organismo Supervisor de la Inversión en Energía
(OSINERG)2, mientras que al Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y
de la Protección de la Propiedad Intelectual (INDECOPI) se le encargó velar por la
libre competencia en el sector.
Cuadro N° 2.1: Instituciones estatales del mercado eléctrico peruano.
Fuente: LCE, reglamentos, modificaciones, otros.
2 A partir del año 2007, la Ley N° 28964 OSINERG amplió su campo de trabajo al subsector minería y pasó
a denominarse OSINERGMIN (Organismo Supervisor de la Inversión de la Energía y Minería). Por esta
razón, también supervisa que las empresas mineras cumplan con sus actividades de manera segura y
saludable.
MINEM DGE
• Establece la política sectorial y promulga las normas correspondientes.
• Otorga concesiones.
• Elabora el plan indicativo de expansión: generación-transmisión.
• Aprueba los procedimientos para la operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.
OSINERGMIN
• Vela por el cumplimiento de la LCE.
• Fiscaliza las obligaciones de los concesionarios establecidas en la ley y su reglamento.
• Fiscaliza la adecuada prestación del servicio público de electricidad.
• Fiscaliza el cumplimiento de las funciones del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado
Nacional (COES-SINAC)
• Supervisa la calidad y el suministro de energía.
• Determina semestralmente los porcentajes de participación de mercado de las empresas.
• Supervisa aspectos de seguridad y medio ambiente del sector minero.
GART - OSINERGMIN
• Fija las tarifas de generación, transmisión y distribución de electricidad.
• Fija las condiciones de ajuste de las tarifas a cliente final.
• Fija las tarifas de transporte y distribución de gas natural por ductos.
• Publica los precios de referencia para combustibles líquidos.
INDECOPI
• Promueve la competencia en el sector.
• Vela por el cumplimiento de la ley antimonopolio y antioligopolio (ley 26876) dictada en noviembre de 1997.
12
OSINERG se creó en diciembre de 1996, mediante la ley 26734; posteriormente
absorbió a la Comisión de Tarifas de Energía (CTE), la cual pasó a ser la Gerencia
Adjunta de Regulación Tarifaria (GART).13 Las atribuciones de OSINERG
incluían, entre otras:
a. Fijar las tarifas de generación, transmisión y distribución de electricidad.
b. Supervisar la calidad y seguridad del servicio eléctrico.
c. Atender los reclamos de los usuarios en segunda instancia.
d. Realizar una serie de actividades de supervisión en el sector hidrocarburos.
1.1.1. Fijación de las tarifas de distribución.3
La fijación de las tarifas de distribución en Perú, reconocen un costo total anual
igual a la suma de la anualidad del valor nuevo de reemplazo (VNR)4, calculada
sobre la base de los costos de inversión de una “empresa modelo eficiente” más los
costos anuales asociados a la operación y mantenimiento. Este tipo de regulación
realiza la simulación de un mercado competitivo con una empresa modelo que
presta el servicio en condiciones de eficiencia, a la que se le controla la calidad del
servicio prestado.
Las tarifas se establecen para cada sistema eléctrico, divididos en seis sectores
típicos de distribución: urbano de alta densidad, urbano de media densidad, urbano
de baja densidad, urbano-rural, rural, así como un sector especial para ciertas zonas
agrícolas. Asimismo, se establece una verificación de la rentabilidad por grupos de
concesionarios, ajustándose la tarifa para que se sitúe en un rango entre 8% y 16%
de tasa interna de retorno.
En líneas generales se puede afirmar que a consecuencias de las reformas en el
sector eléctrico peruano, el mercado eléctrico peruano ha conseguido un desarrollo
3 Para información más detallada consultar “Distribución Eléctrica en el Perú Regulacion y Eficiencia”. José
Luis Bonifaz F. 4 El Valor Nuevo de Reemplazo, representa el costo de renovar las obras y bienes físicos destinados a prestar
el mismo servicio con la tecnología y precios vigentes, considerando además: a) Los gastos financieros
durante el período de la construcción, calculados con una tasa de interés que no podrá ser superior a la Tasa
de Actualización. b) Los gastos y compensaciones por el establecimiento de las servidumbres utilizadas y c)
Los gastos por concepto de estudios y supervisión
13
significativo (Cuadro 2.2) que ha permitido acompañar al crecimiento económico
del país, y que presenta un alto grado de complejidad por sus características
técnicas, económicas y normativas [3].
Cuadro N° 2.2: Principales resultados de las reformas del sector eléctrico peruano.
Fuente: OSINERGMIN.
Conforme a lo descrito anteriormente, la filosofía de la regulación de la distribución
eléctrica en el Perú es de no interferir en la política de inversiones y gestión de las
empresas, pero sí controlar la calidad de la prestación que recibe el usuario. [5].
Después de más de 18 años de funcionamiento de las empresas bajo estas
condiciones, han surgido interrogantes acerca del estado de sus activos, debido a
que en general no existen lineamientos que permitan asegurar que los mismos son
gestionados en forma adecuada y que no se verán deteriorados a lo largo del
periodo de concesión. La experiencia ha demostrado que en el pasado, al cese de la
concesión, el Estado ha tenido que hacerse cargo de empresas con activos
totalmente deteriorados.
El nuevo desafío para los reguladores es establecer un marco de referencia que no
interfiera con la propia gestión de las empresas, pero que garantice que su adopción
y cumplimiento permita la gestión adecuada de los activos durante su vida útil, no
perdiendo valor al final de la concesión.
2.2. Gestión de activos.
Las nuevas condiciones económicas, tecnológicas, sociales y políticas llevan
gradualmente a las empresas de distribución eléctrica a pasar a un ambiente
regulado, en el que buscan ser más eficientes para lograr mejor rentabilidad.
Indicador 1994 2013
Grado de electrificación. 58.5% 92.5%
Perdidas de energia en Distribucion. 20.6% 7.2%
Clientes por trabajador en distribución. 243 1426
Margen de reserva efectivo 21.0% 41.0%
14
Los clientes requieren la mejor calidad de servicio al más bajo costo y existe poca
tolerancia pública ante la ocurrencia de fallas en la infraestructura de las empresas
eléctricas [6].
Consecuentemente, y tratándose la distribución de energía eléctrica de un negocio
muy “intensivo en activos”, esta área resulta de vital importancia para la búsqueda
de mejoras en lo que hace a la gestión de dichos activos.
Es así que a partir del nuevo entorno en el cual deben operar, hoy en día las
compañías distribuidoras de energía eléctrica requieren modificar sus políticas de
gestión de activos, a fin de obtener sistemas de suministro de energía rentables,
razón por la cual se impone la búsqueda de nuevas formas de manejar sus activos
instalados, a efectos de reducir costos mejorando al mismo tiempo la confiabilidad
del equipamiento y la disponibilidad de las instalaciones. [6]
La expresión “gestión de activos” es un término usado en forma frecuente en los
últimos tiempos, tanto en una cantidad de trabajos y publicaciones, como en el
ámbito de los negocios y dentro de las compañías. A fin de una mejor comprensión
de su concepto, resulta esencial conocer el objetivo de las actividades que en su
conjunto pueden ser descriptas como gestión de activos.
En consecuencia, la identificación del objetivo de las actividades relacionadas con
la gestión de activos, constituye el elemento de partida para el tratamiento en
cuestión.
Gestión de Activos físicos.
En la bibliografía disponible, han sido propuestas una cantidad de definiciones para
la gestión de activos. De la revisión de la literatura relacionada, surgen las
definiciones y conceptos siguientes:
15
La Gestión de Activos se define según PAS 55 : 20085 como “Conjunto de
actividades y prácticas coordinadas y sistemáticas por medio de las cuales una
organización maneja de manera óptima y sustentable sus activos y sistemas de
activos, su desempeño, riesgo y gastos a lo largo de sus ciclos de vida, con el fin de
lograr su plan estratégico organizacional”.
El ciclo de vida abarca desde la concepción de un activo hasta la desincorporación
y/o renovación, pasando por el diseño, construcción, puesta en marcha, operación,
mantenimiento y mejoramiento. El termino optimización se refiere a la mejor
relación de costos, riesgos y beneficios.
La figura 2.1 muestra las prioridades y preocupaciones típicas en la gestión de
activos.
Figura 2.1: Propiedades y preocupaciones típicas de la organización.
Objetivo de la Gestión de Activos.
A continuación, se analizan una serie de investigaciones y trabajos relacionados con
el objetivo de la gestión de activos. En general estos documentos tienen como
5 PAS 55 es la Especificación British Standard Disponible al Público para la gestión optimizada de activos
físicos, esta provee las definiciones claras y la especificación de 28 requerimientos para establecer y auditar
un sistema de gestión integrado y optimizado a lo largo del ciclo de vida para todo tipo de activo físico.
Recientemente se ha publica las normas ISO 55000, 55001, 55002 – 2014, apoyados en el Pass 55.
16
elemento común que no se centran en la definición de la gestión de activos, sino en
la aplicación de su concepto.
A falta de una definición concreta, la interpretación de esta cuestión como el
objetivo de la gestión de activos, conduce a determinar que su objetivo estaría dado
por “optimizar el mantenimiento de los activos físicos con una perspectiva de
riesgo económica” [8]. Este documento clarifica aún más el concepto del objetivo
refiriéndolo como “una meta económica en la cual las actividades de
mantenimiento solo deberían llevarse a cabo si ellas son económicamente
justificables”.
La gestión estratégica de activos, se refiere a maximizar el desempeño de todos los
activos que tienen un impacto directo y significativo en el logro de los objetivos
corporativos"[8]. El objetivo de la gestión de activos es “maximizar el retorno del
activo”.
El documento Risk-Based Asset Management [10], señala que la gestión de activos
basada en riesgo, “...analiza la confiabilidad e importancia (económica) de operar
recursos y estima el riesgo monetario, determinado dentro de un marco temporal...”.
La interpretación del objetivo de la gestión de activos basada en riesgo que surge de
este trabajo es la de “mantener un cierto nivel de confiabilidad mientras se
minimizan los costos de mantenimiento”.
En el trabajo Can We Delay the Replacement-ofthis Component? - An Asset
Management Approach to the Question [11], los autores son claros en indicar que el
objetivo de la gestión de activos es “explotar los activos físicos del modo más
rentable”. Lo que en otras palabras significa, “gestionar los activos físicos de modo
tal de maximizar el beneficio”.
De acuerdo a las definiciones analizadas de trabajos relacionados con este tema,
permite definir que el objetivo de la gestión de activos físicos es gestionar los
activos físicos de un modo óptimo, a fin de lograr para la organización el
17
máximo beneficio con un nivel de riesgo aceptable. Mediante la identificación
del objetivo de la gestión de activos queda determinado el contexto sobre el que se
refiere el tratamiento de la cuestión.
Gestión de Activos y Riesgo.
Un elemento común que surge en forma repetida de la revisión de la literatura
referida a la gestión de activos es el factor riesgo. El riesgo, definido como la
probabilidad de falla multiplicada por sus consecuencias, es un elemento
importante a tener en cuenta en la gestión de activos.
Cuando se efectúa un análisis de riesgo, la tarea consiste en intentar determinar la
probabilidad de que una falla suceda y las consecuencias que esta falla traería
consigo.
Los métodos de gestión de activos, frecuentemente se refieren a la forma de
mantener el riesgo a un nivel constante mientras se reducen los costos maximizando
el beneficio
Esto se logra mediante una mejor utilización de los activos disponibles (por
ejemplo llevando a cabo para cada momento la mejor acción posible). A partir de
las referencias de los trabajos estudiados, puede derivarse su concepto en forma
implícita, esto es elegir el nivel correcto entre beneficio y riesgo (figura 2.2).
Figura 2.2: Beneficio Vs. Riesgo.
Beneficio Riesgo
18
Aplicación de la gestión de activos.
A partir de los conceptos definidos anteriormente, queda establecido la gestión de
activos, como: “Conjunto de actividades y prácticas coordinadas y sistemáticas por
medio de las cuales una organización maneja de manera óptima y sustentable sus
activos y sistemas de activos, su desempeño, riesgo y gastos a lo largo de sus ciclos
de vida, con el fin de lograr su plan estratégico organizacional” y cuál es su
objetivo, esto es “gestionar los activos físicos de un modo óptimo, a fin de lograr
para la organización el máximo beneficio con un nivel de riesgo aceptable”.
Fijado este marco de referencia, genéricamente puede decirse que la gestión de
activos a nivel del equipamiento puede ser categorizada en dos niveles de
aplicación: el estratégico y el táctico, los cuales deben ser combinados para
establecer procesos de gestión totalmente integrados. En la figura 2.3 se muestra los
pilares los pilares básicos en la gestión de activos.
Dentro del nivel estratégico, la obtención de una alta performance de los referidos
activos físicos en forma continua, se logra optimizando la confiabilidad a largo
plazo de las instalaciones, minimizando los requerimientos de intervenciones sobre
el equipamiento para efectuar tareas de mantenimiento y manteniendo al mismo,
tiempo la confiabilidad y disponibilidad esperada con los niveles de calidad
requeridos.
El nivel táctico, el cual tiene un alcance más acotado que el estratégico, se
encuentra representado básicamente por la aplicación de los programas específicos
de mantenimiento definidos para cada tipo de equipamiento sobre los cuales se
efectúan tareas de mantenimiento. Estos programas, son tácticas de gestión del
equipamiento mediante las cuales se obtiene información acerca de su condición, la
cual debe ser evaluada según las estrategias de mantenimiento en su conjunto, para
alcanzar la mayor efectividad en la performance de cada elemento según su
importancia dentro del sistema.
19
La gestión de activos físicos en empresas distribuidoras de energía eléctrica a nivel
del equipamiento es la cuestión principal en la cual se centra este trabajo, y dentro
de esta, la optimización de la gestión del mantenimiento. Es en este segmento que
el presente trabajo busca hacer un aporte al conocimiento, intentando ser aplicable a
una cantidad de compañías del sector eléctrico dedicadas a la distribución de
energía eléctrica.
Figura 2.3: Pilares de la gestión de activos.
2.3. Gestión de activos físicos en el sector eléctrico.
Antecedentes y definiciones.
Históricamente, la gestión de activos físicos estaba centrada en el equipamiento
existente, particularmente en el mantenimiento de dicho equipamiento, aunque a lo
4.7 Revisión de la gerencia
4.6 Evaluación y mejora del desempeño.4.6.1 Monitoreo del desempeño y de la
condición4.6.2 Investigacion de fallas,incidentes y no conformidades relacionadas al activo4.6.3 Evaluación del cumplimiento
4.6.4 Auditoria4.6.5 Acciones de Mejora
4.5 Implementación de planes de gestión de activos4.5.1 Actividades durante el ciclo
de vida4.5.2 Herramientas instalaciones y equipos
4.4 Controles y habilitadores para la gestión de activos4.4.1 Estructura, autoridad y
responsabilidades.4.4.2 Tercerización de las actividades de gestión de activos.4.4.3 Adiestramiento, conciencia y
competencia.4.4.4 Comunicación, participación y consultas.4.4.5 Documentos de sistema de gestión
de activos.4.4.6 Gestión de información4.4.7 Gestión de riesgos.
4.3 Estrategias, objetivos y planes de gestión de activos4.3.1 Estrategias de gestión de activos
4.3.2 Objetivos de gestión de activos4.3.3 Planes de gestión de activos4.3.4 Planificación de contingencia
4.1 Requrimientos generales
4.2 Politica de gestión de activos
SISTEMA DE GESTION DE ACTIVOS
20
largo del siglo pasado el tratamiento de la gestión del mantenimiento ha cambiado
en forma radical.
Hasta principios de la década del '40, el mantenimiento era considerado como un
gasto evitable, de modo tal que el único mantenimiento que se llevaba a cabo era el
del tipo correctivo. Cuando ocurría alguna falla se convocaba un equipo de trabajo
especializado en mantenimiento para volver a poner el sistema nuevamente
operativo. De este modo, el mantenimiento no estaba considerado dentro del
negocio ni su gestión se encontraba debidamente reconocida.
Luego de la Segunda Guerra Mundial, a medida que la fabricación se tornaba más
mecanizada, comenzó a ponerse mayor atención en el desarrollo de los procesos,
particularmente en las áreas de mantenimiento y reemplazos. Hacia principios de
los años '50, las investigaciones en busca de nuevas técnicas de mantenimiento
comenzaron a desarrollarse a un ritmo creciente.
Durante el período que se extiende desde principios de la década del '60 en
adelante, empezaron a generarse una cantidad de trabajos de investigación referidos
a la optimización del mantenimiento.
En la búsqueda de optimizar la gestión de sus activos físicos, en algunas industrias
fueron desarrolladas nuevas técnicas tales como el TPM6 (Total Productiva
Maintenance), o Mantenimiento Productivo Total en la industria manufacturera
[13], y el RCM (Reliability Centered Maintenance) o Mantenimiento Centrado en
Confiabilidad en la industria aeronáutica [14] [15]. A partir de estas tendencias, y
como una aproximación a una nueva visión de la gestión de activos, comenzó a
examinarse la planificación y programación del mantenimiento, a fin de mejorar la
eficiencia de su gestión.
6 Mantenimiento productivo total (del inglés de total productive maintenance, TPM) es una filosofía
originaria de Japón, el cual se enfoca en la eliminación de pérdidas asociadas con paros, calidad y costes en
los procesos de producción industrial, la cual tiene como objetivos primordiales la eliminación sistemática de
desperdicios, a los efectos de poder hacer factible la producción “Just in Time”
21
La interpretación actual ha evolucionado hasta considerar a la gestión de activos
como una función del negocio, lo cual resulta evidente a partir de las distintas
definiciones de la cuestión expuestas precedentemente.
Particularmente para las empresas distribuidoras de energía eléctrica, la gestión de
activos resulta una parte central del negocio. En la actualidad, es a este nivel donde
son establecidas las grandes estrategias referidas a los activos, en especial a partir
de la realidad actual de la cadena de valor y del impacto que las fuerzas del
mercado ejercen sobre estas compañías.
Sin embargo, aunque en numerosas industrias se han explorado diversos caminos
en la búsqueda de optimizar el gerenciamiento de sus activos instalados, el
avance de esta investigación en el ámbito de las empresas del sector eléctrico, y
particularmente en el área de la distribución de energía eléctrica, ha sido lento,
principalmente debido a la posición monopólica en la que estas compañías se han
desempeñado históricamente.
Por otra parte, debido a la naturaleza del equipamiento que conforma las redes
eléctricas (el cual en general presenta una expectativa de vida prolongada, con
períodos de depreciación que pueden alcanzar los 50 años o aún más), en estas
compañías el proceso de planificación estratégica para la gestión de sus activos,
resulta de muy largo plazo. Consecuentemente, aunque las empresas del sector han
tenido la oportunidad de desarrollar pautas elaboradas para el mantenimiento de las
redes eléctricas, muchos de estos lineamientos fueron llevados a cabo durante el
período en el cual ejerciendo estas compañías en muchos países una posición
monopólica en el mercado, las tarifas podían estar basadas en los costos, y los
gastos provenientes de los mantenimientos podían ser fácilmente trasladados a los
clientes
No obstante, hoy en día la presión de los clientes, los organismos reguladores, y las
crecientes demandas de satisfacción por parte de sus accionistas (respecto del
retorno sobre las inversiones efectuadas) comienzan a forzar a estas compañías a
22
buscar métodos para optimizar la gestión del mantenimiento sobre el equipamiento
que forma parte de sus activos instalados.
Hoy en día, las técnicas de gestión de activos son empleados por las compañías
eléctricas a nivel mundial, ya que el simple proceso de llevar a cabo la
adquisición, uso y disposición de los activos, permite a futuro velar por el interés
económico además de gestionar los riesgos correspondientes más los costos,
durante su ciclo de vida.
Como se mencionó en líneas anteriores básicamente el equilibrar la confiabilidad,
el costo y el riesgo son los principales objetivos de la gestión de activos. Las
decisiones relacionadas con las operaciones, la reconfiguración, la sustitución, la
expansión, la inspección y el mantenimiento son seleccionados en base a
comprometer entre los beneficios de confiabilidad y el costo del gasto a través de la
aceptación de un nivel de riesgo [16]. El Proceso de gestión de activos a través de
un ciclo continuo de decisiones, actividades y presentación de informes mejoraría
el rendimiento del sistema, extendiendo la vida útil de los activos. El núcleo de la
gestión de activos se define como la gestión de mantenimiento, cuyo marco de
referencia para el sistema de distribución eléctrica que se ilustra en la figura 2.4.
Donde el propietario de los activos, la empresa de distribución de electricidad, tiene
la responsabilidad de establecer el recurso, el rendimiento y el nivel de riesgo a
nivel corporativo. En base a este valor, el gestor de activos sería responsable en la
asignación de recursos a varias partes de la red y las especificaciones para la
planificación del mantenimiento óptima de los activos, lo que requiere modelos
de confiabilidad sofisticados a nivel de los componentes y de la red. Asimismo, la
ejecución de estas decisiones y la información sobre el costo y el rendimiento real,
es la responsabilidad del proveedor de servicios de activos. La última etapa de la
cadena de gestión de activos es la recopilación de datos relacionados con el impacto
de las operaciones de mantenimiento y el estado de los equipos. La gestión de
activos es un proceso impulsado por los datos, en su mayoría acerca de la
historia del sistema. Los cuales se almacenan formando una base de datos. La
correcta integración y extracción de la información de esta base de datos pueden
apoyar la toma de decisiones futuras. Una aplicación importante de los datos
23
históricos es determinar un modelo de confiabilidad de los diferentes equipos de un
sistema de distribución eléctrica. La única solución práctica para el modelado
de la confiabilidad del componente de distribución eléctrica es el método
estadístico debido al elevado número de componentes instalados en redes de
distribución eléctrica.
Figura 2.4: El marco de gestión de mantenimiento de distribución eléctrica basado en la
estrategia de gestión de activos.
Una adecuada gestión de activos permitirá optimizar los recursos de las empresas
de distribución eléctricas además de asegurar que el desempeño de los activos no se
deteriore con el tiempo, en particular en lo relacionado con la calidad de servicio
eléctrico (figura 2.5) Disponer de un sistema de gestión integrado y normado a lo
largo del ciclo de vida permite su auditoría y brinda tranquilidad a reguladores
acerca del desempeño de los mismos.
ConfiabilidadRecursosRiesgos
Modelado de la confiabilida de la
red
Asignación de recursos de
mantenimiento
Modelado de los componentes de
confiabilidad
Plan de mantenimiento óptimo
Almacen de datos- Registro de activos- Datos meteorologicos- Operacion y manteniento de datos
- Operacion del mantenimiento- Inspección- Respuesta apagón
Niv
el d
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tilid
adN
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ivel
de
com
po
nen
tes
24
Figura 2.5: Mantenimiento de equipos y antigüedad.
Aplicaciones en las prácticas de gestión de activos en sistemas de distribución.
En esta sección se analiza algunas de las nuevas metodologías aplicadas en la
Gestión Integral de Activos en sistemas de distribución de electricidad [20] [21], las
que podemos agrupar en los siguientes conceptos.
a. Planificación basada en el análisis de riesgos (RBP).
b. Mantenimiento basado en la fiabilidad (RCM).
c. Contratos de servicios por objetivos.
a. Planificación basada en la evaluación del riesgo (Risk Based Planning).
La planificación de la mejora y expansión de las redes distribución es fundamental
si se quiere lograr un sistema eficiente, que cumpla correctamente con su función
de llevar la energía eléctrica a los consumidores finales, a un coste competitivo y
con rentabilidad justificada.
El planificar con suficiente anticipación la expansión de la red permite adelantarse a
los problemas potenciales de la misma y racionalizar las inversiones que deben
efectuarse para su optimización. No obstante, el estado actual de los sistemas es
función de su desarrollo histórico, obedeciendo tanto a una serie de condicionantes
endógenos (nivel tecnológico, arquitectura de red, propiedad de las redes, etc.)
25
como exógenos (orografía, tipo de mercado, esquema retributivo, evolución
socioeconómica de la región, etc.). Estas circunstancias pueden implicar la
reducción de las funciones realizadas por los activos en el sistema y, por ende, la
utilidad que ellos tienen en el suministro del servicio deseado.
Estos condicionantes repercuten, por un lado, en deficiencias en la capacidad
instalada y, por otro, en una rigidez operativa del sistema. De esta forma, los
sistemas tienen dificultades para proporcionar servicios que conjuguen alta cantidad
(demanda) con alta calidad (confiabilidad).
Es por ello que las compañías eléctricas deben mantenerse al día en cuanto a la
planificación de sus sistemas, actualizando permanentemente los criterios de
planificación, comparándolos con los utilizados por otras empresas eléctricas, e
investigando la efectividad de las últimas tendencias de planificación utilizadas en
el sector.
En esta actualización de criterios hay que tener muy en cuenta las actuales
restricciones de presupuesto y, por tanto, considerar como elemento fundamental el
equilibrio de los resultados obtenidos entre el crecimiento (cantidad) vs.
Confiabilidad que se pretende obtener (calidad).
Desde este punto de vista, la planificación basada en el análisis de riesgos permite
conjugar puntos de vista tanto técnicos como económicos a través del enfoque
probabilístico de la planificación (análisis multiescenario), y de la evaluación de los
efectos que tienen las decisiones en los distintos niveles (generación, transporte,
distribución, etc.) que integran el suministro eléctrico. Se propugna por tanto la
sustitución de los actuales criterios deterministas por criterios probabilistas que
permitan medir el riesgo tanto de las decisiones como de las no decisiones de
inversión.
Las principales características de este sistema de planificación serían:
• Establecimiento de forma sistemática de la planificación a corto (1 año),
medio (5 años) y largo plazo (10-20 años). Esto permitirá la construcción a
26
futuro de redes optimizadas, con mejores índices de fiabilidad y de calidad
de servicio.
• Definición múltiple de escenarios de análisis para cada horizonte temporal
con la incorporación del concepto de probabilidad en el nivel de demanda,
intercambios de potencia, escenarios de contingencias y prácticas de
operación.
• Incorporación del análisis de fiabilidad al proceso de planificación para
considerar los criterios.
• Penalizaciones por la reglamentación vigente (SAIDI/SAIFI), así como las
soluciones de automatización, control y protección que resulten adecuadas
en cada caso con relación a un análisis costo/beneficio.
• Adecuación del concepto de mantenimiento en los procesos de planificación
a corto plazo (1 año). De este modo, los análisis tendrán en cuenta el efecto
que los cambios operativos pueden tener en la funcionalidad de los activos
analizando la relación coste/beneficio que se produce por la variación del
coste necesario en el mantenimiento del sistema.
b. Mantenimiento basado en la confiabilidad (Reliability Centered
Maintenance)
En la mayoría de los casos (Figura 2.6), la filosofía general de mantenimiento
actualmente empleada por las compañías del sector, se basa en una combinación de
mantenimiento correctivo (con actuación en función de la gravedad del problema
detectado), preventivo (en función de un calendario fijo de revisión) y predictivo
(sobre la base de las condiciones que presenta el equipo tras un diagnóstico según
un programa fijo de revisiones).
Esta metodología, aun cuando es correcta en cuanto a las acciones a tomar para
mantener los activos del sistema, adolece de la posibilidad de evaluar la
“verdadera” función que realiza el activo dentro de la operación del sistema y el
efecto que su indisponibilidad (programada o no) tendría en la operativa.
27
Adicionalmente, una mejora de las estrategias de mantenimiento permitiría reducir
el coste operativo aplicado para activos definidos en entornos regulados donde, en
muchos casos, no se perseguían estrategias de planificación, diseño, construcción y
rehabilitación/reemplazo efectivas en costo.
Ambas circunstancias introducen el concepto de mantenimiento basado en
confiabilidad/riesgo (RCM) definido como un proceso que combina y utiliza la
inspección, diagnóstico y análisis de los sistemas de distribución como elementos
que permiten tomar las decisiones sobre el tipo de mantenimiento a aplicar
(correctivo, predictivo, preventivo) según la criticidad y funcionalidad del equipo.
Este método de definición de la estrategia de mantenimiento está siendo utilizado
de forma satisfactoria en otros campos como el aeronáutico, de automoción, de
acero, etc., siendo su ventaja principal el hecho que une de forma unívoca el tipo de
mantenimiento a realizar con el efecto que el mismo tiene en las funciones
esperadas en el elemento considerado. Es decir; permite “medir” el riesgo asociado
a cada decisión.
Figura 2.6: Desarrollo de filosofías de mantenimiento.
Como se puede observar en la Figura 2.7, la implantación del proceso RCM parte,
de una caracterización de los equipos (activos) tanto en la condición física de los
mismos como en la importancia que tienen dentro de la operación.
Costo del mantenimiento AltoBajoBajo
Dis
po
nib
ilid
ad
de
leq
uip
o
Alta
Basado en
eventos
(Correctivo
Basado en la confiabilidad
(RCM) Basado en la
condicion(CBM)
Basado en el tiempo (TBM)
28
El proceso de evaluación de la condición del activo será realizado mediante un
diagnóstico y una auditoría física de los elementos incorporando a su vez los
condicionantes que se pueden producir por el entorno de operación del activo. En
este caso, como factores que conforman esta condición, se pueden indicar entre
otros:
• Edad de equipo.
• Operaciones por año.
• Mecanismo de operación.
• Experiencia de operación con equipos similares.
• Resultados de diagnósticos.
• Experiencia del personal de servicio.
• Tasa de fallos.
Figura 2.7: Desarrollo estratégico RCM.
• En cuanto a la definición de la importancia del equipo se utilizará los
resultados obtenidos a partir del análisis teórico de planificación/explotación
del sistema. Entre otros factores que miden la “importancia” del equipo cabe
citar:
• Tiempos de reparación y reposición de servicio.
• Mercado interrumpido.
• Impacto económico.
Caracterización de los equipos
Definición de estrategias de mantenimiento
Monitorizaciónonl ine mediante
telemedición
Inspección y diagnóstico
Experiencia yasesoría técnica
Evaluación de la fiabilidad
del equipo
Evaluación de la condicióndel equipo
Determinación de laimportancia del equipo
Estrategia de mantenimientoorientada a la fiabilidad y a la
gestión del riesgo
Objetivos
Determinar el estadoy la importancia de cadatipo de equipo
Especificar las necesida-des de mantenimientoa partir de su condicióne importancia
Definir empírica y diná-micamente las accionesde mantenimiento arealizar en cada tipo deequipo
29
• Energía no Suministrada.
• Penalización por Marco Regulatorio.
• Impacto social.
• En definitiva, la estrategia de mantenimiento se fija para cada equipo, como
resultado del análisis de riesgos asociados a los distintos objetivos
(penalizaciones por calidad de suministro, presupuesto de inversión,
reducción de costes, etc.).
Los principales resultados obtenidos de la aplicación de la estrategia de
mantenimiento RCM son:
• Establecer las prioridades de inversión, planificando la tipología de
mantenimiento (ver Figura 2.8) según el balance condición e importancia.
Por tanto, algunos elementos entran exclusivamente en correctivo, otros en
preventivo (TBM o Time Based Maintenance)7, otros en predictivo (CBM o
Condition Based Maintenance)8 y en otros casos se recomienda la
sustitución.
7 TBM. Mantenimiento basado en el tiempo es más eficaz cuando la revisión general o la sustitución del
equipo es barata en comparación con el coste de un fallo y predomina un modo de fallo conocido y sencillo. 8 CMB. el mantenimiento basado en la condición, que es el que presenta mejor relación entre coste y
eficacia para equipos críticos.
Con
dic
ión
Importancia
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
100
90
80
70
50
40
30
20
10
Prioridad
Reemplazo
TMB/CMB
InspecciónMantenimiento correctivo
30
Figura 2.8: Planificación del mantenimiento.
• La evaluación conjunta del coste de las prácticas de mantenimiento y su
efecto en la fiabilidad operativa (calidad del suministro) permite determinar
a partir del compromiso entre aumento de la calidad de servicio y la inver-
sión requerida, el potencial de optimización de los recursos disponibles (ver
Figura 2.9).
• Los trabajos de auditoría y diagnóstico realizados para la evaluación de la
condición de los equipos, más la determinación del efecto y la importancia
de los mismos en la operativa del sistema permite, el Gestor de los Activos,
especificar contratos basados en coste y/o calidad de servicio para su
relación con los proveedores del servicio.
Figura 2.9: Optimización del mantenimiento.
De esta manera, se comparten los riesgos y los beneficios entre la compañía
y el proveedor de servicios, siendo este proceso, a su vez, un incentivo de
mejora de la eficiencia para el personal de mantenimiento (tanto propio
como ajeno a la compañía).
• Por último, como se puede observar en la Figura 2.10, a partir del
conocimiento del tipo de mantenimiento y el control del tiempo de ac-
tuación del mismo (por la evaluación del efecto que tiene en la operativa del
Confiabilidad
Co
sto
Compromiso:
Ca l idad sevicioInversión necesaria
RCM/RBM
Situacion actual
Area2Subestación
Area 1Subestación
Mejorapotencial
31
sistema), es posible la mejora de la curva de uso de los recursos humanos
necesarios para estas prácticas de mantenimiento, facilitando la mejor
gestión del ratio personal propio vs. subcontratado.
Figura 2.10: Gestión de recursos humanos.
c. Desarrollo Contratos de Servicios basados en desempeño (Performance
Based Contracts)
Los procesos de planificación y mantenimiento basados en la gestión del riesgo
permiten identificar y evaluar la variación y el grado de cumplimiento de los
objetivos funcionales deseados para los activos que componen los sistemas de
transporte y distribución de electricidad.
Esta circunstancia permite ampliar y mejorar la gestión de los contratos de servicio
que las compañías puedan articular, pasando del concepto tradicional de relación
compañía/contratista, a un contrato de servicios basado en el desempeño (PBC)9.
Efectivamente, en este tipo de relación, el objetivo básico que se le exige al servicio
del proveedor es mantener un nivel de desempeño del conjunto de activos que
permita preservar las funciones que éste tiene en la operativa del sistema.
9 En el contrato basado en el desempeño, el servicio de mantenimiento tiene un precio fijo, el cual es sujeto
a penalidades dependiendo de un polinomio que evalúa mensualmente aspectos objetivos del servicio
los pagos por la gestión y mantenimiento de los activos viales están estrechamente asociados al
cumplimiento por parte del contratista de unos indicadores mínimos de niveles de servicio claramente
definidos
32
De esta manera, el acuerdo no definiría a priori la clásica especificación de los
trabajos (acciones) necesarios, sino que estará basado en el cumplimiento de
indicadores de desempeño (Key Performance Indexes, KPI)10 que engloben y
aseguren el cumplimiento de los objetivos estratégicos de la empresa.
Estos indicadores deberán medir entre otros aspectos, la satisfacción del cliente
(p.e. número de quejas, reclamaciones), la confiabilidad y disponibilidad del
sistema la seguridad en el trabajo (i.e. n° incidentes, ratios de indisponibilidad
laboral,), el cumplimiento de los presupuestos operativos, etc.
El propio conocimiento del efecto de los indicadores en el cumplimiento de los
objetivos prefijados (definidos en el análisis previo de las estrategias de
planificación, operación y mantenimiento) y la “funcionalidad” de los activos,
permitirá englobar los contratos de servicio desde la actuación en equipos
individualizados hasta acuerdos de servicios a aplicar a un sistema completo.
Esta circunstancia, permite la aplicación de acuerdos y alianzas a largo plazo con
los proveedores de servicio que aseguren la funcionalidad de los activos de los
sistemas de transporte y distribución eléctrica.
Por otra parte, la adjudicación de contratos PBC flexibilizan el coste de estos
servicios en la compañía eléctrica. Efectivamente, al poder pasar de un coste fijo
(normalmente articulado por horas trabajadas) a un coste variable (compuesto por
parte fija más un complemento de bonificación/penalización según el cumplimiento
de los KPI la aplicación de los recursos económicos operativos se une al objetivo
estratégico perseguido que, a su vez, repercute en los ingresos tangibles
(económicos) o intangibles (imagen) deseados.
Planificación del mantenimiento en el sector eléctrico.
10 KPI, del inglés Key Performance Indicator, conocido como Indicador clave de desempeño, (o también
Indicador clave de rendimiento) es una medida del nivel del desempeño de un proceso; el valor del indicador
está directamente relacionado con un objetivo fijado de antemano. Normalmente se expresa en porcentaje.
33
El mantenimiento de los sistemas eléctricos resulta crítico a efectos de obtener una
posición competitiva en el mercado por parte de las compañías del sector de
electricidad. A diferencia de otras industrias, dichos sistemas presentan una gran
importancia para la sociedad en general, y deben contar en forma inherente con una
elevada confiabilidad, a lo que se suma el hecho que la producción y el consumo de
energía deben encontrarse en todo momento en equilibrio. Por lo tanto las
interrupciones frecuentes del servicio resultan inaceptables debido a los elevados
costos directos e indirectos que esto representa para la sociedad en su conjunto.
Como en muchos otros sectores industriales, en las compañías distribuidoras de
energía eléctrica, los costos de mantenimiento de equipos e instalaciones
representan una parte muy importante de sus costos operativos totales. Esta
situación se pone de manifiesto por una cantidad de factores, tales como las
imposiciones fijadas por los organismos reguladores, el incremento en la
solicitación de las instalaciones con el consiguiente mayor nivel de exigencia de las
redes y el nuevo comportamiento y demandas de los clientes, en términos de
requerimientos de precios y calidad del servicio brindado.
La responsabilidad de las compañías distribuidoras frente a las nuevas demandas
que deben afrontar, implica que las estrategias adoptadas en la gestión del
mantenimiento deben estar orientadas a lograr altos niveles de disponibilidad de sus
instalaciones, obteniendo al mismo tiempo un nivel de eficiencia significativo en
los distintos procesos de O&M desarrollados por estas.
Puesto que las características operacionales particulares de los sistemas eléctricos
de distribución, por ejemplo, varias topologías, diferentes regiones geográficas,
diversos elementos de protección y maniobra, hacen que éstos presenten un alto
riesgo en la interrupción del suministro de energía eléctrica. Además de esto, el
ambiente competitivo en el cual se desempeñan actualmente las empresas
distribuidoras impone a las mismas un enfoque estratégico de las acciones de
mantenimiento, dado que aspectos técnico-económicos relacionados a la calidad de
34
servicio señalan la necesidad de aplicar estrategias de mantenimiento capaces de
extender la vida útil de los elementos más críticos y aumentar así la confiabilidad
del sistema eléctrico.
La eficiencia, flexibilidad y facilidad de aplicación de las diferentes técnicas de
mantenimiento en el sector eléctrico constituyen una poderosa herramienta para
mejorar la confiabilidad de los sistemas eléctricos de distribución. En este sentido,
la política, y la planificación del mantenimiento deben ser elaboradas a partir de los
requerimientos particulares del sector eléctrico y en función de cada instalación en
particular [23]. Según se especifica en [24], es recomendable utilizar una meto-
dología que permita enfocar los recursos disponibles hacia aquellos sistemas
con mayor índice de fallas en un determinado período de tiempo a través de un
análisis meramente estadístico y económico, que considere además el estado
operacional de los componentes (interruptores, recloser, seccionadores, bancos de
capacitores, entre otros).
La clave para determinar el intervalo de mantenimiento consiste en encontrar el
punto óptimo que dé como resultado un mínimo costo operativo y de mantenimien-
to para las redes de distribución, manteniendo la confiabilidad del sistema en
niveles aceptables [24], [25]. El mantenimiento representa un alto porcentaje de la
inversión y del costo de operación de un sistema eléctrico de distribución, y esto
justifica los estudios necesarios para determinar el tipo y la frecuencia de
mantenimiento a ser utilizado en cada área del sector eléctrico. Por ello, varias
metodologías relacionadas a la gestión del mantenimiento en el sector eléctrico,
especialmente en los sistemas eléctricos de distribución, fueron presentadas en los
últimos tiempos [25]-[28].
Fundamentos del mantenimiento.
El mantenimiento resulta crucial para las empresas de la industria eléctrica, a fin de
utilizar sus activos del mejor modo posible. Desde el punto de vista de la
confiabilidad, la razón para el mantenimiento en el sector eléctrico es bastante
35
clara, esta es incrementar la confiabilidad por medio de la mejora del estado del
equipamiento
El objetivo principal del mantenimiento es lograr la máxima "vida económica" de
un determinado elemento, equipo o sistema. El concepto de vida económica se
refiere al tiempo durante el cual un determinado elemento es económicamente útil,
es decir, es más barato operarlo que reemplazarlo. Esto implica que, a través de
técnicas de mantenimiento, el sistema analizado presente el mayor grado de
confiabilidad, disponibilidad, seguridad y funcionalidad [24]. En el sector eléctrico,
la vida económica de los sistemas eléctricos de distribución, está fuertemente
relacionada al estado operacional de los elementos que la componen. Por ejemplo,
un elemento existente en la red de distribución, cuyo estado operacional com-
promete el suministro de energía eléctrica, es más económico reemplazarla
mediante un mantenimiento preventivo (programado), que afrontar las multas y los
costos sociales originados por una falla repentina en dicho elemento.
Tradicionalmente, las estrategias de mantenimiento utilizadas en el sector eléctrico
se han basado en el mantenimiento a intervalos fijos. Sin embargo, esta
metodología es ineficiente debido a los elevados costos asociados y al difícil
control de la vida útil de los componentes. Por esta razón, nuevos métodos de man-
tenimiento fueron surgiendo en el transcurso de los años con el objetivo de
encontrar el punto óptimo entre los costos de mantenimiento y los costos necesarios
para mantener un nivel aceptable de confiabilidad en el sistema [25]. En líneas
generales, los trabajos de mantenimiento en líneas de distribución de energía
pueden ser divididos en tres grupos [29]:
a. Identificación de los puntos críticos: consiste en analizar, a través del histórico
de interrupciones, cuáles son los circuitos que presentan un mayor número de
fallas. A partir de este análisis, se genera un informe de prioridades para
efectuar las inspecciones de campo. Dichas inspecciones se realizan para
detectar anomalías y registrarlas en un informe.
36
b. Programación del mantenimiento: la programación del mantenimiento del SED
se realiza anualmente, con base en la experiencia de la empresa distribuidora y
analizando los informes de interrupciones e informes de inspección de campo.
La programación anual se subdivide en trimestres, y posteriormente en
programaciones mensuales. Todos los servicios de mantenimiento son
descriptos en esta programación, siguiendo un cronograma predefinido. La
programación es la línea maestra para las actividades en el transcurso del año,
pudiendo sufrir alteraciones según lo encontrado en las inspecciones o en los
imprevistos de emergencia como.
c. Mantenimiento de redes de distribución: existen varias operaciones destinadas a
su conservación. Entre éstas, se destacan el cambio de conductores, cambio de
aisladores, cambios de equipos de protección (interruptores, pararrayos,
fusibles), cambio de postes y sustitución de piezas corroídas. En el
mantenimiento de aisladores y accesorios de conductores y pararrayos, las
tareas de mantenimiento pueden efectuarse con la línea desenergizada o con la
línea energizada.
Las acciones de mantenimiento son ejecutadas en base a la de-gradación de los
componentes y las probabilidades de fallas potenciales, características y
consecuencias. Es esperable, que mediante la aplicación de políticas mantenimiento
efectivas puedan reducir interrupciones de servicio y las muchas consecuencias
indeseables de dichas interrupciones. Claramente entonces, el mantenimiento
impacta en la confiabilidad de los componentes y del sistema mismo.
Por tal motivo, las compañías del sector eléctrico, han empleado desde siempre
programas de mantenimiento para mantener su equipamiento en buenas
condiciones operativas tanto como sea posible, aunque estos programas han ido
evolucionando en cantidad y complejidad en forma considerable con el transcurso
del tiempo.
El tratamiento tradicional en la planificación del mantenimiento en estas empresas,
ha consistido mayormente en actividades predefinidas efectuadas a intervalos
37
regulares. Históricamente, las estrategias de mantenimiento aplicadas se han basado
en los programas recomendados por los fabricantes del equipamiento. Según las
empresas iban desarrollando su propio historial de mantenimiento y acumulaban
experiencia estadística en la explotación de sus activos, fueron ajustando sus
programas de mantenimiento de modo de reflejar con más precisión la verdadera
condición operativa de su equipamiento.
Sin embargo, durante los últimos años, muchas empresas del sector han comenzado
a reemplazar sus rutinas de mantenimiento, incorporando programas más flexibles
basados en el análisis de necesidades y prioridades.
En la actualidad, las empresas de energía eléctrica se encuentran en la búsqueda de
nuevas metodologías y prácticas de mantenimiento, a efectos de optimizar su
gestión, con el objeto de reducir costos y a la vez mejorar la confiabilidad del
equipamiento y la disponibilidad de las instalaciones, todo ello destinado a obtener
un esquema que balancee costos y confiabilidad.
Factores de influencia a los índices de continuidad SAIFI – SAIDI
En general, se puede decir que los índices de continuidad tienen una gran dispersión
entre regiones y países. Se ha demostrado [36] que también en redes muy parecidas
puede aparecer valores de índices con diferencias importantes. Se ha determinado
factores de influencia y clasificado estos factores de influencia en dos grupos [37]:
a. Factores históricos o heredados.
Estos factores se derivan del diseño actual de la red. Debido al largo periodo de
amortización de las redes de distribución, muchas decisiones sobre el diseño de
la red se tomaron en el pasado en un marco regulado con diferentes criterios de
diseño. Cualquier cambio en el diseño de la red implica unas fuertes
inversiones, por ejemplo cambiar la tensión de la red de distribución.
38
Los factores históricos se derivan de las características de la red de distribución
fruto del diseño y la configuración de la red. El diseño de la red engloba los
siguientes factores:
• Tensión de la red.
• Trazado de la red.
• Grado de soterramiento.
• Interconexiones entre líneas colindantes.
• Protecciones de la red.
• Automatización y monitorización de la red.
Los factores históricos que influyen en los índices de continuidad están
presentes en decisiones tomadas sobre la red a lo largo de su historia. Aspectos
en el diseño de la red que afectan sus índices son por ejemplo criterios
tecnológicos en el año de la construcción de las líneas o subestaciones, los
factores geográficos, decisiones políticas, decisiones económicas de la empresa
etc. Todas estas decisiones que se toman en el pasado pueden llevar a que dos
compañías posean redes con distintos niveles tecnológicos con características
diferentes y niveles de continuidad de suministro distintos.
b. Factores intrínsecos o inherentes.
Estos factores son producto de las características demográficas y geográficas
de la zona donde se encuentra la red de distribución.
Los factores intrínsecos o inherentes son los que relacionan las diferencias
geográficas y demográficas con las diferentes zonas de suministro. De hecho,
estos factores son propios de la zona de suministro y la posibilidad de
corregirlos es limitada. Los factores intrínsecos más importantes son los
siguientes:
• Descargas atmosféricas
39
• Contaminación salina e industrial
• Factores climáticos
• Fauna y flora (animales, árboles)
• Densidad de la población
Finalmente, cabe señalar que los índices de continuidad no son del todo
comparables entre regiones, países o compañías eléctricas, aunque se hayan
elaborado bajo los mismos criterios. Existe una tendencia de introducir un
mecanismo de regulación de la calidad de suministro a través de incentivo y
penalización para estimular compañía eléctricas invertir en redes más fiables. En
este caso, los reguladores deberían considerar los factores influencia en el cálculo
de incentivos [37].
Medidas para mejorar la confiabilidad de las redes de distribución
Las medidas de mejora de la fiabilidad de redes eléctricas de distribución se pueden
resumir en tres grupos:
a. La reducción de la tasa de fallos.
La reducción de la frecuencia de las interrupciones se puede conseguir a través del
aumento de la fiabilidad del sistema y sus componentes. Dichas medidas aumentan
la fiabilidad, reduciendo la tasa de fallos y en consecuencia reduciendo todos los
índices de continuidad en global (SAIFI, SAIDI, TIEPI etc.) de la zona. Las
medidas a tomar en las instalaciones para reducir la tasa de fallos pueden ser las
siguientes:
a. Mantenimiento preventivo y monitorización.
b. Reposición preventiva de componentes que han alcanzado su vida útil
c. Cables aislados o semiaislados en líneas aéreas.
40
d. Recorte de la vegetación cerca y debajo de las líneas aéreas.
e. Protecciones contra la invasión de animales en instalaciones
b. La reducción del tiempo de afectación.
El tiempo de afectación representa principalmente el tiempo necesario para
reestablecer el suministro en la zona afectada por la interrupción. Debida a la
configuración de la red, la zona afectada por la falta producida se puede aislar de la
parte sana, desconectando la sección de la red que englobe esta zona. Es importante
realizar el procedimiento adecuado de maniobra que permita aislar la mínima
sección afectada posible. Esta medida no reduce el tiempo de afectación de la
sección afectada, pero introduce una mejora substancial en tiempo para las partes
de la red no afectadas directamente por la falta, sobre todo, si la operación de la
reconfiguración de la red está automatizada. Además, si la reconfiguración se
produce en un tiempo menor de tres minutos, la interrupción experimentada por el
cliente no se considera una interrupción de larga duración. Estas medidas afectan
principalmente a los índices que dependen del tiempo de afectación como SAIDI, y
SAIFI.
Dicha reducción se puede conseguir actuando sobre las siguientes medidas:
• Automatización de las redes.
• Reconfiguración del sistema tras el fallo.
• Sistema de localización de fallos.
• Reducción del tiempo de respuesta.
c. La reducción de número de clientes afectados.
Por último, con la reducción de número de clientes o potencia interrumpida por
cada falta se puede conseguir la disminución de todo tipo de índices (SAIFI,
SAIDI, etc.) de la zona y a través de las siguientes medidas:
• Reconfiguración permanente de la red.
41
• Más elementos de protección.
• Régimen de puesta a tierra del neutro resonante.
Una forma muy eficiente de mejorar los índices de continuidad es la reducción del
número de clientes por cada línea, ya que ante una falta en la línea, la interrupción
afecta a un número menor de clientes. Si se combina esta medida con una reducción
de la longitud de las líneas se puede conseguir una tasa de fallos menor por línea.
Las dos medidas se pueden conseguir al aumentar el número de líneas por
subestación y aumentar la densidad de subestaciones de AT/MT en una zona.
Diagnóstico de los componentes de líneas aéreas de distribución.
Las características operaciones particulares de los sistemas eléctricos de
distribución (SED), por ejemplo, varias topologías, diferentes regiones geográficas,
diversos elementos de protección y maniobra, hacen que éstos presenten un alto
riesgo en la interrupción del suministro de energía eléctrica. Además de esto, el
ambiente competitivo en el cual se desempeñan actualmente las empresas
distribuidoras impone a las mismas un enfoque estratégico de las acciones de
mantenimiento, dado que aspectos técnico-económicos relacionados a la calidad de
servicio señalan la necesidad de aplicar estrategias de mantenimiento capaces de
extender la vida útil de los elementos más críticos y aumentar así la confiabilidad
del sistema eléctrico.
La eficiencia, flexibilidad y facilidad de aplicación de las diferentes técnicas de
mantenimiento en el sector eléctrico constituyen una poderosa herramienta para
mejorar la confiabilidad de los SED. En este sentido, la política, el plan y los
programas de mantenimiento deben ser elaborados a partir de los requerimientos
particulares del sector eléctrico y en función de cada instalación en particular [1].
Según se especifica en [2], es recomendable utilizar una metodología que permita
enfocar los recursos disponibles hacia aquellos sistemas con mayor índice de fallas
en un determinado período de tiempo a través de un análisis meramente estadístico
42
y económico, que considere además el estado operacional de los componentes
(interruptores, recloser, seccionadores, bancos de capacitores, entre otros).
La clave para determinar el intervalo de mantenimiento consiste en encontrar el
punto óptimo que dé como resultado un mínimo costo operativo y de
mantenimiento para las redes de distribución, manteniendo la confiabilidad del
sistema en niveles aceptables. El mantenimiento representa un alto porcentaje de la
inversión y del costo de operación de un SED, y esto justifica los estudios
necesarios para determinar el tipo y la frecuencia de mantenimiento a ser utilizado
en cada área del sector eléctrico. Por ello, varias metodologías relacionadas a la
gestión del mantenimiento en el sector eléctrico, especialmente en los SED, fueron
presentadas en los últimos tiempos En este contexto, este artículo presenta un
estudio de caso sobre el impacto que ejerce el Mantenimiento Centrado en
Confiabilidad (Reliability Centered Manteinance -RCM-) sobre los diferentes
elementos que conforman un SED.
Mantenimiento centrado en confiabilidad en sistemas eléctricos de distribución.
El mantenimiento centrado en confiabilidad (RCM) es un enfoque sistemático para
el planeamiento del mantenimiento considerando aspectos de confiabilidad. Aquí,
la condición operacional del elemento se combina con la importancia del mismo en
la operación del SED. El RCM no es el único método de mantenimiento, pero
permite comparar los métodos existentes para elegir el más rentable sin
comprometer la confiabilidad del sistema eléctrico.
Al aplicar el RCM a nivel de elementos, se busca definir cuáles son los diferentes
modos de fallas y sus efectos, definiendo también cómo las diferentes acciones de
mantenimiento pueden afectar dichos mecanismos de falla. Un proceso RCM
generalmente incluye las siguientes etapas:
• Listado de elementos críticos y sus funciones.
43
• Análisis de modo de falla y sus efectos para cada elemento elegido con
determinación de la historia de falla y cálculo del tiempo medio entre fallas.
• Categorización de los efectos producidos por las fallas y determinación de
las posibles tareas de mantenimiento.
• Realización de las tareas de mantenimiento definidas.
• Evaluación del programa de mantenimiento incluyendo los costos asociados
El RCM presenta varias ventajas en relación a otras técnicas de mantenimiento,
algunos de los beneficios del RCM son:
• Reduce las principales acciones correctivas
• Elimina las revisiones innecesarias y las tareas rutinarias que proveen
pequeños beneficios
• Optimiza las frecuencias de las revisiones
• Aumenta el uso de la tecnología de predicción que ayuda con la
planificación de los recursos
• Disminuye las tareas "intrusas" que pueden provocar fallas en los equipos
• Mejora la relación costo-efectividad de las tareas de rutina
• Crea las bases técnicas necesarias para documentar los programas de
mantenimiento
• Agiliza los procesos de comunicación, conocimiento y trabajo en equipo.
En la búsqueda de optimizar los costos del mantenimiento preventivo, de manera
significativa en los sistemas eléctricos de distribución, para evaluar la condición de
los equipos, al CBM se le incorpora técnicas de análisis estadísticas de las fallas,
que permitirán establecer el momento de evaluar las actividades de este tipo de
mantenimiento.
La confiabilidad se basa en evaluar el tiempo entre fallas en cualquier sistema
sujeto a fallar, como muestra la Figura 2.11. Para los sistemas de distribución se
44
consideran que estas fallas provocan una suspensión o interrupción del servicio. El
TMEF representa el intervalo de tiempo más probable entre la ocurrencia de fallas
consecutivas y se determina con la ecuación:
Figura 2.11: Tiempo entre fallas TEF.
El RCM se basa en el análisis estadístico de las fallas en función de las variables
que muestra la Figura 2.12. El análisis técnico considera la importancia de las
fallas ocurridas que sobre el sistema. En este sentido, se deberán establecer
indicadores en función, por ejemplo, para categorizar las actividades de
mantenimiento.
Figura 2.12: Componentes de un análisis de falla.
𝑇𝑀𝐸𝐹 = 𝑇𝐸𝐹𝑖𝑚
𝑖=1
𝑚
AnálisisTécnico
Análisis
Técnico
Efectos sobre
el s istema
Causas
Modos de
fa l la
Confiabilidad
Disponibilidad
Mantenibilidad
45
Distribución Weibull11 y confiabilidad de sistemas de distribución de energía
La función de distribución Weibull es uno de los modelos genéricos que ha
trabajado bien para describir la relación entre confiabilidad y tiempo, de muchos
modos de falla. La mayor ventaja de Weibull es la capacidad para proporcionar
tanto un análisis de falla y predicciones de riesgo muy preciso y con un número
extremadamente pequeño de datos recolectados. Adicionalmente mediante esta
función se pueden encontrar soluciones a la determinación del intervalo de
mantenimiento en una etapa temprana del problema, sin tener que esperar a que el
sistema falle un poco más
Una forma de calcular la confiabilidad es a través de la función Weibull, la cual
permite atribuir una función de distribución de probabilidad a la variable aleatoria
de interés, además también nos permite determinar variables importantes como: el
índice de importancia y la probabilidad de falla. Todos estos parámetros serán
encontrados en el capítulo III del presente trabajo ya que nos servirán para una
futura planificación del mantenimiento.
Este método es muy útil en aquellos sistemas que pueden fallar según un número
infinito de maneras, característico de los sistemas eléctricos de distribución. Es
lógico pensar que a medida que pasa el tiempo, los componentes de los equipos, los
propios equipos y los elementos que componen un sistema tiendan a deteriorase,
incrementando así la probabilidad de una falla.
Teoría de fallas.
El término falla se refiere a cualquier incidente o condición que cause la
degradación de un producto , proceso o material de tal forma que ya no pueda
realizar las funciones de una manera segura, confiable y a un costo razonable para
11 Propuesta por el ingeniero y matemático suizo Waloddi Weibull, es una función de distribución de tres
parámetros, la versatilidad de esta función radica en las diferentes formas que adopta dependiendo de los
valores que toman sus parámetros. Las implicancias físicas, teóricas, algebraicas y graficas son algunos
aspectos interesantes, que generan y dan lugar a una gran cantidad de trabajos diversos.
46
las que fue concebido. Las fallas ocurren de manera incierta y son influenciadas por
el diseño, manufactura o construcción, mantenimiento y operación, así como
factores humanos; algunas de ellas pueden llegar a ser catastróficas. No existen
formas en que las fallas puedan ser eliminadas del todo, cualquier objeto llega a
fallar algún día sin importar que tan bien haya sido diseñado, lo único que se puede
hacer es reducir la incidencia de tales fallas dentro de cierto límite de tiempo, con la
integración efectiva de buena ingeniería y manejo de dichos objetos
a. Curva Típica de Flujo de Fallas
Es una curva que representa los diferentes tipos de falla que un equipo o
componente del mismo sufre durante el periodo de tiempo desde su puesta en
operación hasta que termina su ciclo de vida útil. La Figura 2.13 representa los tres
componentes que forman la curva típica de flujo de fallas.
b. Fallas tempranas
Se representan por la primer parte de la curva, las tasas de falla están asociadas con
equipo nuevo y pueden ser causadas por partes faltantes, falta de capacitación de las
personas que instalan el equipo, daño causado a los aparatos o dispositivos, o fallas
por defectos de fabricación de las máquinas y por insuficiente asentamiento de las
piezas y uniones.
c. Fallas aleatorias
Este tipo de fallas son inesperadas y pueden surgir por sobrecargas o averías,
causadas por factores externos que generan las fallas aún de las piezas mejor
construidas (región II de la gráfica de la Figura 2.13). A este tipo de fallas se les
llama fallas aleatorias y se representan por una línea horizontal, quiere decir que
cada miembro de la población de componentes tiene la misma probabilidad de
sufrir una falla.
d. Fallas por desgaste u obsolescencia
47
Se representan por la tercera parte de la gráfica de la Figura 2.13. Son las fallas
debido a obsolescencia, por la edad, fatiga, corrosión, deterioro mecánico, eléctrico,
hidráulico, o por el bajo nivel de mantenimiento y reparación.
Existe cierta similitud entre la curva típica de flujo de fallas y las tasas de
mortalidad y sobre vivencia humana
Figura 2.13: Curva típica de flujo de fallas.
Distribución Weibull
La ley Weibull de falla, es una distribución de probabilidad continua aplicable al
estudio de la confiabilidad en problemas relativos a la fatiga y vida de
componentes y materiales. Los parámetros en la distribución dan una gran
idea de la flexibilidad para modelar sistemas, en los cuales el número de fallas se
incrementa o decrece con el tiempo.
Esta distribución es usada con gran eficacia en los modelo de fallas. Cuenta con dos
parámetros, β llamado el parámetro de forma y η corresponde al parámetro de
escala. La función Weibull de densidad está dada por:
𝑓 𝑇 = 𝛽
𝜂 𝑇 − 𝛾
𝜂 𝛽−1
𝑒−
𝑇−𝛾𝜂
𝛽
48
β: parámetro de forma – es indicador del mecanismo de falla.
η: parámetro de escala – vida característica.
γ: parámetro de localización – la vida mínima.
Se puede notar, que dependiendo de los parámetros, la función cambia su forma
como se puede observar en la figura 2.14.
Para 0 < β < 1:
• A media que T tiende a cero, la función de densidad de probabilidad tiende
a infinito.
• Cuanto T tiende a infinito, la función de densidad de probabilidad tiende a
cero.
• f(T) decrece monótonamente y es convexa a medida que T aumenta.
Para β = 1:
• Se puede ver que la distribución exponencial es un caso particular de la
distribución Weibull, por lo tanto la propiedad mencionada en la ley de
fallas exponencial de “falta de menoría” es equivalente a la hipótesis de tasa
constante.
Para β > 1:
• f(T) = 0 cunado t = 0.
• Para β <2.6 la función de densidad de probabilidad de Weibull es asimétrica
y posee una cola hacia la derecha.
• 2.6 < β < 3.7 la cola desaparece y la forma de distribución se asemeja a una
función de densidad de probabilidad normal siempre que η = 1 y γ = 0.
• Para β >3.7, f(T) se vuelve nuevamente asimétrica y aparece una cola en el
lado izquierdo.
49
Figura 2.14: Función de densidad de probabilidad Weibull para distintos β.
El cuadro 2.3 muestra el resumen de las características de la función de densidad
Weibull.
Cuadro 2.3: Características función de densidad Weibull (to =γ).
Características de la función de confiabilidad Weibull
La función de confiabilidad Weibull se expresa en la ecuación:
𝑅 𝑇 = 𝑒−
𝑇−𝛾𝜂
𝛽
50
La figura 2.15 muestra la función de confiabilidad para diferentes valores de β y η.
Figura 2.15: Función de confiabilidad Weibull para distintos β.
La función de confiabilidad Weibull se inicia en 1, dado que se supone que al
iniciar la misión todos los equipos se encuentran en buenas condiciones y conforme
pasa el tiempo la confiabilidad va disminuyendo como se muestra en la figura 2.13,
para valores de β menores de 1 la función de confiabilidad disminuye de manera
asintótica. Al igual que la función de densidad, para valores de β = 1 la función de
confiabilidad asume la forma exponencial
Propiedades de la función de confiabilidad Weibull Para β = 1 la curva decrece monótonamente más rápido que para 0 < β < 1.
La confiabilidad para una misión (γ +η) empezando la misión a la edad cero es:
Lo anterior significa que para una misión de duración (γ +η) únicamente el 36.8%
de los equipos sobrevivirán.
Función de probabilidad de falla Weibull
La función de tasa de falla Weibull está dada por:
𝑅 𝑇 = 𝑒−
𝛾+𝜂−𝑇𝜂
𝛽
= 𝑒−1 = 0.368
51
La figura 2.16 muestra la función de probabilidad de falla valores de β.
Figura 2.16: Función de probabilidad de falla Weibull para distintos β.
La probabilidad de falla Weibull para 0 < β < 1 se inicia en ∞ cuando T = γ,
después decrece monótonamente cuando T → ∞ y λ → 0. Este comportamiento de
la distribución Weibull la hace viable para utilizarse en unidades que exhiben tasas
de falla que decrecen con la edad, es decir se identifica con la parte I de la curva
típica de fallas.
Para β = 1→ la función representa la tasa de falla constante de la vida útil de las
unidades que corresponde a la zona II de la curva típica de fallas, para este valor
coincide con la función exponencial.
Para β > 1, λ (T) crece cuando T se incrementa y se puede utilizar para representar
la falla de unidades exhibiendo fallas por desgaste, corresponde a la zona III de la
curva típica de fallas.
Para 1 < β < 2 la curva es cóncava, y la tasa de falla se incrementa a una tasa
decreciente
𝜆 𝑡 = 𝛽
𝜂 𝑇 − 𝛾
𝜂 𝛽−1
=𝑓(𝑇)
𝑅(𝑇)
𝜆 𝑡 = 1
𝜂= 𝜆
52
Para β = 2 se tiene el caso de la distribución Raleigh, en donde la tasa de falla es:
Para 2.6 < β < 5.3 se aproxima a la tasa de falla normal siempre que η = 1 y γ = 0
también utilizada para modelar las fallas debido a la edad u obsolescencia.
𝜆 𝑡 = 2
𝜂 𝑇 − 𝛾
𝜂
53
CAPITULO III: ANALISIS DE LOS DATOS DE
INTERRUPCIONES.
54
Descripción del sistema eléctrico de distribución SEAL.
En la figura 3.1 se muestra los sistemas eléctricos de la empresa de distribución de
energía eléctrica además se detallan en el cuadro 3.1 la zona de concesión, sectores
típicos, y alimentadores de la empresa en estudio12, Sociedad Eléctrica del Sur
Oeste S.A (SEAL), se considerara los datos de interrupciones del sistema de
interrupción de la empresa, a partir del año 2010 a la fecha, las instalaciones tienen
una vida útil similar de 25 años, además las líneas de distribución se encuentran en
zonas geográficas diferentes.
Figura 3.1: Sistemas Eléctricos SEAL.
12 Las redes de distribución detalladas de SEAL S.A del departamento Arequipa tales como: extensión de
línea de MT y BT, subestaciones de distribución propias y privada, elementos de protección, número de
lámparas se encuentran en el anexo 1.
55
Cuadro 3.1: Redes de distribución Departamento Arequipa.
Fuente: SEAL
93
Zonal 5
Zonal 00 Arequipa 2
PARQUE INDUSTRIAL
Total 3 Alim.
Total 5 Alim.
93 SAN ANTONIO5Caylloma
Total 1 Alim.
Total 1 Alim.
91 Valle del Colca 491 CALLALLI Total 2 Alim.
Total 2 Alim.
4Majes-Sihuas95
Zonal 4
95 MAJES Total 5 Alim.
92 Huanca 592 HUANCA Total 1 Alim.
26
Total 1 Alim.
Reparticion-La
Cano4 26 REPARTICION
27 EL CRUCE Total 3 Alim.
Total 2 Alim.
Total 5 Alim.
Total 11 Alim.
87 ORCOPAMPA4Orcopampa87
Zonal 3
Total 1 Alim.
Total 1 Alim.
81 Valle de Majes 481 CORIRE
70
Total 2 Alim.
Cotahuasi 570 COTAHUASI Total 1 Alim.
Total 2 Alim.
60
Total 1 Alim.
Chuquibamba 460 CHUQUIBAMBA Total 4 Alim.
Total 4 Alim.
Total 8 Alim.
Zonal 2
56Bella Union-
Chala4
56 BELLA UNION Total 3 Alim.
Total 3 Alim.
51 Atico 351 ATICO Total 1 Alim.
Total 1 Alim.
Caraveli 450 CARAVELI Total 1 Alim.
45
Total 1 Alim.
Ocoña 445 OCOÑA Total 1 Alim.
50
42
Total 1 Alim.
Camana 340 LA PAMPA Total 4 Alim.
Total 4 Alim.
Total 10 Alim.
Zonal 130 Islay 3
39 COCACHACRA Total 2 Alim.
38 CHUCARAPI Total 3 Alim.
37 LA CURVA Total 1 Alim.
36 MEJIA Total 1 Alim.
35 MATARANI Total 2 Alim.
34 ALTO AGUA LIMA Total 1 Alim.
31 MOLLENDO Total 3 Alim.
Total 13 Alim.
Total 13 Alim.
18 LAMBRAMANI Total 8 Alim.
4
2 SAN LAZARO
17 ALTO CAYMA Total 3 Alim.
16 REAL PLAZA Total 7 Alim.
14 PORONGOCHE Total 12 Alim.
8 CONO NORTE Total 4 Alim.
7 CHALLAPAMPA Total 6 Alim.
6 SOCABAYA Total 8 Alim.
5 JESUS Total 7 Alim.
Total 18 Alim.
3 CHILINA Total 7 Alim.
Total 8 Alim.
Total 88 Alim.
Total 88 Alim.
ALIMENTADORESZONAL SIST. ELECTRICO S.Tip SET
56
Métodos de recolección de datos.
El mantenimiento de equipo crítico, es una parte esencial de los sistemas de
distribución de energía. En servicios públicos de energía competitiva de hoy en día,
la planificación de mantenimiento constituye una parte esencial de la gestión de
activos. Sin embargo, en la mayoría de los países en desarrollo, esta parte esencial
de la gestión de activos puede recibir poco o ninguna atención, en el mejor de los
casos recibe un interés muy limitado de los propietarios de estos activos; es así que
solo el 43 % de las empresas encargadas de la distribución de la energía eléctrica en
Latinoamérica han brincado la brecha del mantenimiento correctivo al preventivo
La base de este proceso está en la colección de todo tipo de datos de fallas
observadas. Este conjunto de datos a continuación, constituye el espacio muestral
de las interrupciones. Es el posterior análisis estadístico de los datos que
proporcionará información sobre la tasa de fallos y el tiempo para las
interrupciones. Estos dos son los componentes esenciales de cualquier programa de
planificación del mantenimiento e identificación del mapa de riesgos de un sistema
de distribución.
Los datos de falla de los componentes de la red pueden transformar el programa de
planificación del mantenimiento de un plan preventivo o mantenimiento basado en
el tiempo, en un mantenimiento basado en la condición o una predicción que
intentará detener las fallas en el sistema antes de que ocurran. Se requiere
mantenimiento preventivo con el fin de evitar fallos y daños importantes o incluso
la destrucción del equipo o componente. Un método de mantenimiento estratégico
que requiere el uso de mantenimiento basado en la condición conduce a una alta
disponibilidad con costes de mantenimiento moderados y se utiliza principalmente
en redes de EHV-y HV. Hoy en día una gran cantidad de empresas de servicios
públicos tratan de adoptar este enfoque también para los niveles de media tensión.
57
El mantenimiento centrado en la confiabilidad (RCM) es una de las estrategias de
mantenimiento usado para determinar los requisitos de mantenimiento de todos los
elementos físicos en su contexto de operación
El método RCM facilita entre otras funciones, la selección de tareas de
mantenimiento aplicables y eficaces. Es esta función de la CRM que se utiliza en
este trabajo.
Recopilación y fuente de los datos de interrupción.
El punto de partida de un programa de mantenimiento efectivo utilizando la
información de los datos de las interrupciones es decidir primero qué datos
recopilar y el método de recolección de él. El cual SEAL dispone a través del
sistema de interrupciones utilizado para reportar los datos de estas a la entidad
reguladora (OSINERGMIN). Después de que se ha recogido una cantidad
razonable de datos se procede con el filtrado de los mismos diferenciando las
interrupciones por mantenimiento programado, fuerza mayor entre otras, es decir el
conjuntos de datos que se utilizarán para el análisis, se obtendrán después de pre-
filtrado y eliminación de eventos extraños.
Después consideramos las propiedades del componente del sistema de datos fracaso
interrupción agregada, derivando relaciones empíricas simples de las series de datos
antes de profundizar en el análisis estadístico de los componentes. El cuadro 3.2
nos permite identificar, algunas de las causas más importes de las interrupciones
registradas en el periodo de estudio, se muestra los primeros 15 alimentadores con
más fallas registradas.
2.1.1. Fuente de los datos de las interrupciones.
Los datos fueron recogidos de las interrupciones registradas de los sistemas
eléctricos de distribución de electricidad, pertenecientes a la concesionaria del
departamento de Arequipa SEAL S.A.
58
Cuadro 3.2: Causas importantes de interrupciones sistema electrico SEAL S.A.
Fuente: Elaboración propia.
Los datos filtrados de las interrupciones registradas en la zona de concesión fueron
procesados y luego llevados a un histograma, la figura 3.2 muestra el número
interrupciones por alimentador, registradas durante el periodo de estudio de 2010 a
2014, además la figura 3.3, nos muestra la duración de la falla por alimentador (los
alimentadores mostrados corresponden a los que han tenido mayor cantidad y
duración de las interrupciones)
Descripción Total
Ch
ala
El E
je
Co
cach
acra
Pe
dre
gal
Yar
abam
ba
Aca
ri
Co
tah
uas
i
Co
stan
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Pla
tin
o
Mig
ue
l Gra
u
Me
jia
Ch
arac
ato
San
Cam
ilo
Co
rpac
Cal
lall
i
Otr
os
Ali
me
nta
do
res
Perdida de aislamiento transitoria 2208 162 99 51 93 105 93 135 42 135 63 45 66 75 12 117 915
Se queda sin tensión por falla externa al equipo de distribución 1920 75 45 84 18 3 57 0 12 15 0 75 3 3 6 3 1521
Contacto entre conductores 1773 24 84 51 54 45 48 45 87 27 72 21 75 54 21 54 1011
Corte por operación 1356 192 45 48 96 30 54 24 54 36 3 30 21 24 15 6 678
Rotura de conductor aereo de red de MT 480 33 12 36 30 24 24 12 15 3 0 6 30 15 9 30 201
Falla de conector 447 57 0 54 0 30 15 0 48 24 0 30 0 21 12 0 156
Falla de cuello muerto 384 54 9 24 45 18 12 6 15 21 6 36 0 15 6 15 102
Cruceta de media tensión 186 0 9 0 6 9 0 0 0 0 0 0 0 3 3 0 156
Coordinación de la protección 186 6 15 24 6 0 12 0 6 0 0 3 0 3 0 0 111
Contacto de red de media tensión con arbol. 153 0 3 12 27 9 0 0 0 0 9 0 0 6 6 0 81
Contacto de red de media tensión con pastoral o luminaria 153 0 0 0 0 30 0 0 15 0 0 0 0 0 75 0 33
Falla de aislador del equipo Cut Out de media tensión 81 0 3 0 0 0 0 0 0 0 9 0 0 0 6 0 63
Falla en seccionador de proteccion de subestacion en media tensión 81 15 0 0 0 3 3 0 6 0 9 9 0 0 0 0 36
Falso contacto movil del tubo portafusible del seccionador 78 3 6 6 0 0 3 0 0 0 3 9 0 0 9 0 39
Seccionador de media tension CuT OuT calcinado 75 12 0 12 0 0 0 0 3 0 0 3 3 0 3 9 30
Cruceta de media tensión calcinada 66 0 0 15 0 0 3 0 6 24 0 0 0 0 0 0 18
Falla o desprendimiento de espiga de aislador 69 3 0 3 0 3 0 12 0 0 21 0 0 0 3 3 21
Falla de transformador de distribución 52 0 0 0 0 0 0 3 0 0 12 0 0 0 0 0 37
Canal tapado o falta de agua 54 0 0 0 0 0 0 54 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Contacto de red de media tensión con acometida 45 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 45
Seccionador de transformador de red de MT calcinado 51 9 0 0 0 0 0 6 0 0 0 0 0 0 0 3 33
Seccionador de red de media tensión con tubo portafusibles calcinado 39 9 0 0 0 0 0 0 0 12 3 0 0 0 0 0 15
Cruceta de media tensión quebrada o partida 24 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 15
Contacto de red de media tension con poste 42 9 12 6 0 0 3 0 0 0 3 0 0 0 0 0 9
Falla de retenida 36 36 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Falla de empalme de red subterranea de media tensión 36 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 36
Aislador de media tensión 30 9 3 0 0 3 0 0 3 0 0 0 0 0 0 0 12
Caida de poste de media tensión 27 12 6 0 6 0 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Falla de pararrayos de media tensión 34 0 0 0 0 0 0 0 0 0 18 0 6 0 0 0 10
Falla de terminacion de cable subterraneo de media tensión 21 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 21
Falta de conbustible 15 0 0 0 0 0 0 15 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Aislador de media tension perforado 15 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 15
Calibracion de rele 15 0 0 3 0 0 0 0 3 0 0 0 0 0 0 0 9
Falla de empalme de red aérea de media tensión 12 0 0 0 0 0 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 9
Poste o estructura de media tesnion inclinada 12 0 3 0 0 3 0 0 3 0 0 0 0 0 0 0 3
Contacto de red de media tesnión con cable de aterramiento 9 0 0 0 0 0 0 3 0 0 3 0 0 0 0 0 3
Cruceta de media tension inclinada 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 0 6
Poste de madera de media tesnión calcinado 9 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Seccionador de transformador de MT con tubo portafusible calcinado 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 0 0 0 0 0 6
Falso contacto movil seccionador de media tensión 24 0 15 0 0 0 0 0 0 3 0 0 0 0 0 0 6
Falla de cable subterraneo de media tensión 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6
Contacto de red de media tension con cable de telecomunicaciones 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6
Cotacto de red de media tension con letrero o bandera 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6
Falla en ferreteria de armado de MT 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6 0 0 0 0
Contacto de cuello muerto con poste de MT 6 0 0 0 0 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3
Contacto de cuello muerto con ferreteria de armado de media tensión 12 0 0 0 0 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3
Falla de interruptor de media tensión 14 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 14
Falla de terminal de compresión de media tensión 12 0 0 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6
Falla en aleta extintora del seccionador CuT Out 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 0
Falla de rele de proteccion 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6
Falla de aislador Cut Out de proteccion de transformador 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3
Rechazo automatica de carga por minina frecuencia 1311 0 60 0 30 33 15 0 0 9 39 0 33 51 0 0 1041
Fuertes vientos 435 12 0 0 0 33 0 0 0 0 39 0 15 0 60 0 276
Falla del sistema interconectado 333 3 0 3 0 0 6 0 3 3 0 3 0 0 3 3 306
Descargas atmosféricas 225 27 12 0 0 9 3 12 0 0 3 6 18 0 0 6 129
TOTAL 12700 780 441 438 411 393 366 327 321 312 318 276 276 270 252 252 7267
Alimentadores de MT
59
78
0
44
1
43
8
41
1
39
3
36
6
32
7
32
1
31
2
31
8
27
6
27
6
27
0
252
252
24
0
24
0
23
4
22
8
22
8
22
5
22
5
21
3
19
5
18
9
18
3
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
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Inte
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Alimentadores
Interrupciones por alimentador 2010-2014
Figura 3.2: Número de interrupciones por alimentador sistema electrico SEAL.
Fuente: Elaboración propia.
15
44
.8
15
07
.8
11
08
.6
96
1.2
63
7.4
57
9.8
54
6.6
51
4.4
49
3
48
7.4
46
9
420.
4
41
5.4
38
9.6
37
7.6
37
5.4
32
7.6
32
6.8
32
0.2
31
2.8
31
0
30
8.6
28
2
28
1.2
269.
2
23
9.4
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
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ran
San
Gre
go
rio
Ho
ras
Alimentador
Duración en horas de interrupciones en alimentadores
Figura 3.3: Duración de interrupciones por alimentador.
Fuente: Elaboración propia.
En este caso los componentes de distribución indicados a continuación se
investigaron, utilizando los datos registrados de interrupción para el alimentador
crítico identificado por año siendo considerados:
60
• Elementos de la línea de MT (Conductores, postes y elementos
relacionados).
• Cables (cables aéreos, subterráneos, enlaces y elementos relacionados).
• Recloser.
• Transformadores de distribución.
• Seccionadores, aisladores y pararrayos.
A efectos de este estudio, los datos de interrupciones que da lugar a un fallo del
sistema debido a la falta de cualquiera de los componentes mencionados
anteriormente han sido recogidos en el registro del sistema de interrupciones de
SEAL. Los componentes enumerados antes mencionados fueron analizados por ser
críticos para la funcionalidad del sistema además, también se ven afectados por el
mantenimiento. El cuadro 3.3 nos muestra el número de fallas por componente
dañado para el total de años de estudio, solo están representados los componentes
más representativos en la red de distribución de energía
Cuadro 3.3: Numero de fallas por componente dañado.
Fuente: Elaboración propia.
Metodología y procesamiento de los datos.
Se analizan datos de interrupción recogidos desde el 2010 a la fecha para poner a
prueba los supuestos sobre tasa de fallos y modelos de duración de reparación. Los
10.2 Kv 13.2 Kv 22.9 Kv
Conductor 240 24 216 480
Conector 224 22 201 447
Seccionador 147 15 132 294
Empalmes 51 6 57 114
Trasnformador
de Distribucion26 3 23 52
Cable subterraneo 19 0 23 42
Pararrayos 11 1 22 34
Aisladores 12 1 11 24
Terminaciones 11 1 9 21
Interruptor MT 7 1 6 14
Total 741 73 694 1508
ComponenteNúmero de fallas
Total
61
datos incluyeron 12.700 fallos después de excluir los que se producen como
consecuencia de mantenimientos programados, casos de fuerza mayor entre otros.
Para un sistema que tiene un buen historial de mantenimiento, este sencillo análisis
se puede realizar en diferentes componentes que realizan la misma función y con
mucha facilidad el alimentador que contienen componentes propensos a fallas
pueden ser identificados. En los sistemas modernos de distribución, la
incertidumbres de los datos se convierten en un desafío sin precedentes a causa de
la intervención humana en el recojo y reporte de los datos .Para hacer frente a estas
incertidumbres y dar crédito a los datos utilizados en este trabajo, los datos
recogidos se procesan primero y luego se somete a procesos estadísticos con curvas
de distribución que más se asemejan, en este caso la curva de distribución Weibull.
Los datos analizados corresponden a las interrupciones registradas en los sistemas
eléctricos de SEAL S.A en 10.5 y 22.9 KV desde el 2010 a 2014, con una vida útil
similar de 25 años, la metodología seguida consiste en:
• Con la estadística de interrupciones llevada por la empresa, a través del
sistema de interrupciones entre el año 2010 al 2014, se determinan el
número y duración de las fallas y sus causas (considerados en la sección
anterior, cuadro 3.2, figura 3.2, figura 3.3 y figura 3.4).
• Se determinan el tiempo entre fallas y el tiempo medio entre fallas además
del índice de importancia para cada componente: conductores, conectores,
aisladores, recloser, pararrayos, transformadores de distribución, entre
otros. El cuadro 3.4 muestra el tiempo medio entre fallas TEMF, en horas
para cada componente dañado para el total de años en estudio, para el caso
del sistema en 13.2 Kv este no fue calculado debido al poco número de
fallas ocurridas en el periodo.
• Con el programa estadístico Reliasoft Weibull ++ 7 R se determina los
parámetros de la distribución Weibull que representa la función de la
probabilidad de falla y de la confiabilidad por componente. El cuadro 3.5
muestra los parámetros, para el cálculo de la confiabilidad para los niveles
62
de tensión 10.5 y 22.9 Kv, no se muestra para 13.5 Kv, debido a las pocas
interrupciones registradas en el periodo de estudio. En el cuadro 3.6
contiene la confiabilidad y la probabilidad de falla, determinada para un mes
es decir 720 h.
Cuadro 3.4: TMEF, en horas, por cada componente dañado.
Fuente: Elaboración propia.
Discusión y análisis de los resultados.
Del análisis de los datos de interrupción se puede estimar que las fallas totales
registradas por la empresa en estudio, para el periodo 2010 – 2014, el 12%
corresponden a las interrupciones temporales, a causa de fallas de los componentes
registrados en la líneas de 10.2 Kv, 13.5 Kv y 22.9 Kv. Para los tres casos de
estudios, se observa que la causa predominante de la suspensión del servicio
electrico es la debida a la perdida de aislamiento transitoria, y por fallas en sus
componentes.
En todos los casos en estudios resulta que el componente con mayor índice de
importancia y probabilidad de falla es el conductor y los conectores, en este sentido
las acciones de mantenimiento deben estar dirigidas a la inspección y alternativas
de solución a fallas de estos elementos para planes de mantenimiento RCM
10.2 Kv 22.9 Kv
Conductor 182.5 202.8
Conector 195.5 217.9
Seccionador 298.0 331.8
Empalmes 858.8 768.4
Trasnformador
de Distribucion1,684.6 1,904.3
Cable subterraneo 2,305.3 1,904.3
Pararrayos 3,981.8 1,990.9
Aisladores 3,650.0 4,055.6
Terminaciones 3,981.8 4,866.7
Interruptor MT 6,257.1 7,300.0
ComponenteTMEF (h)
63
Cuadro 3.5: Parámetros de la distribución Weibull determinados por cada componente.
Fuente: Elaboración propia.
Cuadro 3.6: Índices de importancia, confiabilidad y probabilidad de falla por cada
componente.
Fuente: Elaboración propia.
Según los parámetros de la Distribución Weibull determinados para el conductor,
su confiabilidad se determina con la ecuación:
En este sentido, para los planes de mantenimiento de RCM, se puede utilizar esta
ecuación para obtener una confiabilidad deseada del componente para poder estimar
el tiempo futuro de una falla. Por ejemplo si se desea una confiabilidad de 0.99 el
Conductor 574 167.9 1.4 539 186.56 1.5
Conector 581 187.7 1.2 538 209.19 1.32
Seccionador 635 268.2 0.7 601 298.64 0.75
Empalmes 198 893.2 0.8 160 799.16 0.8
Transformador
de Distribucion487 1819.4 0.6 505 2056.7 0.5
Cable subterraneo 137 2443.6 0.7 224 2018.6 0.65
Pararrayos -850 4061.5 0.87 -101 2030.7 0.8
Aisladores -345 3723.0 0.8 -345 4136.7 0.8
Terminaciones -1109 4021.6 0.9 -1735 4915.3 0.85
Interruptor MT -325 6382.3 0.83 -325 7446 0.7
Componente10.2 Kv 22.9 Kv
Parámetros de Weibull
𝛾 n 𝛽 𝛾 n 𝛽
Conductor 0.32 0.44 0.56 0.69 0.38 0.62
Conector 0.30 0.50 0.50 0.64 0.44 0.56
Seccionador 0.20 0.64 0.36 0.42 0.61 0.39
Empalmes 0.07 0.52 0.48 0.16 0.47 0.53
Transformador
de Distribucion0.04 0.75 0.25 0.07 0.72 0.28
Cable subterraneo 0.03 0.69 0.31 0.06 0.67 0.33
Pararrayos 0.01 0.65 0.35 0.05 0.62 0.38
Aisladores 0.02 0.69 0.31 0.03 0.71 0.29
Terminaciones 0.01 0.61 0.39 0.03 0.57 0.43
Interruptor MT 0.01 0.80 0.20 0.02 0.78 0.22
Componente10.2 Kv 22.9 Kv
𝑅 𝑇 𝑓 𝑇 𝑅 𝑇 𝑓 𝑇
𝑅 𝑇 = 𝑒− 𝑇−574167.9
1.4
64
tiempo estimado para una futura falla es de 580 h, equivalentes a 24 días. Lo que
demuestra la principal diferencia entre ambas técnicas de manteamiento. En la
figura 3.4 se muestra la curva de probabilidad de falla del conductor.
Figura 3.4: Probabilidad de falla para el conductor.
Este enfoque RCM por lo tanto, facilita la selección o identificación de los
componentes críticos que poseen la más alto índice de riesgo para la confiabilidad
del sistema de distribución. El personal encargado de la gestión de activos y
planificación del mantenimiento, en base a su conocimiento de la criticidad del
componente identificado, ahora puede tomar decisiones informadas en cuanto al
tipo de método de mantenimiento estratégico, el cual puede ser adoptado en estos
elementos lo que dará lugar a una alta disponibilidad con costos de mantenimiento
moderados.
65
CAPITULO IV: MODELO PARA LA PLANIFICACION DEL
MANTENIMIENTO Y GESTION DE ACTIVOS.
66
Necesidad de modelos para la planificación y gestión de activos en los sistemas
eléctricos.
En la actualidad, en los mercados eléctricos de la mayoría de los países los
operadores de las redes eléctricas afrontan el desafío de balancear costos y calidad
de suministro.
Mientras las presiones para mantener los costos por parte de los organismos
reguladores y del público en general se incrementan, los requerimientos por parte
de estos mismos actores respecto a la calidad del servicio eléctrico brindado
permanecen constantes e inclusive en algunos casos aumentan.
Como recientemente lo han demostrado numerosos apagones ocurridos no solo en
nuestro país sino en todo el mundo, como consecuencia de salidas de servicio de
instalaciones eléctricas, la sociedad moderna dotada con una enorme diversidad de
dispositivos eléctricos, es más dependiente que nunca de un suministro eléctrico
que resulte confiable y de alta calidad a fin de poder sostener los estándares de vida
actuales. Los usuarios requieren una mejora en la calidad del suministro brindado
en términos de confiabilidad y disponibilidad, sin que esto signifique un aumento
en las tarifas, es decir que tal mejora en la calidad del suministro brindado no sea
más cara”.
En general es conocida la correlación directa existente entre los costos de los
sistemas eléctricos y la calidad de servicio que estos son capaces de suministrar a
los clientes. Las decisiones relativas a la gestión del mantenimiento y planes de
reinversión tienen influencia en la performance operativa de los componentes de las
redes y en consecuencia en la calidad del servicio brindado.
En este sentido, una cantidad de cambios llevados a cabo en las estrategias de
mantenimiento y de reinversión como consecuencia de la aparición de este
escenario, conducen a resultados económicos inmediatos, representando una opción
favorable para la reducción de costos. Sin embargo, la aplicación de estos cambios
67
en las referidas estrategias conlleva el riesgo de comprometer en forma significativa
la confiabilidad del suministro eléctrico, a partir del incremento de la tasa de fallas
sobre componentes críticos de la red, originadas en su envejecimiento y en la
degradación de su condición.
Como consecuencia de esta situación, surge la necesidad de asegurar la provisión
de un suministro con la funcionalidad requerida y con una calidad de servicio
sustentable, manteniendo a su vez los costos acotados a efectos de lograr que el
negocio continúe siendo rentable tanto en el corto como en el largo plazo.
El modelo planteado propone la ejecución de mapas de riesgos de los sistemas
eléctricos de distribución de SEAL, proponiendo una metodología a aplicarse
teniendo en cuenta, los índices de confiabilidad, índice de importancia y
probabilidad de fallas.
Características de gestión de los activos físicos instalados.
SEAL S.A. cuenta con un Plan Anual de Mantenimiento, para la gestión de los
activos físicos instalados en sus eléctricos de distribución, en el que se establecen
los criterios, procedimientos, programas de trabajo, plazos y controles a utilizar
para llevar a cabo dicha gestión. Este Plan de Mantenimiento, detalla las tareas de
mantenimiento que se le realizarán a cada activo físico (en términos de
equipamiento eléctrico), comprendido en el ámbito de aplicación, durante el año en
curso.
A través del Plan Anual de Mantenimiento, se organizan los recursos disponibles
con el objetivo de proveer el mantenimiento necesario a las instalaciones
proporcionando un conjunto de información estructurada que responde a las
siguientes cuestiones respecto de la gestión del mantenimiento: ¿Qué activos
intervenir?, ¿Qué tareas se va a efectuar?, ¿Cuándo se va a efectuar? y ¿Cómo se va
a efectuar?
68
Las estrategias de mantenimiento utilizadas en SEAL S.A para el mantenimiento de
los activos físicos que conforman los sistemas eléctricos de distribución están
constituidas en su mayoría por acciones del tipo preventivo periódico.
Estas acciones contemplan revisiones en forma programada que incluyen
adecuaciones y reemplazo de componentes según criterios de periodicidad
preestablecidos, de acuerdo a las recomendaciones de fabricantes de equipamiento
y ajustados a partir de la propia experiencia en la explotación de los mismos. Esta
estrategia en general le proporciona resultados satisfactorios, aunque no siempre
resulta una opción económica.
Aproximadamente el 80% de la gestión del mantenimiento se lleva a cabo mediante
la ejecución de acciones del tipo predictivo, tales como inspecciones visuales,
termografía infrarroja, análisis físico-químicos de aceites aislantes, mediciones
eléctricas, etc. El uso de esta estrategia está limitado por lo costoso de su
implementación, sobre todo para el caso de monitoreos continuos on-line, razón por
la cual su uso no en todos los casos resulta posible o económicamente rentable,
principalmente para el caso de equipamiento que cuenta con una cierta antigüedad.
En general, las acciones de mantenimiento correctivo efectivamente ejecutadas son
solo las originadas como consecuencia de la ocurrencia de fallas o cuando los
resultados de las inspecciones efectuadas lo requiere, alcanzando alrededor del 4%
del total de acciones anuales de mantenimiento llevadas a cabo.
Por último, en relación a las acciones de mantenimiento efectuadas en instalaciones
de distribución, al igual que la mayoría de las compañías distribuidoras del sector
eléctrico, SEAL asigna el mismo tratamiento a todo aquel equipamiento que
presente características similares, sin hacer distinciones (exceptuando situaciones
puntuales y específicas), respecto de los diferentes ambientes y condiciones
operativas bajo las cuales los equipos son utilizados.
La criticidad de las instalaciones en la gestión del mantenimiento.
69
Un adecuado modelo para la planificación del mantenimiento eléctrico en una
empresa de distribución de energía eléctrica, se centra en la búsqueda de alcanzar
mayor confiabilidad maximizando ganancias a lo largo del tiempo, asegurando la
funcionalidad requerida mediante el suministro de un servicio de alta calidad para
los clientes en forma sustentable y duradera, manteniendo los costos acotados, con
riesgos aceptables y manejables.
De acuerdo a este nuevo contexto, una solución para gestionar los activos físicos
instalados pertenecientes a las instalaciones eléctricas de distribución es el
direccionamiento de las actividades de mantenimiento según la criticidad y la
condición real de las instalaciones, considerando criterios de performance técnicos
y económicos para los sistemas de suministro eléctrico.
En este sentido, la determinación de la condición y de la importancia del
equipamiento obtenidos a través del análisis y procesamiento de datos de
interrupciones de la empresa de distribución eléctrica en estudio, nos permite
confeccionar una clasificación de prioridades para el tratamiento a asignar a los
activos físicos componentes de la red, las cuales a partir de la identificación de los
elementos críticos pueden ser transferidas a los programas de mantenimiento,
acorde con las estrategias elegidas y los recursos disponibles.
Por ello se realizó la identificación, de los elementos que componen de la red que al
presentar fallas tienen mayor impacto en la calidad de servicio, es en estos donde se
tiene que focalizar los planes de acción, cambio de metodologías de mantenimiento
y prioridades de inversión, en la búsqueda de reducir riesgos de fallas.
Bajo este concepto, esta tesis se propone diseñar un modelo para la gestión de
dichos activos físicos y planificación del mantenimiento basado en la elaboración
del mapa de riesgo de las redes de distribución, tomando como “producto" la
calidad de servicio al cliente desde el punto de vista de la referida red de
70
distribución, permite asignar prioridades en la gestión de los activos físicos
instalados.
Con los índices de importancia, confiabilidad y probabilidad de falla obtenidos a
través de los datos de interrupciones del sistema eléctrico en estudio, y mediante el
uso de un mapa de riesgo como herramienta de control y gestión, se podrán
identificar las actividades (procesos y productos) más importantes y, a partir de
estos, el tipo y nivel de riesgos inherentes a estas actividades así como los factores
exógenos y endógenos relacionados con estos riesgos. En su concepción, entran en
juego dos factores principales: la probabilidad de falla de un determinado
componente o hecho por un lado, y las consecuencias de la ocurrencia de dicho
evento por otro.
A partir de la gestión eficaz de los riesgos detectados, podrán garantizarse
resultados alineados con los objetivos estratégicos de toda organización.
Para llevar adelante esta gestión, resulta imprescindible contar con herramientas
que permitan:
• Definir criterios a partir de los cuales se admitirán riesgos. Dichos criterios
dependerán de las estrategias que se adopten y de los resultados esperados.
En el caso bajo estudio los criterios son fijados considerando los objetivos
de calidad de servicio.
• Establecer criterios de ponderación de probabilidades de ocurrencia de
anomalías en base a la exposición a los riesgos y datos de interrupciones de
fallas del sistema eléctrico en estudio; aplicando el enfoque RCM.
• Definir dentro del mapa de riesgo las áreas de “aceptabilidad" (riesgo
mínimo), “tolerabilidad” (riesgo medio) y “severidad” (riesgo máximo);
• Monitorear y medir en forma constante los parámetros que puedan
modificar la valuación del riesgo. En el caso en estudio entran en
71
consideración los cambios debidos a obras de ampliación de redes, cambios
de configuraciones en la misma, variaciones en la demanda, etc.
En el presente trabajo, se descartan los factores humanos y ambientales en el
análisis de riesgo; solamente se tienen en cuenta los relativos al equipamiento,
referidos a su obsolescencia, planes de mantenimiento aplicados, etc.
3.1. Mapa de riesgo en una red de distribución eléctrica.
Definiendo el riesgo de un sistema de distribución de energía eléctrica como la
esperanza matemática de ocurrencia de una falla con consecuencias en la calidad de
servicio, al considerar un suceso con una probabilidad de falla Pf y un daño o
consecuencia C (relacionado al índice de importancia Ip), el mismo vendrá
definido por el producto de esta probabilidad por el efecto o magnitud del daño. En
el trabajo a desarrollar, se tomarán en adelante estos factores como “Probabilidad
de ocurrencia” e “Impacto”, respectivamente.
Aplicando este concepto, el factor de riesgo de una red eléctrica puede calcularse
matemáticamente como el producto de la probabilidad de ocurrencia de un evento y
el impacto de este en la calidad del servicio.
Consecuentemente el mapa de riesgo de un sistema de distribución de electricidad
puede quedar definido a partir de la configuración de una matriz conformada por
cuatro niveles descriptores según el modelo de la tabla 4.1.
De acuerdo a este modelo, la ponderación más alta estará dada ante un evento de
alta probabilidad de ocurrencia (4) e impacto crítico en la calidad de servicio (4),
con lo que la valuación del nivel de riesgo dará como resultado (16)
Del mismo modo, el mínimo valor en la calificación de riesgo será “1", a partir de
un evento de muy baja probabilidad de ocurrencia y bajo impacto en la calidad de
servicio.
72
Cuadro 4.1: Matriz de mapa de riesgo según probabilidad de ocurrencia e impacto de un
evento.
Fuente: Elaboración propia.
Para configurar este mapa de riesgo, deben ser ponderados tanto la probabilidad de
ocurrencia de un evento como su Impacto en la calidad de servicio a través de los
índices de probabilidad de falla, índice de importancia y confiabilidad obtenidos en
el análisis de datos de interrupciones.
Evaluación de la probabilidad de ocurrencia de un evento.
El factor probabilidad está relacionado con la condición del componente que
conforma el sistema de distribución (cables, transformadores, pararrayos, recloser,
seccionadores, entre otros) y tiene en cuenta la probabilidad esperada de fallas
sobre dicho componente, considerando la aplicación del programa de
mantenimiento más completo, su tecnología, su grado de obsolescencia y su
historial de fallas.
La probabilidad, fueron determinados en la sección 3.3 mediante el índice de
probabilidad de falla, en función de los datos históricos de interrupción del sistema
de distribución en estudio, tales como fallas ocurridas y cantidad de intervenciones
que se viene realizando sobre el equipamiento bajo análisis, teniendo en cuenta
además, el juicio profesional de los especialistas que conozcan en profundidad los
procesos afectados por el riesgo que se intenta cuantificar.
bajo medio alto critico
1 2 3 4
mu
y
baj
a
1 1 2 3 4
baj
a
2 2 4 6 8
me
dia
3 3 6 9 12
alta 4 4 8 12 16
FACTOR
IMPACTO
PR
OB
AB
ILID
AD
DE
OC
UR
REN
CIA
73
En base al índice de probabilidad de falla, se elaboran los 4 niveles siguientes para
la calificación del grado de probabilidad:
• “1” Equipamiento con muy baja probabilidad de falla;
• “2” Equipamiento con baja probabilidad de falla;
• “3” Equipamiento con mediana probabilidad de falla y
• “4” Equipamiento con muy alta probabilidad de falla.
Evaluación del impacto de un evento.
Es un factor que tiene que ver con la severidad (referida al nivel de afectación) que
puede resultar como consecuencia de la ocurrencia de un evento. El impacto tiene
en consideración la ubicación del equipo en la red y su importancia desde el punto
de vista de la calidad de servicio.
A partir de la consideración del nivel de impacto que un evento tiene para el
servicio, existen una cantidad de criterios para su evaluación. Un criterio
representativo del grado de afectación de un evento ante la ocurrencia de una avería
en la red de alta tensión, está dado por el tiempo requerido para la reposición del
servicio, a partir de la consideración de clientes afectados e interrupción de energía
suministrada, además también se considera el índice de importancia y tiempo medio
de la probabilidad de falla obtenidos en la sección 3.3
La categorización del tiempo de reposición puede ser efectuada según lo
reglamentado por la NTCSE, donde se establecen los requisitos para la calidad del
servicio eléctrico.
A partir de estos requisitos, pueden definirse los 4 niveles de afectación siguientes:
• “1” Una falla en un equipo produce una interrupción del servicio con
duración menor a 3 minutos (sin penalidad);
• “2” Una falla en un equipo produce una interrupción del servicio con
duración estimada entre 3 minutos y 2 horas;
74
• “3” Una falla en un equipo produce una interrupción del servicio con
duración estimada entre 2 y 10 horas;
• “4” Una falla en un equipo produce una interrupción del servicio con
duración mayor a 10 horas;
Como el Impacto está relacionado con la estructura de la red, en su ponderación
interviene el despacho que gobierna la red de distribución de energía eléctrica.
Este despacho debe realizar el análisis de la afectación de las redes considerando
las siguientes premisas:
• Actuación correcta de las protecciones ante la falla de un equipo;
• Parque de generación en condiciones normales;
• Simple contingencia en el momento de la falla, es decir, no ocurren otras
fallas en la red simultáneamente;
• Posibilidad de transferencia de cargas en la red de media tensión al ocurrir
una falla en la red de alta tensión.
3.5. Marco propuesto para la aplicación de planificación del mantenimiento en
empresas de distribución de energía eléctrica.
En una empresa de distribución de energía eléctrica los sistemas de información de
planificación y gestión de mantenimiento son esenciales para garantizar: la calidad
de servicio brindado, el control, adquisición de conocimientos y mejoras en la toma
de decisiones.
En esta sección consideraremos las características específicas de mantenimiento en
empresas de distribución de energía eléctrica. Se propondrá políticas para lograr un
marco de procesos basado en la estructura de sistemas integrados para la mejora
continua de las actividades de mantenimiento.
Se puede afirmar que las empresas de distribución de energía eléctrica en general
presentan las siguientes características:
75
• Los elementos están dispersos geográficamente y en algunos casos en
condiciones ambientales no óptimas.
• Alto número y tipo de elementos.
• Elementos interrelacionados entre sí.
• Alto número y tipos de clientes.
• Estructura jerárquica de los elementos de las redes, con niveles de
agregación de servicio al cliente.
• Las redes son dinámicas y sufren cambios de configuración y de
funcionamiento.
• Muy exigente en recursos humanos y repuestos.
El área de mantenimiento es clave para estas empresas para satisfacer las
necesidades de sus clientes en cuando a calidad en el servicio prestado.
En las estrategias actuales de mantenimiento, aplicadas por las empresas de
distribución de energía, los aspectos relacionados con los sistemas de información y
gestión del conocimiento, se consideran como la preocupación principal para la
gestión de mantenimiento y la toma de decisiones en los proveedores de servicios
de la red de distribución. Para ilustrar este punto, podemos hacer referencia a varios
estudios que muestran cómo la implementación completa del sistema de gestión y
planificación del mantenimiento, en una empresa de servicios, puede reducir el
presupuesto anual de mantenimiento en un 10-30% [38] y [39] garantizando al
mismo tiempo en gran parte un mejor control de las tareas de mantenimiento.
3.5.1. Características del marco de referencia.
El marco propuesto pretende ser de carácter genérico y se ha estructurado como un
modelo de ciclo cerrado de procesos. Este modelo propuesto consta de cinco fases o
procesos, como se puede apreciar en la figura 4.1.
Se representa cada fase del proceso de gestión de mantenimiento como una caja con
entradas, salidas, recursos utilizados y las señales de control [40] y [41].
76
Figura 4.1: Visión general del marco de gestión de mantenimiento.
a. Fase I. Misión, establecimiento de objetivos y responsabilidades.
Este proceso requiere la definición de la misión del mantenimiento de la
empresa de distribución de energía eléctrica, así como los objetivos de la gestión
y planificación del mantenimiento , las estrategia y las responsabilidades que se
establezcan para alcanzar esos objetivos en estas empresas. El logro de cada
objetivo, probablemente tendrá un diferente nivel de resultado. Por tanto, es
conveniente evaluar los diferentes objetivos del mantenimiento, para asegurarse de
que esas metas sean realistas, de acuerdo con la situación actual de los activos, y
luego comenzar a planificar las estrategias para alcanzar esas metas.
Las metas típicas de la gestión de mantenimiento en muchas organizaciones [42] y
[43] han sido clasificadas en tres grupos:
• Objetivos técnicos: Estos dependen de los imperativos operacionales
del sector empresarial. En general, los imperativos operacionales están
1° MISION Y OBJETIVOS
2° ESTRATEGIAS DE MANTENIMIENTO
3° PROCESOS Y ACTIVIDADES
5° GESTION DE CAMBIO
4° SISTEMAS DE CONTROL
77
ligados a un nivel satisfactorio de disponibilidad de los equipos y la
seguridad de las personas.
• Objetivos legales: regulaciones obligatorias. Por lo general, se trata de un
objetivo de mantenimiento para cumplir con todas estas regulaciones
existentes hacia las empresas de distribución de energía eléctrica
(OSINERGMIN).
• Objetivos financieros: para satisfacer el objetivo técnico con el
mínimo costo.
Claramente, de acuerdo a las peculiaridades de las empresas de distribución, los
objetivos del mantenimiento serán muy exigentes, lo que permitirá "garantizar la
calidad servicio prestado a los usuarios" A partir de la misión planteada, se podrá
identificar los diferentes requisitos que serán responsabilidad de la gestión y
planificación del mantenimiento. Considerando que algunas de estas
responsabilidades estarán relacionadas con lo siguiente:
• Mantener la red en el mejor estado posible el mayor tiempo posible.
• Participar en las decisiones relativas a las nuevas tecnologías, especialmente
en la fase preparatoria o diseño de nuevos proyectos de ampliaciones.
• Pruebas de todos y cada nuevo elemento de red antes de su entrada en
servicio.
• Mantener los inventarios actualizados.
• La gestión adecuada de la configuración de red, para alcanzar la capacidad
deseada.
b. Fase II. Estrategias de mantenimiento en empresas de distribución de
electricidad.
Las estrategias a corto, mediano y largo plazo pueden ser definidas como una
posición única y valiosa, que implica un conjunto diferente de actividades. Sin
embargo las estrategias no solo implican un plan de actividades, sino que también
78
son un modelo que integra las metas y políticas de las empresas de distribución. La
segunda fase de nuestro marco de referencia para la gestión de mantenimiento en
sistemas de distribución de energía eléctrica, está dedicado a establecer estrategias
que persigan y logren los objetivos previamente definidos, lo cuales permitirán
mantener la red de distribución sólida y operativa, garantizando la calidad del
servicio de energía. Estas estrategias deben ser planteadas de manera coherente con
los requisitos establecidos por la organización, el desarrollo de políticas, planes,
proyectos y programas. La implementación de las estrategias de mantenimiento
implica un mayor control, capacidad de reacción y directrices para medir la
evolución del departamento implicado, y los resultados.
c. Fase III. Características de los procesos y actividades.
El proceso global de gestión de mantenimiento puede dividirse en bloques según
los diferentes niveles de actividades empresariales: estratégico, táctico y
operativo. En este trabajo, sin embargo, se propone un mapa de gestión de
mantenimiento donde distinguimos sólo entre los procesos estratégicos y operativos
[34]. En nuestro mapa de procesos, hay seis procesos, el primer proceso es
estratégico y el resto están en funcionamiento. Figura. 4.2
Primero vamos a caracterizar cada uno de los procesos y, a continuación vamos a
explicar el mapa de procesos se presentado en la figura 4.2. Los seis procesos son
los siguientes:
• Gestión de estrategias
Este proceso coordina e integra las actividades de gestión del mantenimiento
con el fin de alcanzar los objetivos del área involucrada. Los estudios de los
procesos y su implementación son necesarios con el fin de lograr que los objetivos
del mantenimiento relacionados con los intereses de la empresa de distribución.
Este proceso involucra planes de acción para hacer frente a todas las funciones
operativas. La gestión de las estrategias brinda consistencia a las acciones del
79
mantenimiento, asegurando la orientación área correspondiente y la viabilidad, de
acuerdo a circunstancias previsibles e imprevisibles que pueden suceder a la
red de distribución. Por lo tanto, este proceso garantiza que las decisiones del
mantenimiento se unifiquen y tiendan a ser más proactivas.
• Monitorización de los servicios y la red
Este proceso se refiere sobre cómo tratar con los servicios y las condiciones de la
red, la gestión de cualquier alarma que pueden aparecer, la determinación de qué
hacer al respecto, siempre en un sentido proactivo.
Dependiendo con los requisitos de calidad, las redes de distribución necesitan una
visión de servicio con una gestión unificada, que debe ser proporcionada por un
sistema de gestión integrado. Este proceso debe garantizar la prestación de
servicios a través del control y la vigilancia en tiempo real, de las redes, de acuerdo
con los parámetros de calidad de servicio, interna y externa.
.
• Gestión de incidentes.
Este proceso permitirá asegurar la solución eficaz de los incidentes con el fin de
garantizar los niveles de los servicios implicados. La solución de los
incidentes podría ser ejecutado de forma remota o en el campo, en cualquier caso,
este proceso va a controlar, cerrar y documentar la incidencia. En caso de ocurrido
una incidencia, hay que preguntarse si existe una solución conocida, de lo contrario,
se trata como un problema a ser analizado buscando una solución posible. Con el
fin de ser más eficientes en la aplicación de la solución de incidentes, en este
proceso normalmente se implementa un Plan Correctivo, donde se discute
todas las medidas correctivas para restablecer una óptima calidad de servicio en el
menor tiempo posible. Este plan es dinámico y servirá de guía cuando se
produzcan contingencias. Debe ser actualizado continuamente aplicando mejoras.
En este proceso se utiliza normalmente diferentes técnicas para analizar los
incidentes de acuerdo a su causa raíz, la tecnología, la prioridad, la situación en la
red, la frecuencia y el grado en que afecta en servicio.
80
• Evitar incidentes.
Referido a las acciones necesarias para preservar las condiciones de funcionamiento
del sistema de distribución de energía. Se debe tener en cuenta que la red de
distribución inherentemente se degrada progresivamente (por el paso del tiempo,
las manipulaciones, por agentes externos, etc.) por lo que se requiere restringir
dicha degradación. Podemos definir este proceso como el conjunto de actividades
sobre los componentes de la red, necesarios para mantenerla en un nivel óptimo
de rendimiento para reducir o minimizar incidencias futuras. El objetivo es
garantizar la conservación de la red en el medio y largo plazo, para corregir a
tiempo el deterioro y la posible falta de calidad del servicio prestado, como
consecuencia de la escasa fiabilidad de los elementos, se realizara un balance
equilibre la calidad y el costo (tanto en recursos como en tiempo). La clave es la
implementación de rutinas programadas preventivas para reforzar la confiabilidad
de los equipos, y para detectar y corregir los pequeños problemas antes de que
afecten al servicio. A través de un mantenimiento periódico programado,
detectando los alimentadores críticos así como la confiabilidad de los componentes
(según planteado en el capítulo 3), se puede distribuir los costos de la
degradación de la red en el tiempo [45] La preservación de la red puede implicar
entre otros, la realización de las siguientes actividades:
- Mantener la red actualizada.
- Actualización de los componentes.
- Capacitación contínua del personal del mantenimiento;
- Análisis de los datos de interrupciones.
- Detección de daños y fraudes producidos por agentes externos;
- Detección de anomalías, mal funcionamiento;
- Establecimiento de elementos de control y pruebas de calidad;
- Sustitución programada de elementos que llegan al final de su ciclo de vida;
- Logística y control de piezas de repuesto, herramientas y recursos;
- Conocimiento profundo de la red de distribución más profundo para iniciar
81
- la mejora de las acciones, la retroalimentación, informe de ingeniería de la
fiabilidad y facilidad de mantenimiento de la red.
Esta función de gestión no es fácil, y deberá ser revisado y redefinido de forma
permanente en el tiempo; siendo un proceso evolutivo claro, dependiendo del
tiempo y conocimientos adquiridos de la red de distribución.
• Gestión de la capacidad de la red de distribución.
La ocupación de red normalmente desencadena este proceso que se encarga de la
gestión y administración de la capacidad de la red, con el fin de mejorar la
utilización de los recursos [46]. Este proceso define umbrales para generar alarmas
de saturación o de congestión automáticamente. Además, también desarrolla
reconfiguración de la red de distribución en forma remota o manual para
trasferencias de carga de los alimentadores.
• Análisis del mantenimiento.
Representa un proceso de mejora continua utilizando predictivamente, el pronóstico
y el mantenimiento perfectivo. Este proceso lleva a cabo la asistencia técnica, la
celebración de los conocimientos técnicos necesarios para la resolución de
problemas de red y de servicios. Este proceso podrá incluir entre otros, las
siguientes actividades:
- Manejo de los problemas: análisis y resolución de problemas para
reducir al mínimo sus efectos basados principalmente en el análisis de
causa raíz.
- Pronóstico: el mantenimiento aplicando metodología RCM para evitar o
predecir problemas e incidencias en la red de distribución.
- La implantación de los niveles de calidad objetivos, de la red y los servicios.
- Gestión de la continuidad y disponibilidad de los servicios.
82
- Gestión de cambios y la seguridad: el área de mantenimiento es el
responsable del estado de la red, y por lo tanto, tiene que evaluar y autorizar
previamente cualquier acción en la red.
d. Fase IV. Configuración de los sistemas necesarios para controlar el
mantenimiento.
Diferentes sistemas tienen que estar en su lugar con el fin de perseguir los objetivos
de mantenimiento a través de la correcta aplicación de los procesos de
mantenimiento previamente definidos. Estos sistemas aseguraran la calidad a un
costo reducido y gestionarán todos los conocimientos de la red, los cuales se
generan constantemente de acuerdo a los diferentes escenarios de una red de
distribución. Los sistemas de mantenimiento deberán ser simples y prácticos,
evitando la sobrecarga de información y proporcionar herramientas de análisis para
tomar mejores decisiones. Hemos dividido esta sección en tres partes que mostrar
(1) un conjunto propuesto de los sistemas de mantenimiento genéricos, (2) la
interconexión entre estos sistemas y (3) su relación con los procesos necesarios
para la correcta de la gestión y planificación del mantenimiento.
• Definir un conjunto de sistemas de mantenimiento genéricos
Con el fin de gestionar el mantenimiento eficiente y eficaz de las redes de
distribución en este trabajo se propone un total de seis sistemas a considerar: (1)
sistema de inventario; (2) sistema de seguimiento; (3) Sistema de gestión;
(4) Sistema de información geográfica (GIS); (5) Sistema de Balanced Scorecard
(BSC) y (6) sistema de apoyo a las decisiones de expertos.
• Sistema de inventario
Una gestión correcta de la configuración de red, permite asegurar la
información y organización rigurosa, mantenimiento de manera planificada el
historia de los componentes. Siendo esto crucial para apoyar el resto de los
83
sistemas. Esto reducirá el riesgo de: pérdida de control; envejecimiento o la
degradación de la infraestructura; y las variaciones en la calidad del servicio. Este
sistema deberá tener al detalle los componentes de la red, su configuración y
subsistemas, sus interacciones con otros sistemas, en una fuente única y fiable para
todo el mantenimiento de la red de distribución.
Este sistema implementa la gestión del ciclo de vida de los activos de la red y debe
contener, al menos, [46]:
- Inventario de los componentes de la red, las relaciones y la ubicación.
- Modelado lógico de redes y servicios.
- Mapeo de los servicios con los componentes de apoyo y clientes.
- Historial de las actividades, incidentes, problemas, cambios y versiones.
- Manuales de instalación, configuración y mantenimiento.
- Soporte "on-line" para proporcionar a los servicios al cliente final.
• Sistema de seguimiento.
Es un punto clave para la proactividad en el mantenimiento. Proporciona la
información en tiempo real acerca del estado de los componentes, de la
infraestructura y de los clientes, facilitando la toma de decisiones y la gestión de los
recursos, en todas las actividades de mantenimiento:
- Correctiva, anticipándose a las demandas de los clientes, y reducir al
mínimo el impacto o la desinformación que provoca un incidente o
contingencia.
- Predictivo, en la mejora de las condiciones de las actividades.
- Preventivo, en el mantenimiento y detección de activos innecesarios y sin
uso.
El objetivo principal de este sistema es garantizar la máxima disponibilidad de la
red con la más alta calidad a los usuarios finales y con una capacidad de respuesta
84
rápida y eficaz ante fallas del sistema de distribución. Este sistema debe permitir
también la prevención de posibles problemas de red antes de que comiencen
Los sistemas informáticos deben ser utilizados para hacer la gestión de redes más
automática y específica para cada tipo de red. Este sistema debe incluir dentro de
sus funciones entre otros:
- La posibilidad de probar y configurar los elementos de la red con el fin de
mejorar la capacidad disponible de la red de distribución
- La recolección de datos de servicio, de los componentes de la red, lo que
permitirá un análisis del impacto y la identificación más fácil de problemas.
- La medición de los datos de la red.
- La generación de eventos automáticos.
• Sistema de gestión.
Se trata de un sistema de integración transaccional de la tecnología y las variables
sociales como tareas, recursos, personal y organización Las actividades
deberán ser automatizados por los sistemas de flujo de trabajo para proporcionar
mayores niveles de disponibilidad, confiabilidad, flexibilidad del servicio desde el
punto de vista técnico y económico. La función de este sistema es la gestión,
planificación, documentación y categorización de actividades, asociadas a los
recursos humanos y componentes de infraestructura. Por lo tanto, se caracteriza por
que abarca la gestión del conocimiento de los datos históricos como fuente para la
gestión de problemas (Síntoma-Causa-Solución) y el aprendizaje.
• Sistema de Información Geográfica
Este sistema es fundamental para integrar los sistemas de monitoreo y el inventario
sobre un sistema de información geográfica. El Sistemas GIS facilita, con la
representación geográfica un conocimiento más intuitivo de la infraestructura
relacionada con la ubicación física, el medio ambiente y los clientes. Es muy
importante mantener este sistema actualizado.
85
• Sistema de Balanced Scorecard
Este es un pilar básico para garantizar el cumplimiento de los objetivos del área de
mantenimiento de una empresa de distribución de energía eléctrica. Se alinea
todas las actividades, procesos y recursos, con los objetivos y las estrategias de
operación. Para ello, recoge un conjunto coherente de indicadores [47] en relación
con los aspectos financieros, los procesos de negocio, la orientación al cliente y la
mejora continua. Las mediciones del mantenimiento tienen que ser estructurados
jerárquicamente en capas, para cada nivel de la organización, con los indicadores de
desempeño y como fuente de datos única y oficial, interna y externamente, esta es
la manera de mejorar la toma de decisiones en el mantenimiento de la red mediante
la vinculación de los problemas.
• Sistema de apoyo sobre decisiones de expertos
La gestión y planificación del mantenimiento requiere la toma de decisiones
estratégicas, tácticas y operativas. Para apoyar estos procesos de toma de decisiones
en los tres niveles de la actividad empresarial, se recomienda un sistema que
integra:
- Un sistema de soporte de decisiones (DSS) para la toma de decisiones como
una extensión de los sistemas anteriores y el uso de modelos de gestión
científica con,
- Un sistema experto (ES) para apoyar la toma de decisiones.
En este sistema se aplica la gestión de información y modelos estadísticos, las
simulaciones y el razonamiento humano, para facilitar la toma de decisiones en la
planificación del mantenimiento [48] y [49] que está fuertemente influenciado por
las condiciones de incertidumbre, conflictos de interés, factores emocionales y alta
tensión. El DSS se une con un ES, es decir, un sistema de apoyo a la decisión de
expertos (EDSS) ayudara a encontrar las mejores soluciones de acuerdo a los
86
objetivos identificados por el aérea de mantenimiento. Este sistema se compone
generalmente por diferentes módulos programados para cada caso, dependiendo
de la variedad de las decisiones. De este modo, hay dos tipos de módulos según la
forma en que podría ser ejecutado:
- Simultáneamente con la operación, es decir, podríamos ejecutarlo en
línea, basado en el seguimiento de la información y la predicción de
simulaciones, principalmente en las decisiones operativas, para advertir
de forma automática sobre los niveles de riesgo, lo cual permitirá el
mantenimiento, o para generar tareas correctivas y preventivas de forma
automática.
- En la demanda de activación, de las decisiones de mediano y largo plazo,
sobre todo las decisiones tácticas y estratégicas, es decir, considerar los
elementos restantes para planificar la prevención, para predecir el consumo
de energía en función del crecimiento de la red.
En una empresa de distribución de energía, consideramos que el primer tipo de
módulo es crucial para la fácil gestión de mantenimiento de la red,
reduciendo el tiempo y los recursos humanos, debido a la materialización de
los conocimientos técnicos adquiridos sobre los varios componentes de la red.
• Relación de los procesos de mantenimiento.
Los sistemas mencionados anteriormente, basados en las recomendaciones
genéricas, se pueden utilizar en grados diferentes de integración, para esto se
requiere de un sector determinado, para la optimización de la gestión del
mantenimiento. Al mismo tiempo, la interrelación de los sistemas de información
de mantenimiento con otros sistemas de información empresarial (financieros,
recursos, comercial, proyectos, logística, etc.) dependen de la actividad del sector.
En el cuadro 4.2 se presenta, como regla general, los sistemas de apoyo a los
diferentes procesos de gestión de mantenimiento. Algunos de estos procesos de
87
gestión podrían externalizarse fácilmente; y en tales casos se deben desarrollar un
sistema ad hoc para control de los procesos, que permita respaldar esta posibilidad.
En el cuadro 4.2 es importante notar que:
- El núcleo de los sistemas de mantenimiento es el sistema de inventario, que
se alimenta del resto de los sistemas.
- El sistema de gestión ejecuta las actividades de los procesos que se llevan a
cabo por los flujos de trabajo dividido en una serie de tareas.
- El sistema de información geográfica permite la correlación de los
conocimientos, la vinculación de datos con la red. Entonces este sistema
GIS es un entorno de apoyo a los cinco procesos operativos.
- El sistema de monitoreo es el pilar en el proceso a monitorizar ,
aunque también lo es el proceso de gestión de la capacidad , con el fin de
supervisar la capacidad de la red y para evitar la saturación. Sus datos
producidos son manejados por el proceso de análisis.
- Desde un punto de vista estratégico, el BSC no solo se utiliza para gestionar
la estrategia del área, sino también buscar la mejora contínua, pudiendo ser
utilizado en el proceso de análisis del mantenimiento
- Por último, los sistemas expertos y de apoyo a las decisiones adecuadas se
desarrollan en el proceso de análisis, mientras que una vez que el
conocimiento está bien establecido, y las decisiones previstas de estas son
aceptadas, la EDSSs podría ser ejecutado en cualquier proceso, operativo y
estratégica, para un caso concreto de aplicación.
Cuadro 4.2: Relación entre sistemas y procesos.
Fuente: [7]
Sistema de
inventario
Sistema de
gestiónGIS
Sistema de
seguimientoBSC ESS
Monitorización √ √ √ √
Gestión de la capacidad √ √ √ √
Gestion de incidentes √ √ √
Evitar incidentes √ √ √
Analisis para el mantenimiento √ √ √ √ √ √
Gestión estratégica √ √ √
88
e. Fase V. Gestión del cambio.
Esta es una fase para garantizar que la gestión del cambio y la mejora
continua se llevan a cabo con la participación de personas de la organización.
Trabajando dentro del marco de referencia implica cambios importantes para todos.
Como el lector puede suponer, para la mejora continua, la planificación correcta en
toda transición es importante además de asegurar la continuidad del negocio. Por lo
tanto el marco propuesto tiene por objeto determinar las habilidades y
capacidades básicas para empoderar a la empresa internamente, distinguiendo
las actividades redundantes y los que no tienen peso estratégico. Pero el análisis
debe llevarse a cabo con precaución, disminuyendo el riesgo potencial para
cualquier decisión crítica que se hizo.
89
CONCLUSIONES.
Se ha propuesto una metodología basada, en el análisis y elaboración de un mapa
de riesgos el cual puede ser aplicado en cualquier red de distribución de energía
eléctrica. Para la elaboración del mapa de riesgo se ha considerado los índices de
importancia, probabilidad de falla y confiabilidad, obtenidos mediante el análisis de
los datos de interrupciones de la empresa concesionaria de electricidad (caso SEAL
S.A); estos índices servirán para evaluar la probabilidad de ocurrencia así como el
impacto de un evento, en el sistema de distribución.
Se ha propuesto un marco para la planificación del mantenimiento compuesto por
cinco fases de gestión, pudiendo ser adoptado por las empresas de distribución de
energía eléctrica.
Se logró determinar los datos necesarios: el índice de importancia, la probabilidad
de falla y la confiabilidad de los componentes de las líneas eléctricas de
distribución de los alimentadores del sistema eléctrico SEAL, para elaborar y
accionar un plan de mantenimiento que permita reducir la probabilidad de falla en
cada componente, el cual debe ser considerado como un proceso importante, ya
que cualquier interrupción en el suministro de energía resulta en costos económicos
y sociales elevados para las empresas distribuidoras.
Mediante el RCM se logra determinar el impacto de las fallas de cada elemento del
sistema de distribución de energía, permitiendo direccionar estratégicamente las
actividades para el planificación del mantenimiento para la gestión de activos de los
elementos más críticos, dejando el mantenimiento correctivo para aquellos
elementos cuya falla impacta en menor grado al sistema de distribución.
Para que los trabajos de mantenimiento sean eficaces, son necesarios el control, el
planeamiento y la distribución correcta del capital humano, logrando que se
reduzcan costos y tiempos de interrupción. A través de una adecuada gestión de
90
activos es posible maximizar las ganancias a largo plazo, asegurando a la vez un
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