Estrategias de mantenimiento para circuitos de subtransmision

55
S/E COLONCITO
CAÑO AMARILLO
SECTOR
S
S/E BOCONO
LA PALMITA
Bo. NUEVO
S/E IAN
S
E
SECTOR
KM. 100
REDOMA
EL TORO
S
E
DESCANSO
SECTOR ELPAVIMENTADORA
LIFECAOBOS
Hda. LOSSECTOR
OROPITO
IAN Y OROPE 34.5 KV
ENLACE CTO.
N.A.
CTO. OROPE 34.5 KV
E
S Z. INDUSTRIAL
S/E FRIA II
TECN. LUIS MEDINA
35,0 Kms.
11.684,5
DIAGRAMA UNIFILAR:DTTO:
REV:REV:REV:
C.O.D.C.O.D.C.O.D.
C.A.D.E.L.A.C.A.D.E.L.A.C.A.D.E.L.A.C.A. DE ELECTRICIDAD DE LOS ANDESC.A. DE ELECTRICIDAD DE LOS ANDESC.A. DE ELECTRICIDAD DE LOS ANDES
ING. YOEL ANGULO
APROB:APROB:APROB:
CENTRO DE OPERACIONES Y DISTRIBUCIONCENTRO DE OPERACIONES Y DISTRIBUCIONCENTRO DE OPERACIONES Y DISTRIBUCION
FILIAL DE CADAFEFILIAL DE CADAFEFILIAL DE CADAFE
S/E FRIA II
CTO. IAN 34.5 kV
LA FRIA
LONGITUD:
kVA INSTALADOS:
CAPÍTULO IV
ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE LOS RESULTADOS
4.1 Diagnóstico, depuración y análisis del historial de fallas del
circuito IAN
El circuito IAN 34,5kV conforma uno de los tres alimentadores en niveles de
Subtransmisión, que alimenta eléctricamente a los municipios de la Zona Norte del
Estado Táchira, el cual proviene de la Subestación Fría II ubicada físicamente en el
Municipio García de Hevia, dirigiéndose hacia las subestaciones: IAN 34,5/13,8kV y
Boconó 34,5/13,8kV, situadas en los Municipios Panamericano y Samuel Darío
Maldonado respectivamente; ésta descripción puede visualizarse en la figura 4.1
Figura 4.1. Diagrama Unifilar del circuito IAN. Nota: Control de Operaciones.
CORPOELEC.

56
El circuito IAN, como se ha explicado en capítulos anteriores encabeza los
índices de falla en el sector geográfico de la Fría, englobando alrededor del 45% del
tiempo de interrupción total generado por los circuitos de Subtransmisión que
alimentan dicha zona. Partiendo de ésta consideración la cual es corroborada por los
reportes de falla, se ha extraído del software SIAR un histórico de las fallas ocurridas
sobre el circuito para el lapso 2010-Mayo del 2012 pudiéndose realizar del universo
de fallas registradas, una clasificación de causas jerarquizadas por tiempo de
interrupción, las mismas se presentan en la figura 4.2
Figura 4.2. Distribución porcentual de fallas sobre el circuito IAN.
Las causas de interrupción identificadas en el histórico de fallas, fueron
agrupadas a través de una distribución porcentual por TTI aportado; de la figura 4.2
se destaca la situación que alrededor de la mitad de las interrupciones ocurridas para
el lapso temporal estudiado (2010-2012), corresponde a la causa racionamiento; ésta
categoría de interrupción no se encuentra dentro de la administración de Zona

57
Táchira, por consiguiente se analizan el resto de causas que ejercen aporte al
indicador de tiempo de interrupción. Las interrupciones restantes se concentran en las
causas catalogadas como programadas (18%), atmosféricas (12%), desconocidas
(6%), componente dañado (5%), vegetación (5%).
Analizando la situación que se presenta en la clasificación de fallas, es
necesario ubicar el tipo de sub causas generadas, que pueda dar una explicación más
precisa de los fenómenos ocurridos; de ésta manera se realiza la descripción de las
sub causas para cada categoría de interrupción.
En éste mismo orden de ideas, la próxima clasificación con más aporte a las
interrupciones del circuito IAN es Atmosféricas
Tabla 4.1. Clasificación de sub causas para Atmosféricas.
Éste renglón presenta las tres sub causas que han provocado disparos del
circuito durante el lapso de análisis lluvia, rayo, y viento. Si bien no pueden tomarse
acciones para evitar la ocurrencia de sucesos naturales, si puede resaltarse el hecho de
que el circuito no debe disparar o estar fuera de servicio cada vez que se origine
alguna precipitación. La incidencia de la causa atmosférica denota una debilidad
patente del sistema de protecciones, ya que no es aceptable que el circuito se haya
mantenido fuera de servicio por un lapso de 1,27H en los registros de falla estudiado,
por constantes lluvias en la Zona Norte del Estado; por consiguiente, las medidas
orientadas a minimizar el impacto en el Tiempo de Interrupción del circuito que ha
supuesto la Causa Atmosférica, están enfocadas hacia la optimización del esquema de
Atmosféricas
Sub causa Tiempo de Interrupción Hrs.
Lluvia 1,2744
Rayo 0,1805
Viento 0,0680

58
protecciones, evaluando primeramente los niveles de corto circuito que se originan
alrededor de las Subestaciones: Fría II, IAN y Boconó, seguido de la regulación del
disparo Instantáneo, y por último medir la resistividad del terreno que permita abrir
camino para el estudio de la coordinación de aislamiento.
En el tercer orden de aporte a las interrupciones del circuito, se encuentra la
causa desconocida, ésta se entiende como todos aquellos disparos del circuito cuya
causa inmediata aparente no es conocida por los operadores. Sin embargo, de acuerdo
a los principios de operación y mantenimiento de las redes de distribución, alrededor
del 80% de las interrupciones en las redes aéreas son de naturaleza temporal (es decir,
al momento de ocurrir la interrupción, el circuito es recuperado inmediatamente
después que el operador manipula el interruptor de salida), y el 20% restantes
corresponden a interrupciones de origen permanente, es decir, daños presentes y
localizables en los circuitos.
A pesar del principio explicado en las redes aéreas, todas las interrupciones
desconocidas pese a ser de naturaleza temporal, tiene su causa explicable la cual debe
ser contextualizada a la realidad operativa del circuito. Tomando en consideración lo
anterior, se presenta las sub causas asociadas y sus tiempos de aporte, en la tabla 4.2.
Tabla 4.2. Clasificación de sub causas para Desconocidas.
Desconocidas
Sub causa Tiempo de Interrupción Hrs
Desconocida 0,5052
Ramal en Falla 0,2464
Analizando los historiales de fallas, se puede destacar algunas interrupciones
que quedaron incluidas dentro de la denominación de desconocidas y éstas pueden
contribuir a identificar la causa potencial del disparo; éstas se encuentran en la tabla
4.3.

59
Tabla 4.3. Extracto del Historial de falla para la causa desconocida.
Fecha Circuito Causa Señal Observación
01/02/2011 IAN 34,5kV Desconocida
Instantáneo.
en N
S/E Boconó
quedo
alimentada por
Planta La
Tendida y la
carga de la S/E
IAN quedó por
su salida
normal. No se
consigue nada.
Instantáneo.
en T
Prueba
Negativa se
procede a
seccionar y a
revisar. No se
consigue nada.
Instantáneo.
en N y T
Mal tiempo. Se
recupera S/E
IAN a través
del Cto.
Boconó, y S/E
Boconó en isla
por Planta La
Tendida.
El hecho de que éstas interrupciones hayan señalizado “Instantáneo” infiere la
existencia de un problema incipiente en el esquema de protecciones del circuito; para
los casos del 1 de Febrero y 13 de Agosto donde la señalización de la falla resultó de
“Instantáneo en N” indica una posible inconsistencia en los niveles de corto circuito
en las Subestaciones IAN y Boconó, tal y como se explicó en el análisis de la Causa
Atmosférica, lo que permite afianzar la debilidad en la operación de las protecciones
como causa inmediata de las incidencias atmosféricas y desconocidas.

60
En el cuarto nivel de aporte a las interrupciones del circuito IAN, se encuentra
el renglón de Componente Dañado, el cual englobó las sub causas de la tabla 4.4
Tabla 4.4. Clasificación de sub causas para Componente Dañado.
Componente Dañado
Sub causa Tiempo de Interrupción Hrs.
Aislador 0,3677
Línea Rota 0,2370
Pararrayo 0,0231
Seccionador 0,0231
Puente Abierto 0,0137
Como puede observarse en la tabla anterior, las principales sub causas con
mayor número de horas de interrupción obedecen a las categorías de aislador (con
55% de las fallas) y Línea Rota (con 36%); ambas engloban el 91% del total de fallas
registradas bajo la causa de Componente Dañado.
Del historial de fallas, se puede extraer las interrupciones asociadas a
Componente Dañado- Aislador, donde se describe: el día de ocurrencia de la falla, la
señal que arrojó los dispositivos de protección, la duración de la falla en horas y
minutos, junto al renglón de observación donde se explica la nota referida por el
operador de guardia; todo en la tabla 4.5.

61
Tabla 4.5. Extracto del Historial de falla para la causa componente dañado- aislador
Fecha Circuito Causa Señal Duración Observación
24/08/2010
IAN
34,5kV
Componente
dañado(aislador)
Instantáneo
en R
11Hrs
23min
Prueba
negativa.
Abierto
seccionadore
s en la
Alcabala de
Coloncito. Se
ubica aislador
de espiga
fallado.
22/11/2011
IAN
34,5kV
Componente
dañado(aislador)
Instantáneo
en R,S,T
2Hrs
9min
Aislador
partido,
puente roto
sobre cruceta
y copas
terminales
explotadas
dentro de
Planta La
Tendida.
Durante el período evaluado, solo tuvo lugar dos interrupciones por concepto
de aislador fallado, una de ellas tuvo lugar a la altura de la Alcabala de Coloncito y la
otra en las inmediaciones de Planta La Tendida.
La interrupción ocurrida el 22 de Noviembre no sucedió propiamente en la
topología del circuito IAN, como se ha descrito en las observaciones, el aislador
fallado se encontraba dentro de las instalaciones de Planta La Tendida; ésta Planta es
de generación distribuida y se encuentra dispuesta físicamente en el Municipio
Samuel Darío Maldonado, conectada directamente a la barra de 13,8kV de la
Subestación Boconó, suministrando 11Mw para el sistema de distribución local. Se
puede concluir de lo anterior, que la falla del aislador no debió ser despejada por las
protecciones del circuito IAN, en tal sentido se puede afirmar que existe una

62
debilidad en el esquema de protecciones, caso similar a lo ocurrido en el análisis de
las causas desconocidas.
Resumiendo, se puede decir, que para el lapso de interrupciones analizado,
solo hubo una interrupción por aislador fallado, porque la otra interrupción cargada
obedece más bien un incorrecto funcionamiento del sistema de protecciones; en
párrafos anteriores se describió que el 36% restante de las fallas por Componente
Dañado, pertenecen a la categoría de Línea Rota, de las cuales se pueden resaltar las
observaciones descritas en la tabla 4.6.
Tabla 4.6. Extracto del Historial de falla para la causa componente dañado- línea rota
25/07/2010
IAN
34,5kV
Componente
dañado(línea
rota)
Ninguno
1Hrs
37min
Línea rota
antes de la
Alcabala de
Coloncito.
15/08/2010
IAN
34,5kV
Componente
dañado(línea
rota)
Instantáneo.
R,S,T
1Hrs
54min
Línea rota en
alta tensión
sector La
Pajita.
14/07/2010
IAN
34,5kV
Componente
dañado(línea
rota)
Temporizado
R,S,T
1Hrs
08min
Línea rota en
sector Puente
Boconó.
Solo tres interrupciones por línea rota fueron registradas en el historial de falla;
de acuerdo a la observación suministrada, las tres zonas donde ocurrieron los eventos
descritos pueden ser ubicadas sobre el diagrama unifilar como se muestra en la Figura
4.3.

63
Figura 4.3. Ubicación de las fallas por línea rota.
Tal como se presenta, dos de las tres fallas pudieron encontrarse en las
inmediaciones de la Alcabala de Coloncito, antes de la llegada del circuito a S/E IAN.
Es importante destacar que la infraestructura del circuito está constituido por un tipo
de conductor cuya capacidad máxima de transporte es de 370Amperios, y de acuerdo
con los perfiles de carga suministrado, el máximo amperaje del circuito es de
158Amperios (ver figura 4.4), por consiguiente se niega la hipótesis de sobre carga
como causa de la rotura de la línea; sin embargo la zona geográfica anterior a la S/E
IAN, se caracteriza por una tupida vegetación, lo cual pudiera considerarse como una
causa probable de las fallas descritas.

64
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
Demanda
Demanda
Figura 4.4. Demanda mensual del circuito IAN. Nota: División de Estudios.
CORPOELEC-Táchira.
Lo anterior permite analizar la última clasificación de causas de fallas sobre el
circuito, constituida por la categoría de vegetación.
Tabla 4.7. Clasificación de sub. Causas por vegetación
.
Dentro de las sub causas extraídas del software de almacenamiento, se
encuentran: árbol y ramas sobre la línea; cada una supone en sí misma la razón
inmediata de falla (o lo que la ha provocado).
Vegetación
Sub. causa Tiempo de Interrupción Hrs.
Árbol 0,5144
Rama sobre la línea 0,0963

65
Tabla 4.8. Extracto del historial de falla para la causa vegetación
21/07/2010
IAN
34,5kV
Vegetación
Instantáneo.
R y T
17Hrs
19min
Árboles sobre
la línea antes
de la Alcabala
de Coloncito.
28/02/2011
IAN
34,5kV
Vegetación
Instantáneo.
R,S,T
1Hrs
47min
Se ubica en
Sector de Río
Chiquito
ramas sobre
líneas de alta
tensión
10/06/2011
IAN
34,5kV
Vegetación
Instantáneo.
R y N
1Hrs
10min
Árbol sobre la
línea Sector
Los Caobos y
derivación
hacia Carira.
23/11/2011
IAN
34,5kV
Vegetación
Instantáneo.
R,S,T
30min
Árbol sobre la
línea Sector
Caño Hondo
entrada a
Umuquena.
Teniendo en cuenta lo expuesto anteriormente en los registros de fallas, se
puede ubicar gráficamente las interrupciones por vegetación sobre el diagrama
unifilar del circuito, expuesto en la figura 4.5; observando dicha figura, la mayor
concentración de incidencias por vegetación, se encuentra en el tramo de circuito que
va desde la Subestación Fría II hasta Subestación Coloncito, geográficamente
coincide con la ubicación de la redoma del Toro de la población de Coloncito, lo cual
coincide con el diagrama presentado en la figura 4.3, donde se graficaba la ubicación
de las incidencias por línea rota. Lo anterior puede llevar a concluir, que las
interrupciones catalogadas como línea rota, y se ubican en el tramo descrito, son
consecuencia de las ramas cercanas a la red, y por consiguientes rompen las líneas,
bien sea porque caen sobre las mismas, o bien las interceptan.

66
Figura 4.5. Ubicación de las fallas por vegetación.
Cabe resaltar una categoría de interrupciones vislumbrada en la distribución
porcentual de la figura 4.2, la cual corresponde a la causa programadas cuya
incidencia aportó el 18% del Tiempo de Interrupción Total para el circuito durante el
lapso de estudio; así mismo, se extrajo del historial de fallas todas los eventos
asociados a la causa programada, obteniéndose la tabla 4.9, en la cual cada
interrupción, descrita en el renglón de observaciones, contiene el inicio de la misma,
así como su duración (escrito en la columna referenciada como inicio-dur).

67
Tabla 4.9. Interrupciones descritas como Causas Programadas. Nota: SIAR.
Fecha Circuito Inicio - Dur Causa (Sub-Causa) Observaciones
09/03/2010 IAN 34,5 KV (B-105) 09,:31:00, 02:17:00 PROGRAMADA (TRABAJO POR DISTRITO)
CORTE PROGRAMADO PARA REALIZAR PODA DE RAMAS CERCA A LINEA
DE 34,5, VA EN DOBLE TERNA CON CTO. PANAMERICANO I
03/11/2010 IAN 34,5 KV (B-105) 21:02,:00, 00:02:00 PROGRAMADA (TRABAJO POR OPERACIONES)
PARA CERRAR ENLACE CON EL CIRCUITO BOCONO Y RECUPERAR LA
CARGA EL PERSONAL SE ENCUENTRA MOJADO
02/02/2011 IAN 34,5 KV (B-105) 15:52:00, 00:02:00 PROGRAMADA (TRABAJO POR DISTRITO) NORMALIZAR CARGA DE S/E BOCONO A TRAVES DE CTO. IAN 34,5
18/05/2011 IAN 34,5 KV (B-105) 20:46:00, 00:09:00 PROGRAMADA (TRABAJO POR DISTRITO)
NORMALIZAR CARGA QUE SE ENCONTRABA TRANSFERIDA A CTO.
BOCONO 34,5.
01/07/2011 IAN 34,5 KV (B-105) 12:45:00, 00:08:00 PROGRAMADA (TRABAJO POR OPERACIONES)
ACOPLAR LA CARGA A TRAVES DEL SISTEMA, SE ENCONTRABA EN ISLA
POR GENERACION
04/07/2011 IAN 34,5 KV (B-105) 13:06,:00, 00:04:00 PROGRAMADA (TRABAJO POR DISTRITO)
PARA PASAR S/E BOCONO EN ISLA A TRAVES DE PLANTA DE
GENERACION LA TENDIDA Y ACOMETER TRABAJOS DE REPARACION
SOBRE CTO IAN 13,8 RAMAL EL PECON VA EN DOBLE TERNA CON LINEA
DE IAN 34,5 QUE ALIMENTA S/E BOCONO.
04/07/2011 IAN 34,5 KV (B-105) 19:36:00, 00:06:00 PROGRAMADA (TRABAJO POR OPERACIONES)
PARA NORMALIZAR CARGA DE S/E BOCON A TRAVES DE CTO. IAN 34,5,
LA MISMA SE ENCONTRABA ALIMENTADA POR GENERACION
DEISTRIBUIDA EN ISLA POR TRABAJOS DE REPARACION SOBRE CTO IAN
13,8 RAMAL EL PECON.
10/02/2012 IAN 34,5 KV (B-105) 17:12:00, 00:04:00 PROGRAMADA (TRABAJO POR DISTRITO)
CARGA DE CTO. BOCONO SE ENCUENTRA TRANSFERIDA A CTO. IAN,
MOTIVADO A TRABAJOS DE PICA Y PODA. PARA NORMALIZAR CARGA SE
REALIZA INTERRUPCION YA QUE EN DICHA MANIOBRA SE PRODUCE
ARCO CADA VEZ QUE MANIPULAN O REALIZAN APERTURA DEL
PARALELO. POR LO QUE SE REA
15/02/2012 IAN 34,5 KV (B-105) 13:32:00, 00:04:00 PROGRAMADA (TRABAJO POR OPERACIONES) AL ABRIR PARALELO IAN BOCONO 34.5 KV SE PRODUCE ARCO VOLTAICO.
22/04/2012 IAN 34,5 KV (B-105) 07,:25:00, 00:20:00 PROGRAMADA (TRABAJO POR TRANSMISION)
REALIZAR PRUEBAS FUNCIONALES Y SIMULACION DE DISPARO DEL H-
110.SE RECUPERA EN ISLA POR PLANTA COLONCITO
22/04/2012 IAN 34,5 KV (B-105) 12:46:00, 00:06:00 PROGRAMADA (TRABAJO POR OPERACIONES) SE CORDINA NORMALIZAR CARGA POR SU SALIDA
Como puede observarse de la tabla 4.9, para el período de estudio se
originaron once (11) interrupciones por Causa Programada; los reportes indican que
alrededor de la totalidad de las observaciones describen apagues para realizar
maniobras de transferencia de carga, recuperación y acople de la Generación
instalada en Planta La Tendida, a excepción de dos notas que explican el apague para
acometer trabajos de podas y reparaciones de línea.
Éstos eventos pueden optimizarse considerando que las maniobras deben
hacerse con el circuito energizado para evitar que los usuarios finales se vean
afectados; el hecho de que se haya operado el circuito en condiciones fuera de
servicio, indica que el personal liniero no contaba con las herramientas requeridas o
con la preparación necesaria para ejecutar las maniobras sin acudir al apague forzado;
todo lo anterior indica que es de vital importancia que la Gerencia de Operaciones
audite la cantidad de herramientas disponibles para el cuerpo de linieros, y refuerce
los lineamientos contemplados en el Manual de Operaciones, donde se establece la
prioridad de ejecutar maniobras con los circuitos energizados, de tal manera que no
resulten interrupciones innecesarias que afecten directamente al indicador de Tiempo
de Interrupción, tal como ha ocurrido en el circuito modelo.

68
Por último, es de hacer referencia a una categoría de Causa presente en la
Distribución Porcentual Falla de equipo, la cual englobó el 2% de aporte al Tiempo
de Interrupción total, para diferenciar de la Causa Componente Dañado, ésta sugiere
las fallas que ocurren en equipos específicos como reconectadores, interruptores y
relés de protección. Para el lapso de análisis, las interrupciones por Falla de Equipo
reflejan problemas en los interruptores emplazados dentro de la Subestación Fría II y
relés de protección para los transformadores de potencia, así como se evidencia en la
tabla 4.10 que comprende el extracto de las interrupciones categorizadas como falla
de equipo.
En éste apartado es resaltante considerar, que todas las averías que ocurran
dentro de las Subestaciones de Transmisión como lo es Fría II (de donde sale el
circuito IAN), es responsabilidad de un área corporativa llamada Comisionaduría de
Transmisión, y es independiente en sus roles de CORPOELEC Zona Táchira.
Tabla 4.10 Interrupciones descritas como Falla de Equipo. Nota: SIAR.
Fecha Circuito Inicio - Dur Causa (Sub-Causa) Observaciones
16/06/2010 IAN 34,5 KV (B-105) 07,:55:00, 01:55:00
FALLA DE EQUIPO (RECONECTADOR POR
BAYPASS)
LINEA DE AT ROTA Y ENERGIZADA EN LA TENDIDA FRENTE AL BCO
SOFITASA, Y SOBRE EL TRONCAL PPAL ANTES DE LA TENDIDA SECTOR
LA MORITA. AMBAS DEL CTO LA TENDIDA 13.8 KV, EL MISMO SE
ENCUENTRA POR BYPASS POR RECONECTADOR DAÑADO. ABTO BYPASS
CTO LA TENDIDA SE REC
09/10/2010 IAN 34,5 KV (B-105) 17:25:00, 02:09:00
FALLA DE EQUIPO (INTERRUPTOR DE
POTENCIA)
PRUEBA NEGATIVA POLO QUEMADO DEL INTERRUPTOR SE PASA POR
BAY PASS LINEA QUE SALE HACIA BOCONO MUESTRA LOS TRES
SEÑALIZADORES CONPRENDIDOS LA CARGA DE BOCONO Y LA TENDIDA
SE RECUPERA POR ISLA A TRAVES DE PLANTA LA TENDIDA
03/11/2010 IAN 34,5 KV (B-105) 04,:26:00, 00:46:00
FALLA DE EQUIPO (INTERRUPTOR DE
POTENCIA)
DISPARO DEL B-180 CON SEÑAL SOBRECORRIENTE FASE R Y T. LA
DEMORA EN REALIZAR PRUEBAS SE DEBE A QUE NO CERRABA EL B-180
NI EN FORMA MANUAL, MECANICA NI POR MANDO. QUEDA PENDIENTE
REALIZAR PRUEBAS DE CIERRE A CTOS. SAN PEDRO I Y II QUE SE
ENCUENTRAN TENSION
02/06/2011 IAN 34,5 KV (B-105) 19:38:00, 01:22:00 FALLA DE EQUIPO (TRANSF DE POTENCIA)
29/09/2011 IAN 34,5 KV (B-105) 00,:45:00, 02:00:00 FALLA DE EQUIPO (FALLO DE RELES)
POR FALLA EN LAS PROTECCIONES DE LOS TRANSFORMADOR DE
POTECIA DE LA S/E FRIA.-2 DE 34.5 KV.
28/04/2012 IAN 34,5 KV (B-105) 06,:32:00, 00:40:00 FALLA DE EQUIPO (FALLO DE RELES)
DISPARO DEL B-180 Y H-110 PARA EL MOMENTO SE HABIA PRODUCIDO
UN DISPARO DEL CTO. SAN PEDRO I 34.5 KV SEÑAL: INST EN LA FASE R
,.,CORRIENTE :81 AMP....
Hasta el momento solo se ha hecho mención del aporte de las fallas al Tiempo
de Interrupción del circuito IAN, sin embargo, existe otro indicador que debe ser
analizado para alcanzar la totalidad del contexto el cual se denomina Número de
Interrupciones (NTI), que también puede ser concebido como la frecuencia de
ocurrencia de una falla. Para emprender cualquier plan de mejora en la operatividad
de los circuitos, es necesario realizar un análisis conjunto del comportamiento de

69
estos dos indicadores, porque las actividades alrededor de los mismos definen el peso
de las decisiones técnicas a tomar. A continuación se expone el histograma de NTI de
la figura 4.6para el circuito IAN durante el lapso analizado Enero 2010-Mayo 2012.
0
20
40
60
80
100
120
Número de Interrupciones
Series1
Figura 4.6. Histograma de frecuencia por causa de interrupción.
Observando la distribución del número de interrupciones, se puede determinar
que la causa con mayor frecuencia de ocurrencia obedece a la clasificación de
Atmosféricas (100 interrupciones), seguido de la causa clasificada como Desconocida
(92 interrupciones), y por último el renglón de Racionamiento (91 interrupciones).
En complemento con el histograma presentado, y considerando todo lo
estudiado anteriormente, se realizó un Pareto con las interrupciones que han sido
clasificadas en los apartados superiores, en el cual se vislumbra tanto el Tiempo de
Interrupción (TTI), como el Número de Interrupciones (NTI) que cada falla ha
aportado al circuito IAN, presentado en la tabla 4.11.

70
Tabla 4.11. Pareto de Interrupciones para el circuito IAN.
La utilidad de elaborar un Pareto, es explicado por Duffua (2010) como
“Ayuda a establecer prioridades acerca de cuál curso de acción es más benéfico”
(p.267), es decir, el Pareto es un instrumento de priorización de acciones. Para el caso
de estudio, las causas resaltadas corresponden al 20% de las fallas totales, y de
tomarse medidas sobre tales, la mejora sobre el Tiempo de Interrupción del circuito
sería de 75,53%.
Si bien la distribución porcentual de fallas indica que el 50% de las
interrupciones ocurridas sobre el circuito ha sido producto de Racionamientos (de los
cuales 84% debido a fallas a nivel de Generación), el alcance de roles establecidos
para CORPOELEC Zona Táchira impide que desde aquí se puedan tomar estrategias
para evitar la ocurrencia de fallas en Generación; por tanto, se ha realizado un Pareto
sin la causa de Racionamiento en la tabla 4.12, para delimitar las atribuciones del ente
CORPOELEC sobre las fallas en el circuito IAN.

71
Tabla 4.12. Pareto de Interrupciones para el circuito IAN sin Racionamiento.
N° % Fallas Causa NTI Duración TTI TTI Acum % TTI Acum
6 66,67%
FALLAS DE LINEAS DE
TRANSMISION Y
PRODUCCION
9 0,4166 0,1022 3,8976 96,57%
9 100,00%
AJUSTE INCORRECTO DE
PROTECCIONES
2 0,4750 0,0264 4,0360 100,00%
98,18%
99,35%
1
2
3
4
5
7
8
37,73%
56,36%
72,93%
88,06%
94,04%
3,9624
4,0096
11,11%
22,22%
33,33%
44,44%
55,56%
77,78%
88,89%
1,5228
2,2745
2,9433
3,5539
3,7953
MEDIDAS DE SEGURIDAD 12 0,1985 0,0649
ACCIDENTE 6 0,2881 0,0472
VEGETACION 25 0,8883 0,6107
FALLA DE EQUIPO 5 1,4749 0,2414
DESCONOCIDA 92 0,3005 0,7516
COMPONENTE DAÑADO 14 1,7438 0,6688
ATMOSFERICAS 100 0,5537 1,5228
Analizando el Pareto sin Racionamiento, se puede observar que el 22,22% de
las fallas se encuentran agrupadas entre los renglones de atmosféricas y desconocidas.
Estas interrupciones sugieren un potencial de mejora del 56,36% del tiempo de
interrupción total para el circuito; ampliando un poco el espectro de fallas, si se
abarca la categoría de componente dañado, se estaría direccionando las medidas para
alcanzar un probable 72,93% de mejora en el indicador analizado.
Finalmente, se pueden resumir las causas de fallas sobre el circuito IAN
34,5kV en el diagrama causa-efecto o de espina de pescado, tal como se presenta en
la Figura 4.7. Con éste diagrama no solo se condensa todas las causas de falla del
circuito en el lapso temporal determinado, sino también permite visualizar en un solo
compendio las sub causas de las mismas, dando un abanico más amplio de tópicos a
analizar.

72
Figura 4.7. Diagrama Causa Efecto.
Una vez elaborado el diagrama causa efecto para el circuito, se realizó un
análisis causa raíz, para aquellas fallas que fueron catalogadas como desconocidas,
haciendo diferencias en aquellos eventos que se incluyeron en la denominación, pero
que fueron descritos como “Disparos con Prueba Positiva (+)”, y “Disparos con
Prueba Negativa (-)”, en provecho de ésta metodología que permite disgregar las
causa básicas de la falla, hasta llegar a la causa raíz, que permita tomar las acciones
pertinentes para la erradicación de la misma. Es de resaltar que aquellos sucesos
declarados como Prueba (+), indican que el circuito realizó un disparo y fue
recuperado al instante; sin embargo, los eventos de Prueba (-) reflejan que el circuito
efectivamente tuvo un disparo, y posterior a las operaciones efectuadas de acuerdo al
protocolo corporativo, el circuito permaneció sin servicio, indicando la presencia de
una avería inminente que debe ser solventada. De allí que el Análisis Causa Raíz
permite esclarecer la procedencia de éstos tipos de incidentes.

73
4.1.2 Aplicación de Análisis Causa-Raíz para el circuito IAN 34,5kV
El evento descrito como disparos con prueba positiva (+), puede ser estudiado
desde diferentes hipótesis, basados en sucesos que normalmente ocurren en la línea,
y dado a que en análisis causa raíz es requerido negar o afirmar las hipótesis mediante
la comprobación, en ésta aplicación, los sucesos se negaron bajo la premisa de
probabilidad de ocurrencia; es decir, las hipótesis descartadas corresponde a los
eventos que tienen menor probabilidad de ocurrir. A través de todo lo anteriormente
expuesto, se obtuvo la figura 4.8
Figura 4.8 Análisis Causa- Raíz para disparos desconocidos con Prueba positiva.
De acuerdo a la Figura 4.8, las causas inmediatas de los eventos desconocidos
con Prueba (+), corresponde a la actuación del esquema de protecciones del circuito
y/o a sobretensiones transitorias sobre la línea, por cuanto es imperioso la revisión y
actualización de dicho esquema, junto al diagnóstico del sistema de puesta a tierra del
circuito, en aras de tomar acciones con influencia directa sobre éstas causas raíces
determinadas.
Para la figura 4.9, se hizo el desglose de las causas básicas de los disparos
con prueba (-), aplicando el mismo procedimiento de los disparos positivos, se
presentó como causas básicas esquema de protecciones, ramas o animales en la línea,
sobre tensiones temporales y sobre tensiones transitorias, para lo cual, se negaron las

74
tres primeras hipótesis por no encontrarse vinculadas directamente con la interrupción
de disparos negativos, bien sea porque las hipótesis tienen baja probabilidad de
ocurrencia, o porque el contexto operativo y geográfico impiden la aparición de las
mismas.
Desde éste planteamiento, se determinó que el origen de los incidentes, tiene
lugar en las sobre tensiones transitorias de perturbaciones externas con impacto
indirecto; es decir, que ante una precipitación atmosférica bien sea de lluvias o rayos
en las inmediaciones de la zona geográfica donde se encuentra el circuito, provoca
una variación en el potencial eléctrico, lo que desencadena el disparo de las
protecciones del circuito. Caso análogo a los disparos positivos, éste análisis indica
que los disparos negativos, sin una causa de falla hallada, sugiere una aparente
debilidad en el sistema de puesta a tierra del circuito, que debe ser diagnosticada y
despejada.
Figura 4.9. Análisis Causa- Raíz para disparos desconocidos con Prueba negativa.

75
4.2 Análisis de los modos y efectos de falla para el circuito IAN 34,5kV
De acuerdo a lo establecido en los fundamentos teóricos de la investigación,
en relación a los aspectos necesarios para la elaboración de un análisis de modos y
efectos de fallas AMEF, se tiene para el circuito IAN 34,5kV
1. Función: Transportar la potencia eléctrica a las Subestaciones: IAN y Boconó
a no más del 100% de la capacidad de diseño del conductor, dentro del margen de 5%
de caída de tensión, con un valor inferior al 3% de pérdidas de potencia, respetando la
relación de falla/ Km no mayor a 0.8, generando un tiempo máximo de reposición del
servicio de 120 min y transportar la potencia eléctrica en condición de respaldo para
la Sub-estación Coloncito a no más del 120% de la capacidad nominal del conductor,
y del 8% de caída tensión en contingencia de servicio.
2. ¿De qué formas no puede realizar su función?
2.1 No transportar energía a las Subestaciones IAN y Boconó
2.2 Superar el 100% de Cargabilidad en condiciones normales de operación
2.3 Superar el 5% de caída de tensión en la alimentación de las Subestaciones IAN y
Boconó
2.4 Presentar índices superiores al 3% de pérdida de potencia
2.5 Presentar una relación de falla/ Km mayor a 0.8
2.6 Superar el 120% de cargabilidad en condición de respaldo a la Subestación
Coloncito
2.7 Superar al 8% de caída de tensión respaldando a Subestación Coloncito

76
3. ¿Causa por la que deja de cumplir sus funciones?
Para cada modo de falla, se identifica las causas principales de interrupción
hasta obtener la causa raíz de las mismas, donde se ejecutarán específicamente las
tareas de mantenimiento a proponer.
2.1 No transportar energía a las Subestaciones IAN y Boconó
Para éste modo de falla, las principales causas de falla, se agrupan en los apartados
2.1.1 Avería en el tramo Subestación Fría II-IAN
Este es el tramo inicial del circuito, y considerando la topología del circuito en
dicha zona, se declaran las causas básicas de la figura 4.10, negándose aquellas con
menor probabilidad de ocurrencia.
Figura 4.10 Causa Raíz para el modo de falla 2.1.1 Avería en el tramo Subestación
Fría II-IAN
2.1.2 Avería en el tramo S/E IAN – S/E Boconó
Éste es el segundo tramo que conforma el recorrido general del circuito; las
causas básicas que prevalecen en el análisis, corresponden a vegetación y
componente dañado, por cuanto la vegetación en éste tramo de circuito es más densa
que en el tramo inicial, lo cual puede conllevar a rotura de líneas y puentes en las
redes; la descripción se observa en la figura 4.11.

77
Figura 4.11 Causa Raíz para el modo de falla 2.1.2 Avería en el tramo S/E IAN-S/E
Boconó
2.1.3 Falla en el interruptor de salida en la Subestación Fría II
Una vez planteadas las fallas por el tipo de zona geográfica, se analizan las
interrupciones relacionadas con el contexto operativo, que en el caso de estudio se
encuentra referido a los interruptores de llegada a cada subestación, incluida en la
topología del circuito, tal y como se ilustran en las figuras 4,12, 4.13, 4.14.
Para el caso del interruptor de la Subestación Fría II, debido a que es de tipo
celda, las causas por las que puede dejar de funcionar son las que se exponen en la
figura 4.12.
Figura 4.12 Causa Raíz para el modo de falla 2.1.3

78
2.1.4 Falla en el interruptor de llegada a Subestación IAN
Tanto el interruptor de la Subestación IAN como el de la Subestación Boconó,
son del mismo modelo constructivo, Panacea. Éste es un modelo de equipo distinto al
interruptor instalado en la Subestación Fría II, por tanto, las causas por las que puede
fallar se especifican en las figuras 4.13 y 4.14.
Figura 4.13 Causa Raíz para el modo de falla 2.1.4 Falla en el interruptor de llegada
a Subestación IAN
2.1.5 Falla en el interruptor de llegada a Subestación Boconó
Figura 4.14 Causa Raíz para el modo de falla 2.1.5 Falla en el interruptor de llegada
a Subestación Boconó
2.2 Superar el 100% de cargabilidad en condiciones normales de operación
El modo de falla expuesto, considera la situación en la cual el circuito supere
la capacidad nominal de transporte del conductor de diseño, aunado a las causas
básicas y raíces que dan lugar a éste tipo de evento.

79
2.2.1 Incremento en la demanda a 22Mva
El hecho de que la demanda de transporte se incremente a 22Mva, tiene lugar
principalmente en que se haya incorporado nueva carga al sistema, y/o exista
presencia de flujo inverso, producto de la Planta de Generación instalada en La
Tendida, tal y como se muestra en la figura 4.15.
Figura 4.15 Causa Raíz para el modo de falla 2.2.1 Incremento en la demanda a
22Mva
2.3 Superar el 5% de caída de tensión en la alimentación de las SS/EE IAN y Boconó
Éste modo de falla, se encuentra relacionado con el parámetro de caída de tensión,
el cual es considerado norma de calidad de servicio; los siguientes puntos describen
las causas básicas de la ocurrencia de dicho evento.
2.3.1 Ausencia de regulación de tensión en la alimentación.
2.3.2 Disparo de planta la tendida.
2.4 Presentar índices superiores al 3% de pérdidas de potencia
Las pérdidas de potencia también es un parámetro considerado dentro de las
exigencias de calidad del producto; esto se traduce como el bloque de potencia que no
puede llegar al usuario porque es transformada en calor, y dispersada a lo largo de la
línea (Norma NOR-DIS-001, 2010). Las causas básicas son
2.4.1 Larga extensión del circuito
2.4.2 Conductor de alta resistencia

80
2.5 Presentar una relación de falla/ Km superior a 0.8 (NTI anual/ 35 km)
La longitud total del circuito consta de 35km; de acuerdo a lo estipulado en la
Norma NOR-DIS-001, 0,8 es el parámetro que identifica el estado normal de las
redes. Un valor superior a éste indica que el estado de la red eléctrica es malo (NOR-
DIS-001, 2010), por consiguiente, obtener 28 interrupciones al año sobre el circuito
estudiado, supone entrar en la categoría de mal estado, a tal efecto las causas
relacionadas con el modo de falla son las que se presentan en la figura 4.16.
2.5.1 Presencia de más 28 interrupciones al año.
2.6 Superar el 120% de cargabilidad en condición de respaldo a s/e Coloncito
La condición de respaldo tiene lugar cuando la subestación Coloncito presenta
alguna falla; en ésta situación, la capacidad del conductor del circuito, no debe
excederse del 120%, para asegurar con esto que no se susciten fallas sobre el mismo.
Las causas de sobre pasar la capacidad requerida del conductor se observan en la
figura 4.17.
2.6.1 Tramo inapropiado de conductor
2.6.2 Incremento de la demanda a 26 MVA.
Para éste modo de falla, se debe considerar las causas presentadas en la figura
4.16 aunado a la hipótesis de que el circuito, se encuentre brindando respaldo al
circuito Orope, por ende, la alimentación de la Subestación Orope, haga incrementar
la demanda a 26Mva.

81
2.7 Superar el 8% de caída de tensión respaldando a Subestación Coloncito
En condición de respaldo, la caída de tensión no debe superar el índice de 8%
(Norma NOR-DIS-001, 2010), para garantizar la calidad del producto técnico
entregado a la subestación Coloncito; en el caso de que el valor del índice sea
superior al 8%, tienen sus causas en tramo inapropiado de conductor, y ausencia de
regulación; cabe destacar, que existen dos categorías a considerar en éste modo de
falla, una, es que existan instalados reguladores en la línea, y otra, que el
transformador de potencia tenga regulación automática. En éste caso, se niega la
hipótesis de la regulación automática, porque ésta existe dentro del contexto
operativo; todo lo explicado se encuentra en la figura 4.18
2.7.2 Ausencia de regulación de tensión

82
4. ¿Qué sucede cuando ocurre la falla? (Efecto de falla)
Para cada modo falla declarado en el punto Nº 2, se detalla lo que sucede con la
función del circuito una vez ocurrido el tipo de evento, las maniobras desde el punto
de vista operativo que es necesario realizar para recuperar la función, y el tipo de
consecuencia que genera el modo de falla (aquí se da respuesta a la interrogante Nº 5
¿de qué forma impacta cada falla?), junto al detalle de si la falla es aparente u oculta.
2.1.1 Avería en el tramo Fría II – IAN (vegetación)
Pérdida del 50% de la función. Maniobras en S/E IAN para recuperar S/E Boconó por
circuito Boconó.
Consecuencia Operacional. Falla evidente
2.1.2 Avería en el tramo IAN – Boconó
Pérdida del 50% de la función. Abierto en S/E IAN. Se recupera S/E IAN.
2.1.3 Falla en el interruptor de salida del circuito IAN
Pérdida del 100% de la función. Abierto seccionadores de líneas y cerrado
seccionadores de enlace con circuito Boconó. S/E Coloncito es alimentada en isla por
Planta Coloncito.
Consecuencia Operacional. Falla oculta
2.1.4 Falla en el interruptor de llegada S/E IAN.
Pérdida del 50% de la función. Abierto en S/E IAN y cerrado circuito Boconó. Se
recupera S/E Boconó o trabaja en Isla Planta La Tendida.
2.1.5 Falla en el interruptor de llegada S/E Boconó.
Pérdida del 50% de la función. Se recupera S/E Boconó en Isla por planta la Tendida.

83
2.2.1 Incremento de la demanda a 22 MVA
Rotura del conductor troncal. Pérdida del 100% de la función.
2.3.1 Sin regulación de tensión
No se garantiza la calidad del producto técnico. Pérdida del 100% de la función.
2.3.2 Disparo de planta la tendida
Sin calidad del producto técnico entregado.
2.4.1 Larga extensión del circuito.
No se garantiza la calidad del producto técnico.
2.4.2 Conductor de alta resistencia
Rotura en cualquier tramo del conductor.
2.5.1 Presencia de más de 28 interrupciones al año
Pérdida del 100% de la función.
Rotura en cualquier tramo de conductor. Aumento en los niveles de corto circuito por
incorporación de Planta Coloncito.

84
2.6.2 Incremento de la demanda a 26 MVA
Rotura en cualquier tramo de conductor.
No se garantiza la calidad del producto técnico entregado en función de respaldo.
2.7.2 Ausencia de regulación de tensión
No se garantiza la calidad del producto técnico entregado en función de respaldo.
El paso siguiente en la elaboración del AMEF para el circuito, lo conforma la
determinación del número prioritario de riesgo RPN, cuyo criterio a utilizar es
definido de la siguiente manera.
Determinación del RPN
RPN = Severidad x Ocurrencia x Detección (Mora, 2009)
Criterio: Severidad
Afecta 100% de la función: 2
Afecta 50% de la función: 1
No afecta la función: 0
Criterio: Ocurrencia
Más de una vez al año: 2
Una vez al año: 1

85
Criterio: Detección
Difícil Detección: 2
Fácil Detección: 1
La determinación del RPN para cada modo de falla, permitirá definir la
frecuencia de las tareas de mantenimiento surgidas producto del análisis (Mora,
2009); de lo anterior se plantean las posibles frecuencias de acuerdo al valor del RPN:
Espectro de Frecuencias: Trimestral – Semestral – Anual
RPN = 8 Trimestral
RPN = 4 Semestral
RPN = 2 Semestral
RPN = 1 Anual
Aplicando los criterios propuestos de severidad, ocurrencia y detección para
cada modo de falla, se obtiene la tabla 4.13
Tabla 4.13. Número prioritario de riesgo.
N° del modo de
falla
Severidad Ocurrencia Detección RPN
2.1.1Avería en el
tramo S/E Fría II-
IAN
1 2 1 2
2.1.2Avería en el
tramo S/E IAN-
Boconó
1 2 1 2
2.1.3Falla en el
interruptor de
salida en la S/E Fría
II
2 1 2 4
2.1.4Falla en el 1 1 2 2

86
interruptor de
llegada S/E IAN
2.1.5Falla en el
interruptor de
llegada S/E Boconó
1 1 2 2
2.2.1Incremento en
la demanda a
22Mva
2 1 1 2
2.3.1Ausencia de
regulación de
tensión
2 1 1 2
2.3.2Disparo de
planta La Tendida
2 2 1 4
2.4.1Larga
extensión del
circuito
2 1 1 2
2.4.2Conductor de
alta resistencia
2 1 1 2
2.5.1Presencia de
más de 28
interrupciones al
año
2 2 1 4
2.6.1Tramo
inapropiado de
conductor
2 1 1 2
2.6.2Incremento en
la demanda a
26Mva
2 1 1 2
2.7.1Tramo
inapropiado de
conductor
2 1 1 2
2.7.2Ausencia de
regulación de
tensión
2 1 1 2

87
Haciendo referencia al Anexo A, donde se presenta el AMEF elaborado para el
circuito IAN 34,5kV, los tipos de mantenimiento propuestos para aplicar sobre el
mismo han sido: programado por condición, el cual es descrito por Mora (2009)
como: “El tipo de mantenimiento condicional logra maximizar la vida útil del
elemento y consigue reducir los costos de mantenimiento; éste se basa en la
permanente inspección y análisis crítico de las condiciones” (p.430). Así mismo,
complementa: “(…) evita averías mayores como consecuencia de pequeñas fallas y
optimiza las frecuencias de parada, aprovechando para realizar diferentes
reparaciones al mismo tiempo” (p.430). Considerando éstos fundamentos teóricos, se
proponen las siguientes acciones de mantenimiento con frecuencia definida según el
RPN obtenido para cada modo de falla
Tareas de Mantenimiento Programado a Condición
• Diagnóstico de la vegetación circundante, y realización de podas sectorizadas.
Recursos: propios.
• Inspección del estado de la línea, evaluando aspectos como, tensado,
empalmes (manuales y automático), presencia de objetos extraños como
nidos, cometas, enredaderas entre otros.
• Inspección de las condiciones físicas de los aisladores, buscando evidencias
de pérdida de aislamiento o desgaste del esmalte.
• Inspección de las condiciones de la infraestructura eléctrica, haciendo énfasis
en la posición de los aisladores, pararrayos, puentes, conectores, crucetas,
poste, fundación y puesta a tierra.
Para la última tarea planteada, se propone un listado de verificación al momento
de realizar la inspección en campo, tal como se presenta en la tabla 4.14. La
realización de las demás acciones enunciadas, el personal de mantenimiento puede
referirlas en los respectivos formatos para control de gestión y seguimiento.

88
Tabla 4.14. Formato propuesto para inspección diagnóstico de Subtransmisión
Distrito Técnico:
Jefatura de Líneas:
Circuito:
N° de Apoyos inspeccionados:
N° de Técnicos requeridos:
Observaciones
Formato de Inspección Diagnóstico
AccionesElemento
Verificar verticalidad del palillo
Fijación del conductor al aislador
Condición del esmalte
Condición del galvanizado
Presencia de contaminantes
Aislador de espiga (caso
alineación)
Revisión del grillete- condición de la cupilla
Presencia de contaminantes
Condición de la mordaza (presencia de tornillos de sujeción)
Verificar tipos de conectores (si es tipo plancha de 4 tornillos o a compresión)
Condición de los conectores
Aislador de cadena
( caso de suspensión)
Condición del esmalte
Verificar verticalidad del apoyo
Condición de la pintura
Posteadura
Posición respecto al ángulo de apoyo
Verificar orientación (que coincida con el sentido de la línea)
Condición y posición de la pletina
Estado del galvanizado
Cruceta en alineación
Verificar orientación (que coincida con el sentido de la línea)
Condición y posición de la pletina
Existencia de tornillo todo roscado
Cruceta en suspensión
Condición del galvanizado
Verificar tensado
Verificar existencia de grapas
Condición de la fundación
Viento

89
El siguiente grupo de acciones, se enmarcan dentro del mantenimiento predictivo
cuya principal ventaja radica en el diagnóstico de condiciones que pudiesen generar
estados de falla (Mora, 2009), aunado a la intervención oportuna del activo.
Tareas de Mantenimiento predictivo
• Implementación de la técnica de ultrasonido para diagnóstico de aisladores.
Según Duffua (2010), el tipo de mantenimiento detectivo es definido como:
“un acto o inspección que se lleva a cabo para evaluar el nivel de presencia inicial de
fallas.” (p.33); en éste orden de ideas, se presentan el tipo de acciones detectivas.
Tareas de Mantenimiento para Detección de Fallas
• Inspección de los interruptores ubicados en: salida del circuito IAN 34,5kV-
Subestación Fría II; Disyuntor de alta tensión-Subestación IAN; Disyuntor de
alta tensión-Subestación Boconó.
Con la finalidad de complementar las tareas descritas en los párrafos
anteriores, se han planteado otro tipo de acciones que bien pueden ser realizadas por
personal de otras áreas en CORPOELEC, todo en aras de obtener un menor número
de fallas en el circuito estudiado y dar cumplimiento así con la calidad del servicio
técnico entregado a los usuarios; éstas actividades son
• Elaboración de AMEF para los interruptores ubicados físicamente:
Subestación Fría II-salida del circuito IAN 34,5kV. Modelo: Celda;
Subestación IAN-Disyuntor del lado de Alta Tensión. Modelo: OX; y
Subestación Boconó-Disyuntor del lado de Alta Tensión. Modelo: Panacea.
• Inspección de los interruptores de llegada a barra de Planta Boconó.
Frecuencia: Semestral
• Optimización del esquema de protecciones del circuito IAN y Planta Boconó.

90
• Seguimiento del comportamiento del sistema posterior a la implementación de
las protecciones. Frecuencia: Mensual
• Retroalimentación del esquema de protecciones, basado en el análisis de las
interrupciones ocurridas.
• Estudio de planificación de redes (realizado por el departamento de División
de Estudios) en aras de diagnosticar condiciones operativas irregulares en el
circuito, en cuanto a aspectos como: estudio de pérdidas eléctricas, análisis de
caída de tensión, compensación reactiva.
• Elaboración de estudio de coordinación de aislamiento, para la optimización
de la ubicación de pararrayos, tipo de aislamiento y puesta a tierra.
• Implementación del diagrama de escalera para la planificación de las
actividades de mantenimiento anual.
Las tipos de tareas propuestas, programado por condición, predictivo y
actividades para la detección de fallas, se plasman en la tabla 4.15 junto con la
descripción del tipo de instrucciones técnicas requeridas, la frecuencia de ejecución,
duración de la misma, personal involucrado y recursos.

91
Tabla 4.15 Tareas de Mantenimiento propuestas
Tipo de Tarea Instrucción
Técnica
Frecuencia Duración Personal Recursos
Mantenimiento
Programado
por condición
Diagnóstico y
ejecución de
podas
sectorizadas
Semestral
2 Hrs. Por
poda
1 Caporal de
Campo y 3
linieros
Propios (Vehículos,
Motosierras,
mecate, machetes,
hachas, Check List
de diagnóstico,
implementos de
seguridad)
Inspección de
línea
1 Hr. Por
Km de
línea
Inspección de
aisladores
1 Hr. Por
Km de
línea
Inspección de
infraestructura
3 Hr. Por
Km de
línea
Mantenimiento
Predictivo
Diagnóstico de
aisladores con
técnica de
ultrasonido
Anual
6 Hrs. Por
Km de
línea
2 Técnicos
electricistas
Propios (Vehículo
y equipo de
ultrasonido)
Mantenimiento
para detección
de fallas
Inspección de
interruptores
Semestral
4 Hrs. Por
equipo
2 Ingenieros
Electricistas
Propios (Pinza
Amperimétrica,
voltioamperímetro,
destornillador
aislado, medidor de
aislamiento, cable
de control, alicates
aislados,
implementos de
seguridad)

92
4.3. Elaboración de estrategias de mantenimiento, basado en el
análisis de fallas.
A la luz de los resultados obtenidos en el análisis del historial de falla del circuito
IAN, y del AMEF realizado para el mismo, se puede referenciar el hecho de que
exceptuando la causa de racionamiento y programadas, el mayor número de
incidencias de falla se agrupo en las causas atmosférica, desconocida, componente
dañado y vegetación; así mismo, evocando la tabla 4.1 donde se clasifican las sub
causas contribuyentes a la causa atmosféricas, se señala lluvia como las sub causas de
mayor de aporte.
Del análisis Causa Raíz realizado para la causa desconocida, se obtuvo que para
los disparos con prueba positivas las posibles causas básicas se confinaban entre
esquema de protecciones y sobretensiones transitorias; ésta última desglosada en su
causa raíz como: de perturbación externa con impacto indirecto. Lo cual es indicativo
de que al momento de ocurrir alguna variación atmosférica entendida como la
precipitación de rayos, éstos fenómenos pueden crear una sobretensión en la línea que
aunado a una debilidad técnica en el sistema de puesta a tierra del circuito, más un
esquema de protecciones que no ha considerado el estudio de coordinación de
aislamiento, merece que se prepare el escenario para la ocurrencia de una
interrupción.
Éstos hechos sugieren una evidente dificultad en el trabajo realizado por el
personal técnico en las áreas involucradas, donde se pone en manifiesto la no
prevención de parámetros como: la realización de coordinación de aislamiento para
poder configurar un óptimo diseño del sistema de puesta a tierra al circuito analizado;
una interrupción acaecida por causas atmosféricas, deja claro que la configuración de
la puesta a tierra mencionada, no es la adecuada para la topología del circuito.

93
Analizando los modos de falla resultantes del AMEF, se puede resaltar que
aquellos cuyo valor del número de riesgo fue de cuatro (4), indica la existencia de
una potencial avería en el esquema de interruptores asociados al recorrido del
circuito; el interruptor principal denominado “interruptor de salida del circuito” se
encuentra ubicado físicamente en la Subestación Fría II, es del tipo celda y su vida
útil está rodeando los veinte años (20) aproximadamente; los otros dos interruptores
cuyo sistema de aislamiento está comprendido por gas SF6, el instalado en la
Subestación IAN pertenece a una tecnología anterior llamada OX, y el interruptor de
Subestación Boconó es más novedoso, incluyéndose en los avances técnicos de los
equipos denominados Panacea.
La descripción del tipo de interruptores complementa el análisis de falla de los
mismos, puesto que en el interruptor de tipo celda es de una tecnología muy anterior,
es más propenso a la ocurrencia de averías, y su misma edad física dificulta las
actividades de mantenimiento dado el tipo de diseño y los repuestos asociados; el
resto de interruptores, de tecnología superior, tienen menor tiempo de instalación (5
años aproximadamente), muchas de las fallas que pudieran ocurrir son incipientes y
junto con esto el hecho de que no haya un entrenamiento apropiado al personal
técnico (entre ellos operadores y analistas), constituyen los factores influyentes en el
valor del número de riesgo estimado.
CORPOELEC es la empresa eléctrica que es propiedad del Estado Venezolano,
encargada de administrar todas las actividades relacionadas con la generación,
transmisión y distribución de la energía, y cuya principal misión es entregar un
producto que satisfaga a los usuarios finales, en términos de calidad y continuidad del
servicio prestado. Todo esto prepara el marco para elaborar unas estrategias de
mantenimiento fundamentadas en la Filosofía del Mantenimiento Productivo Total
(TPM), el cual reviste de importancia la concepción del Operador-Mantenedor, junto
al concepto de eficiencia total de los equipo, esto definido por Mora (2009) como “El

94
principal objetivo del TPM es cuidar, y utilizar los sistemas productivos,
manteniéndolos en su estado base, y aplicando sobre ellos mejora continua.” (p.440).
Así mismo, el autor refiere que los pasos mínimos para desarrollar el programa
de TPM, deben ser ajustados a los requerimientos propios de cada compañía, sin
embargo, éstos mismos deben cumplir con los siguientes principios
Mejora en la eficacia del equipo
Mantenimiento autónomo por los operadores
Un plan de Mantenimiento administrado por el departamento de
mantenimiento
Entrenamiento para mejorar las destrezas y operaciones de mantenimiento
Un programa de administración del equipo para prevenir problemas que
ocurran durante nuevas instalaciones o arranque de máquinas (Mora, 2009,
p.443).
Si bien el objeto de estudio es un circuito, el término de operador es
completamente ajustable al de liniero, y arranque de máquinas al de energizar el
circuito o a puesta en servicio; por consiguiente se plantean las siguientes
estrategias
4.3.1 Estrategia N° 1. Educación y Capacitación.
Enunciado: Educar al personal técnico en la conciencia de Operador-
Mantenedor, y capacitarlos en el manejo de herramientas básicas de análisis.
Objetivo Estratégico: Educar al personal técnico cuerpo de linieros, Jefes
de Línea y Jefe de Distrito en concientizar que la mejora en la operatividad del
circuito, depende fundamentalmente en el grado de compromiso que éste
personal adquiera, sobre las acciones de mantenimiento pertinentes a realizar; y
capacitar a dicho personal en el manejo de los instrumentos de análisis de fallas,
para con ésta acción fundamentar la radicación del empirismo en las prácticas de
mantenimiento hasta ahora realizadas.

95
Acciones Estratégicas:
Iniciar ciclo de capacitación organizadas por la Coordinación de Talento
Humano de CORPOELEC, en la cual tenga lugar la afirmación de la
participación del personal liniero en la recuperación oportuna de la operatividad
del circuito, y de su compromiso en el logro de las actividades asociadas al
concepción de mantenimiento autónomo, en el marco de la realización de las
inspecciones diagnóstico a los circuitos. Deben efectuarse alrededor de cuatro
inducciones en un período anual.
Iniciar la difusión del uso de las herramientas básicas de análisis de fallas
como lo son la distribución porcentual, diagrama Causa-Efecto e histograma de
frecuencias, junto al manejo del programa de almacenamiento de datos SIAR,
por parte de la Gerencia de Mantenimiento dirigido a los Jefes de Líneas y de
Distrito, con la finalidad de que éste personal mencionado elabore el diagnóstico
de las fallas ocurridas, en aras de esquematizar las actividades de mantenimiento
rutinario que puedan ser ejecutadas por ésta misma área.
Recursos:
Unidades de transporte para que el personal encargado de preparar el
adiestramiento, se pueda desplazar hacia los diferentes Distritos Técnicos
Foráneos.
Material de la inducción enfocándose en el desarrollo del incentivo en la
conciencia del personal liniero, haciendo énfasis en el impacto social que se
deriva de una prolongada interrupción del circuito, y de cómo la participación de
los trabajadores redunda en una potencial mejora en la explotación de los
circuitos.

96
Material de capacitación para explicar el manejo de los datos almacenados en
el programa SIAR, y utilidad de los mismos al momento de elaborar análisis y
diagnóstico de circuitos.
Material de capacitación para la elaboración de los instrumentos básicos de
análisis de fallas, así como su posterior interpretación.
Equipo Natural de Trabajo:
Un Psicólogo con asistente, para el tratamiento de la política de formación de
la conciencia Operador-Mantenedor.
Dos Ingenieros, uno para explicar el manejo del programa SIAR,
perteneciente a la Gerencia de Informática; y el otro para el uso e interpretación
de las herramientas de análisis de fallas, perteneciente a la Gerencia de
Mantenimiento.
Indicadores de Implantación: para la medir la eficiencia en la
implementación de ésta estrategia, se plantea el siguiente indicador; realizando
un mínimo de cuatro inducciones al mes por Distrito Técnico.
N° de Inducciones realizadas/ mes
Indicador de Seguimiento: en éste apartado se busca evaluar el impacto
de las inducciones en el personal liniero y técnico, por lo que se propone evaluar
de la siguiente manera:
N° de circuitos inspeccionados/ mes
N° de diagnósticos realizados/ mes

97
El primer indicador de N° de circuitos inspeccionados dependerá directamente
del Plan Operativo diseñado para cada Distrito Técnico, igualmente para el N° de
diagnósticos realizados.
En la tabla 4.16, se presenta resumen con el objetivo, acciones, recursos, equipos
e indicadores necesarios para la valoración de la primera estrategia planteada.
Tabla 4.16 Estrategia Nº 1
Estrategia Objetivo
Estratégico
Acciones
Estratégicas
Recursos Equipo
Natural
Indicador
Educación y
Capacitación
Educar al
personal
técnico en la
conciencia
operador-
mantenedor y
capacitarlo en
el manejo de
las
herramientas
básicas de
análisis.
Ciclo de
inducciones
dirigidas al
personal
liniero para
fomento de la
conciencia
operador
mantenedor
Vehículo
Material
para la
inducción
Psicólogo
y
Asistente
Nº de
inducciones
realizadas/
mes
Nº de
circuitos
inspecciona
dos/mes
Nº de
diagnósticos
/mes
Difusión del
uso de las
herramientas
básicas de
análisis.
2
Ingenieros
4.3.2 Estrategia N° 2. Prevención del Mantenimiento.
Enunciado: Crear un grupo de análisis de fallas, constituido por Ingenieros
pertenecientes a áreas técnicas de CORPOELEC, con conocimiento de la
operatividad de los circuitos y de las prioridades de mantenimiento.

98
Objetivo Estratégico: Elaborar actividades de mantenimiento a través de la
implementación de los instrumentos avanzados de análisis de fallas, como lo son: el
AMEF y Causa-Raíz para todos los circuitos de Subtransmisión de la administración
de CORPOELEC Zona Táchira.
Crear el grupo de análisis de fallas, que se encuentre conformado por un máximo
de dos Ingenieros, pertenecientes al área técnica de la Empresa (que pueden ser: de
Planificación, Operaciones y Mantenimiento), dedicados exclusivamente a la
elaboración de AMEF y Causa-Raíz para todos los circuitos de Subtransmisión de la
administración de zona Táchira, previo a la valoración de criticidad que es necesaria
para la jerarquización de los estudios, y que dependan en línea directa de la Gerencia
de Mantenimiento; así mismo, el grupo puede contribuir con la actualización del
Manual de Operaciones, a través de la descripción de maniobras requeridas para
recuperar los circuitos, y que son obtenidas del estudio de las consecuencias de fallas
inmerso en los AMEF.
Se estima que la formación de éste grupo pueda realizarse una vez que haya sido
aprobada la ejecución de ésta estrategia por parte de la Junta Directiva.
Recursos:
Dos computadores con impresoras y un plotter para el complemento de los
análisis con el método de la “Nube de Incidencias”, en el cual se localizan las
principales fallas potenciales derivadas del AMEF.
Contratación de servicios especiales, para el adiestramiento del personal
requerido, en la elaboración de los análisis Causa Raíz y AMEF.

99
Equipos Naturales de Trabajo:
Dos Ingenieros pertenecientes a cualquiera de las áreas: Planificación,
Operaciones y Mantenimiento; un Ingeniero instructor en las herramientas avanzadas
de mantenimiento.
Indicador de Implantación: En ésta estrategia, el indicador de implantación
coincide con el de seguimiento, puesto a que el objetivo fundamental del grupo es la
realización de los AMEF y Causa-Raíz; la implementación de los mismos quedará
bajo la responsabilidad de otro personal descrito en las próximas estrategias; éste
indicador es:
N° de estudios realizados/ mes
Se estima que puede fijarse como meta la elaboración de un estudio semanal, por
tanto, el indicador debe valorar como mínimo cinco (5) estudios al mes. El resumen
de la estrategia se encuentra en la tabla 4.17.
Estrategia
Objetivo
Estratégico
Acciones
Estratégicas
Recursos
Equipo
Natural
Indicador
Prevención del
Mantenimiento
Elaboración de
actividades de
mantenimiento
derivadas del
AMEF y
Causa Raíz
Creación del
grupo de
análisis de
fallas
conformado
por personal
de
Planificación
y
Operaciones
Computadoras
Plotter
2
Ingenieros
Nº de
estudios/
mes

100
4.2.3 Estrategia N° 3. Mantenimiento Planeado.
Enunciado: Restructurar las funciones de la Gerencia de Mantenimiento,
con la finalidad de implantar los principios de la sistematización del Mantenimiento.
Objetivo Estratégico: Modificar hacia un método sistemático el modo
actual de trabajo de la Gerencia de Mantenimiento, orientado al logro de fundamentar
los tópicos relacionados al concepto de Gestión de Mantenimiento, de tal manera que
se patente la concreción de las seis fases: Planificación, Programación, Ejecución,
Control, Seguimiento y Retroalimentación.
Elaborar la Planificación y Programación de las tareas de mantenimiento a
realizar, utilizando el diagrama de escalera por Subestación en la cual se encuentren
asociados los circuitos a mantener en el mes.
Entregar al Jefe de Distrito la totalidad de las tareas asignadas con la
planificación y programación de las mismas en el diagrama de escalera, cuya
duración debe estar consignada con previo acuerdo del mismo, debido a que éste
conoce mejor su zona geográfica, y los recursos del cual dispone para la ejecución
efectiva de las actividades; así mismo, se debe esbozar el listado de materiales
requerido para el cumplimiento de las tareas y verificar en el sistema SAP la
existencia de los mismos en el almacén.
Elaborar indicadores para el control y seguimiento de las actividades de
mantenimiento ejecutadas a nivel de los Distritos, que permita mesurar la efectividad
de las tareas de mantenimiento realizadas, y las competencias del personal liniero y
técnico en la ejecución de sus funciones; para éste último apartado, se pueden usar los
indicadores planteados en la estrategia N°1. La implementación e interpretación del
resultado obtenido en los indicadores, debe hacerse una vez culminado todas las
tareas propuestas.

101
Elaborar informe final de cierre de gestión, donde se patente claramente todo el
procedimiento para el logro de las actividades de mantenimiento, con valoración de la
efectividad de las mismas, a fin de preparar el escenario para la retroalimentación del
proceso que pueda ser suministrado a la Junta Directiva para la respectiva evaluación,
y al grupo de análisis de falla, para el complemento de los AMEF y Causa Raíz
realizados.
Estimar la carga de mantenimiento para el año inmediato, haciendo uso de las
expresiones recomendadas para el pronóstico de mantenimiento, configurando así la
información necesaria de ser incluida en el presupuesto anual de la Gerencia; del
mismo modo se debe evaluar los materiales asociados a ese pronóstico de
mantenimiento, para la preparación del informe que será entregado al departamento
de Compras.
Recursos: tres computadores con impresoras y acceso al sistema SAP.
Equipo Natural de Trabajo:
Dos Ingenieros para la consolidación y complemento de las tareas de
mantenimiento derivadas del diagnóstico hecho por los Distritos, y de los estudios
efectuados por el grupo de análisis de fallas; elaboración de la planificación de las
mismas, diseño y evaluación de indicadores, así como los planes de
retroalimentación.
Un Licenciado en Administración para la elaboración de los informes de compra,
así como también para que la Gerencia de Mantenimiento tenga presencia y
participación oportuna en las discusiones del presupuesto.
Indicador de Implantación: para las fases de Planificación y Programación,
se debe valorar como número indicativo la cantidad de diagramas realizados por
unidad semestral, ya que en un mismo diagrama de escalera se pueden considerar
hasta cuatro (4) circuitos de Subtransmisión:

102
N° de programaciones realizadas/ semestre
Éste indicador debe ser mínimo de cuatro programaciones hechas por semestre,
es decir, una para cada Distrito.
En la fase de control, debe realizarse el indicador expresado en la primera y
segunda estrategia: N° de diagnóstico realizados por mes, y N° de estudio realizados
por mes, para hacer garantía del cumplimiento de las funciones de los Jefes de
Distrito y del grupo de análisis de fallas.
En la fase de seguimiento, debe evaluarse el indicador de la primera estrategia:
N° de circuitos inspeccionados por mes, para posteriormente concluir con el
indicador: N° de intervenciones realizadas por semestre, que refleje con esto el
cumplimiento de las programaciones pautadas, así como la disponibilidad de los
materiales requeridos para la concreción de las mismas.
N° de intervenciones/ semestre
Indicador de Seguimiento: en éste apartado, se consideran los indicadores
expresados en la Norma NOR-DIS001 de CADAFE, como lo son:
N° de fallas/ Km de línea
TTI= frecuencia x duración
El primer indicador debe ser contrastado con el valor permisible que indica la
Norma (el cual debe ser menor o igual 0,8); el segundo indicador, se contrasta con las
metas del Plan Operativo anual, que generalmente debe alcanzar un valor de por lo

103
menos 10% menor, al valor obtenido en el año anterior. La estrategia Nº 3 se puede
presentar en la tabla 4.18.
Las estrategias planteadas anteriormente, fueron diseñadas con fundamento en
la Filosofía del Mantenimiento Productivo Total donde se pretende como fin

104
principal la capacitación del personal en el manejo de instrumentos básicos y
avanzados de análisis, así como el afianzamiento de la cultura Operador-Mantenedor,
en la cual se persigue el apropio de todo el personal técnico en cuanto a los
lineamientos de operación de las redes así como de los procedimientos necesarios
para alcanzar una mejora en la localización de fallas sobre los circuitos (objeto de la
segunda estrategias donde se propone un grupo elaborando AMEF y Causas Raíces,
como método para esbozar un catálogo de fallas).
De materializarse la implantación de éstas estrategias, no solo se obtendrían
ventajas operativas (en tanto que puedan incluirse dentro del Manual de Operaciones
existente, todos los modos de fallas en los circuitos derivados del AMEF), sino se
alcanzarían mejoras igualmente en los indicadores de gestión como lo es el
mencionado Tiempo de Interrupción (TTI), junto a un crecimiento importante en la
cantidad de Bolívares provenientes de la recaudación (la cual se ve interrumpida ante
una eventual avería o corte programado), punto tan neurálgico dentro de la
Corporación Eléctrica, ya que posterior a la Estatización de todas las empresas
administradoras de electricidad, la recién fundada CORPOELEC se ha trazado como
meta corporativa el alcance del carácter auto sustentable, en tanto que toda la nómina
y el presupuesto anual sea costeado en su totalidad por la recaudación del pago de las
diferentes tarifas eléctricas.
Lo anterior se sustenta con la Tabla Nº 4.19 donde se han extraído la cantidad
de causas que han supuesto interrupciones del servicio en toda Zona Táchira, para el
período 2010-2012, resultando

105
Tabla 4.19 Causas Registradas Años 2010-2012. Nota: CORPOELEC 2012
CAUSA TTI NTI Bs.F dejados de Facturar
VEGETACION 5,6663 1.310 256.357,62
PROGRAMADA 9,7280 1.263 490.007,39
COMPONENTE DAÑADO 9,9539 912 457.593,92
ATMOSFERICAS 2,8658 507 129.717,57
DESCONOCIDA 2,6562 416 120.163,24
FALLA DE EQUIPO 2,1629 400 176.460,70
MEDIDAS DE SEGURIDAD 1,2839 390 79.895,25
AJUSTE INCORRECTO DE PROTECCIONES 0,9053 190 40.908,90
SOBRECARGA 0,7512 169 34.009,48
Es necesario resaltar que las estrategias formuladas tienen dos tipos de alcance
sobre la ocurrencia de las causas expuestas en la tabla 4.20; un alcance directo en
cuanto a aquellos eventos que pueden prevenirse con la educación y capacitación del
personal; tales eventos son.
Tabla 4.20. Causas Influenciadas directamente por las Estrategias. Nota:
CORPOELEC 2012.
PROGRAMADA 9,7280 1.263 490.007
ATMOSFERICAS 2,8658 507 129.718
DESCONOCIDA 2,6562 416 120.163
MEDIDAS DE SEGURIDAD 1,2839 390 79.895
AJUSTE INCORRECTO DE PROTECCIONES 0,9053 190 40.909
Y un alcance indirecto, el cual es fruto de la ejecución de todas las actividades
de Mantenimiento derivadas de los AMEF y Causa Raíz sobre los circuitos, donde se
involucran el siguiente conjunto de causas presentadas en la tabla 4.21.

106
Tabla Nº4.21. Causas Influenciadas indirectamente por las Estrategias. Nota:
CORPOELEC 2012.
COMPONENTE DAÑADO 9,9539 912 457.594
FALLA DE EQUIPO 2,1629 400 176.461
Analizando la información contentiva en las Tablas 4.20 y 4.21, se resalta que
el impacto que generarían las estrategias, engloban una mejora potencial del 82,16%
en el indicador de tiempo de interrupción, de igual manera se observa la optimización
en el proceso de recaudación, el cual puede mejorar hasta un 83,73%, posterior a la
ejecución de acciones puntuales como optimización de las paradas programadas y los
cortes de servicio por medidas de seguridad, así como como la reestructuración del
esquema de protecciones de sobrecorriente y de sobretensión, responsables de las
interrupciones denominadas como atmosféricas, desconocidas, y ajuste incorrecto de
protecciones, las mismas esquematizadas y planteadas en la estrategia Nº3
Mantenimiento Planeado.
En cuanto al costo asociado a la contratación de los profesionales requeridos
para iniciar el proceso de capacitación, se maneja a nivel corporativo el presupuesto
de 120.000Bs.F; este monto contrasta con los 892.557Bs.F que se dejan de facturar
motivado a una suspensión voluntaria o involuntaria del servicio. Por consiguiente, es
más factible técnica y económicamente la ejecución de las Estrategias planteadas,
antes de continuar operando las redes como se sigue realizando actualmente.

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