Calidad en redes de Baja Tensión

1. UNIVERSIDAD DE LOS ANDES
FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
ESTUDIO DEL COMPORTAMIENTO DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN EN
BAJA TENSIÓN DEL SISTEMA ENELVEN GERENCIA COLÓN
Autor: Br. Ender Ernesto Albarrán Saavedra
Mérida, Junio de 2007

2. ii
UNIVERSIDAD DE LOS ANDES
FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
ESTUDIO DEL COMPORTAMIENTO DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN EN
BAJA TENSIÓN DEL SISTEMA ENELVEN GERENCIA COLÓN
Trabajo de Grado presentado como requisito parcial
Para optar al título de Ingeniero Electricista
Autor: Br. Ender Ernesto Albarrán Saavedra
Tutor: Prof. María Angélica Salazar
Asesor: Ing. Jorge Quintero
Mérida, Junio de 2007

3. iii
ESTUDIO DEL COMPORTAMIENTO DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN EN
BAJA TENSIÓN DEL SISTEMA ENELVEN GERENCIA COLÓN
Br. Ender Ernesto Albarrán Saavedra
El Trabajo Especial de Grado Titulado “Estudio del Comportamiento de
la Red de Distribución en Baja Tensión del Sistema ENELVEN Gerencia
Colón”, presentado por el Br. Ender Ernesto Albarrán Saavedra en
cumplimiento parcial de los requisitos para optar al título de Ingeniero
Electricista, fue aprobado por el siguiente jurado.
Prof. Ernesto Mora Prof. Marisol Dávila
C.I.: 3.499.666 C.I.: 10.107.821
Prof. María Angélica Salazar
C.I.: 11.461.469

4. iv
DEDICATORIA
A mi hermano, Jesús Reinaldo mi hermano mayor que lamentablemente no
se encuentra en cuerpo presente, pero su espíritu siempre estuvo a mi lado
este logro es para ti Rey.
A mi madre, la persona mas importante en mi vida su apoyo incondicional
siempre es un punto de partida en mis tropiezos, dándome ánimos cuando
me sentía derrotado hicieron posible este logro.
A mi padre, tu respaldo y apoyo en los buenos y malos momentos fueron mi
norte en la realización de este trabajo, hoy más que nunca me siento
orgulloso de dedicarte este logro.
A mis hermanos, Boris y Reina, solo espero ser un buen ejemplo para el
cumplimiento de sus metas y mi apoyo siempre será incondicional.
Y a todos aquellos que de alguna u otra forma fueron personas influyentes
dentro de mi vida, este trabajo es para ellos.

5. v
RECONOCIMIENTO
A la Ilustre Universidad de Los Andes, por abrirme sus puertas para
formarme académicamente y formar parte de esta gran familia.
A la Escuela de Ingeniería Eléctrica, por brindarme los basamentos de
formación y humanidad, para éste y los próximos proyectos que alcanzaré.
A mi familia, por su apoyo incondicional y sacrificio que me animaban cada
día más al desarrollo de este proyecto.
A ENELVEN, prestigiosa empresa del país, por brindarme la oportunidad de
desarrollar este trabajo de grado.
A la Rama Estudiantil IEEE-ULA y a ASELEC, donde compartí muchas
experiencias de amistad y de trabajo al lado de mis compañeros de estudio.
A la Prof. María Angélica Salazar, por su colaboración y asesoramiento en
la elaboración del presente trabajo de grado.
Al Ing. Jorge Quintero, por depositar su confianza en mí para ejecutar este
trabajo, y por su valiosa colaboración orientándome siempre que fue
necesario.
Al todo el personal de la Unidad de Operaciones, Mantenimiento y
Desarrollo de Distribución del Sistema de Distribución Colón, por brindarme
su apoyo y colaboración durante la realización de esta investigación.
.

6. vi
ÍNDICE GENERAL
DEDICATORIA ........................................................................................... iv
RECONOCIMIENTO.................................................................................... v
ÍNDICE GENERAL...................................................................................... vi
ÍNDICE DE TABLAS Y FIGURAS .............................................................. ix
RESUMEN .................................................................................................. xi
INTRODUCCIÓN ....................................................................................... xii
CAPÍTULO I
1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA Y MARCO METODOLÓGICO
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA...................................................... 1
1.2 ANTECEDENTES Y JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN............ 1
1.2.1 Antecedentes.................................................................................. 1
1.2.2 Justificación .................................................................................... 2
1.3 OBJETIVOS ............................................................................................. 2
1.3.1 General........................................................................................... 2
1.3.2 Específicos ..................................................................................... 3
1.4 ESTRUCTURA FUNCIONAL DE LA EMPRESA..................................... 3
1.4.1 Sistema Eléctrico de ENELVEN ..................................................... 3
1.4.2 Estructura Funcional de ENELVEN Gerencia Colón ...................... 4
1.5 MARCO METODOLÓGICO...................................................................... 5
1.5.1 Tipo de Investigación .......................................................................... 5
1.5.2 Diseño de la Investigación.................................................................. 6
1.5.3 Técnica de Recolección de Datos ...................................................... 6
1.5.4 Fases de Estudio ................................................................................. 7
CAPÍTULO II
2 MARCO TEÓRICO ................................................................................... 9
2.1 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ................................................................. 9
2.2 LÍNEAS DE BAJA TENSIÓN ................................................................... 9
2.3 TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCIÓN.............................................. 10
2.4 CONDUCTORES ELÉCTRICOS............................................................ 11
2.5 CONEXIONES ELÉCTRICAS ................................................................ 11
2.6 ACOMÉTIDA ELÉCTRICA..................................................................... 16
2.7 INSTALACIONES ELÉCTRICAS........................................................... 18
2.8 FALLAS EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ............................... 18
2.9 PROTECCIONES ELÉCTRICAS. .......................................................... 19
2.10 INDICADORES DE DESEMPEÑO DE LA GESTIÓN OPERATIVA .... 19
2.11 DEMANDA DE ENERGÍA .................................................................... 21

7. vii
2.12 EL MANTENIMIENTO. ......................................................................... 21
2.13 OBJETIVOS DEL MANTENIMIENTO .................................................. 22
2.14 TIPOS DE MANTENIMIENTO.............................................................. 23
2.14.1 Mantenimiento Correctivo........................................................... 23
2.14.2 Mantenimiento Preventivo ...………………………………………..23
2.14.3 Mantenimiento Predictivo .……………………………………........24
2.15 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS TIPOS DE MANTENIMIENTO..
........................................................................................................................24
2.16 ESTUDIO DE CONFIABILIDAD........................................................... 26
2.17 TÉCNICA DE FRECUENCIA............................................................... 30
2.17.1 Índices de confiabilidad............................................................... 31
2.18 PLANES DE MANTENIMIENTO AL SAP ............................................ 33
2.18.1 Intervalo...................................................................................... 37
2.18.2 Indicadores de programación ..................................................... 37
2.18.3 Parámetros determinantes de fechas ......................................... 38
2.18.4 Parámetros control toma de mantenimiento ............................... 39
2.19 ANÁLISIS ECONÓMICO...................................................................... 41
CAPÍTULO III
3 ANÁLISIS DEL ESTADO ACTUAL Y PROPUESTA DE PLANES DE
MANTENIMIENTO........................................................................................ 43
3.1 ANÁLISIS DE LA GESTIÓN DE AVISO DE TRABAJO POR REPORTES
GENERADOS EN EL SISTEMA SAP.......................................................... 43
3.2 ANÁLISIS DE RECLAMOS TÉCNICOS ................................................ 45
3.3 ANÁLISIS DE CANTIDAD DE SUSCRIPTORES .................................. 51
3.4 ANÁLISIS DE CONSUMO PROMEDIO Y PRONÓSTICOS DE
POTENCIA ................................................................................................... 53
3.5 ANÁLISIS DE PROYECCIÓN DE DEMANDA....................................... 55
3.6 HERRAMIENTAS DISEÑADAS EN EXCEL®........................................ 56
3.6.1 Transformadores Instalados del Sistema Colón ........................... 56
3.6.2 Medidores Instalados del Sistema Colón...................................... 57
3.7 ESTUDIO DE CONFIABILIDAD EN LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN
DE BAJA TENSION DEL SISTEMA COLON .............................................. 59
3.8 HERRAMIENTAS ÓPTIMAS NECESARIAS PARA GARANTIZAR
NIVELES DE CALIDAD DE SERVICIO ELÉCTRICO ACEPTABLES......... 63
TRABAJOS DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO PARA ELEMENTOS DE
LA RED DE BAJA TENSIÓN....................................................................... 65
CAPÍTULO IV
4 IMPLANTACIÓN DE PLANES DE MANTENIMIENTO Y ANÁLISIS
ECONÓMICO………………………………………………………………………68
4.1 EVALUACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN EN BAJA TENSION.
BASADO EN INSPECCIONES DE CAMPO. ............................................... 68

8. viii
4.1.1 Inspección y Evaluación de los Transformadores......................... 69
4.1.2 Inspección Integral de las Redes de Distribución en Baja Tensión
............................................................................................................... 71
4.2ADECUACIÓN DE LOS PLANES DE MANTENIMIENTO AL SAP........ 75
4.3ANÁLISIS ECONÓMICO......................................................................... 78
CONCLUSIONES ...................................................................................... 84
RECOMENDACIONES.............................................................................. 86
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.......................................................... 87
ANEXOS.................................................................................................... 90
APÉNDICE 1.............................................................................................. 95

9. ix
ÍNDICE DE TABLAS Y FIGURAS
Figura N°1 Transformador tipo convención de poste.................................... 10
Figura N° 2 . Família de conectores apernados............................................ 12
Figura N° 3. Conector tipo Terminal.............................................................. 13
Figura N°4 Conector tubular ......................................................................... 14
Figura N° 5 Tipos de conectores de derivación ............................................ 15
Figura N°6 Vista de una acometida Aérea.................................................... 17
Figura N°7 Vista de una acometida subterránea ......................................... 17
Tabla N° 1 Mantenimiento Correctivo .......................................................... 24
Tabla N°2 Mantenimiento Preventivo........................................................... 25
Figura Nº 8 Espacio de estados de un sistema de un elemento................... 27
Figura Nº 9 Ciclo operación-falla-reparación-operación ............................... 30
Figura N° 10 Intervalos de tomas en la programación de un plan de
mantenimiento. ............................................................................................. 37
Figura N° 11 Parámetros determinantes de fechas en un plan de
mantenimiento. ............................................................................................. 38
Figura N° 12 Visualización del factor de dilatación en un plan de
mantenimiento. ............................................................................................. 39
Figura N° 13 Visualización del horizonte de apertura en un plan de
mantenimiento .............................................................................................. 40
Figura N° 14 Visualización del intervalo de tomas en un plan de
mantenimiento. ............................................................................................. 40
Figura Nº 15 Cantidad de Avisos de Mantenimiento creados....................... 43
Figura N° 16 Estado final del los avisos creados de mantenimiento
Correctivo ..................................................................................................... 43
Figura N° 17 Estado final del los avisos creados para mantenimiento
Preventivo..................................................................................................... 44
Figura N° 18 Estado final del los avisos creados por los avisos de Desarrollo
...................................................................................................................... 44
Figura N° 19 Cantidad de reclamos desde oct-05 hasta oct-06.................... 45
Figura N°20 Cantidad de Reclamos Técnicos (CRT).................................... 46
Figura N°21 Tiempo de Atención de Reclamos ............................................ 47
Figura Nº22 Índice de Cantidad de Reclamos Técnicos............................... 48
Tabla N°3 Cantidad de reclamos solucionados mes a mes en las redes de
baja tensión................................................................................................... 49
Figura N°23 Elementos que fallan en la red de distribución de baja tensión 50
Figura N°24 Funcionamiento de la Base de Datos de Instalación (BDI)....... 51
Figura N°25 Cantidad de suscriptores del sistema Colon por circuitos......... 52
Figura N°26 Capacidad Instalada en kVA y cantidad de suscriptores por
circuito .......................................................................................................... 53
Figura N°27 Pronósticos de Potencia Neta (MW) Escenario Bajo................ 54
Figura N°28 Pronósticos de Potencia Neta (MW) Escenario Alto................. 55
Tabla N° 4 Tasa de crecimiento promedio para el periodo 2005-2024......... 55

10. x
Figura N°29. Herramienta de transformadores instalados en el Sistema Colón
...................................................................................................................... 57
Figura N°30. Herramienta de los medidores instalados del sistema Colón. . 58
Tabla N°5 Kilómetros instalados en las redes de distribución ...................... 59
Tabla N° 6 Cantidad de fallas y tiempo promedio de reparación. ................. 60
Tabla N°7 Cantidad de transformadores y Medidores instalados ................. 60
Tabla N°8 Cálculo de los índices de confiabilidad y la frecuencia de fallas en
un año........................................................................................................... 61
Tabla N°9 Cálculo de los índices de confiabilidad y la frecuencia de fallas en
un año........................................................................................................... 62
Figura Nº 31 Probabilidad de ocurrencia de falla de un suscriptor en el
Sistema Colón............................................................................................... 62
Figura Nº 32. Vista de los datos observados en la herramienta ................... 69
Figura Nº 33 Transformador en la BDI para conocer un medidor asociado.. 70
Figura Nº 34. Datos observados en la herramienta ...................................... 70
Tabla Nº 11 Resultados de las tomas de cargas a transformadores ............ 71
Figura Nº 35. Datos observados en la herramienta de los transformadores
instalados...................................................................................................... 72
Figura Nº 36 Transformador en la BDI para conocer un medidor asociado.. 72
Figura Nº 37. Datos observados en la herramienta Medidores Instalados ... 73
Figura Nº 38. Vista de otro medidor en la BDI asociado con el transformador
792045.......................................................................................................... 73
Figura Nº 39. Datos observados en la herramienta Medidores Instalados ... 74
Tabla Nº 12 Resultados de la Inspección Integral ........................................ 74
Tabla N° 13 Rutas SAP para crear Planes de Mantenimiento de Ciclo
Individual....................................................................................................... 76
Figura N° 40. Ruta de acceso en SAP para creación de Planes de
Mantenimiento de Ciclo Individual. ............................................................... 76
Figura N° 41. Nombre e intervalo de la planificación del Plan de
Mantenimiento. ............................................................................................. 77
Figura N° 42. Ubicación objeto e referencia y hoja de ruta de la planificación
del Plan de Mantenimiento. .......................................................................... 77
Figura N° 43. Finalización de la creación de un Plan de Mantenimiento. ..... 78
Tabla N° 14 Relación de costos de un aumento de carga........................... 80
Figura Nº45 Flujos efectivos de dinero de un aumento de carga.................. 80
Tabla N° 15 Relación de costos de un transformador quemado.................. 81
Figura Nº46 flujos efectivos de dinero de la quema de un transformador..... 82
Tabla N° 16 Costos y beneficios de la implementación de plan de
mantenimiento .............................................................................................. 83

11. xi
RESUMEN
ESTUDIO DEL COMPORTAMIENTO DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN EN
BAJA TENSIÓN DEL SISTEMA ENELVEN GERENCIA COLÓN
Br. Ender Ernesto Albarrán Saavedra
Tutor: Prof. María Angélica Salazar
Ante de la necesidad de la empresa ENELVEN Gerencia Colón para
establecer herramientas, con la finalidad de disminuir los reclamos técnicos,
que inciden en los indicadores de gestión, es iniciativa del grupo de
planificación y operaciones del departamento de distribución, realizar un
estudio referido a las redes de distribución en baja tensión, el cual en la
actualidad dentro de la corporación no existe. Por tal motivo, el alcance del
estudio esta referido al análisis de antecedentes históricos para establecer
las principales causas de fallas en las redes de distribución de baja tensión, y
proponer planes de mantenimiento, con la finalidad de disminuir el
mantenimiento correctivo. Se plantea un estudio económico para conocer la
rentabilidad de la empresa en la implantación de los planes, y así establecer
criterios para que el grupo de planificación y operaciones, por medio del
programador de mantenimiento ponga en funcionamiento dichos planes. Una
vez propuestos los planes de mantenimiento, se procede a la implantación
con personal preparado, contratado y propio de la empresa, de los
primordiales planes propuestos y estudiar su efectividad para su posterior
ejecución anual, dependiendo de la criticidad de cada circuito.
Palabras Claves: Indicadores de Gestión, Mantenimiento, Fallas, Reclamos
Técnicos, Confiabilidad.

12. xii
CAPITULO I
INTRODUCCIÓN
Enelven depende de la generación, transmisión y distribución de energía
eléctrica a usuarios que pagan para obtener un óptimo servicio, el cual tiene
que estar bajo normas de control y calidad.
Para que el servicio este bajo las normativas y el control de calidad
establecidos, es necesario realizar trabajos de mantenimiento a los
elementos que conforman las redes de distribución, que ayuden a las
mismas a cumplir con su función con un mínimo de fallas de operación y
alarguen su vida útil.
La implantación de planes de mantenimiento en un sistema de distribución
determinará la confiabilidad del mismo, por tal motivo, el estudio para
determinar la factibilidad de aplicación de planes, que disminuyan la
interrupción de servicio eléctrico, es factor fundamental dentro del trabajo de
planificación que enfrentan el grupo de ingenieros del departamento de
distribución de la Gerencia Colón.
Para una mejor comprensión de este trabajo, ha sido estructurado en cuatro
capítulos:
Capítulo I: Se describe el planteamiento del problema, los antecedentes,
justificación, así como los objetivos tantos generales como específicos, la
estructura funcional de la empresa y la metodología de trabajo dentro de la
empresa.
Capítulo II: Se exponen los fundamentos o bases teóricas, necesarias para
el total entendimiento de los términos técnicos, así como los materiales
usados durante el análisis del trabajo.
Capítulo III: Se analiza por medio de las herramientas estadísticas como;
gráfica de Pareto y métodos continuos de Markov, las principales causas de
falla, para conocer la confiabilidad del sistema de distribución en baja tensión

13. xiii
CAPITULO I
de la Gerencia Colón. Se expone las propuestas de planes de mantenimiento
referidos a las redes de baja tensión y orientado a las principales causas de
falla previo análisis de los antecedentes de fallas y los cuales están
estructurados en: propósitos, alcance, labores y criterios.
Capítulo IV: Presenta la metodología empleada para la puesta en práctica
de los planes de mantenimiento prioritarios donde se efectuaron trabajos de
campo en los circuitos con mayor criticidad dentro del Sistema Colón, así
mismo se realiza la Adecuación de los planes de mantenimiento propuestos,
al Sistema de Aplicaciones y Procesos (SAP) y el análisis económico de los
planes de mantenimiento por medio de una relación de beneficios-costos.

14. 1
CAPITULO I
CAPÍTULO I
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA Y MARCO METODOLÓGICO
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Actualmente el sistema de distribución de la empresa ENELVEN gerencia
Colón, se encuentra bajo desafíos de trabajo para mantener niveles de
calidad del servicio eléctrico altos y a bajo costos, es por este motivo, que
lleva al grupo de planificación y operaciones a trabajar optimizando los
recursos para mantener en perfectas condiciones operativa las redes de
distribución.
Debido a que una planificación de mantenimiento referido a las redes de
distribución en baja tensión no existe o no se encuentra en control, es una
necesidad realizar un estudio para conocer el estado actual de las mismas, o
si existen elementos de falla que inciden en la cantidad de reclamos técnicos
solucionados diariamente, por el grupo de operadores encargados de
mantener el servicio.
Esto con la finalidad de mantener en control los indicadores de gestión o
desempeño, y mantener un servicio eléctrico constante, confiable y con altos
niveles de calidad.
1.2 ANTECEDENTES Y JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN
1.2.1 Antecedentes
Actualmente no existe antecedentes de estudios realizados a las redes de
distribución en baja tensión en la empresa de energía eléctrica ENELVEN, es
por este motivo que todo el estudio e investigaciones es parte de la iniciativa
del grupo de planificación y operaciones de distribución de la gerencia Colón,

15. 2
CAPITULO I
esto con la finalidad de mantener en óptimas condiciones operativas los
sistema de distribución y detectar fallas potenciales en las líneas de baja
tensión que sean causantes de interrupción del servicio eléctrico, no obstante
los antecedentes utilizados para el estudio de las redes de distribución en
baja tensión son datos estadísticos obtenidos por los sistemas operativos de
captura, transmisión y solución de reclamos técnicos (sistema PEGASUS),
así como la cantidad de suscriptores que registra el sistema BDI ( Base de
Datos de Instalación), también se necesitó la demanda que registró el
sistema Colón para un periodo de 10 años.
1.2.2 Justificación
La red de distribución en baja tensión (480-120 V) considerada parte de
sistema de suministro eléctrico de 36.000 suscriptores aproximadamente y
asociados a la empresa ENELVEN. Gerencia Colón, esta diseñada bajo
normas orientadas a garantizar un servicio eléctrico confiable y con altos
niveles de calidad, en el que el índice de reclamos técnicos se mantenga
bajo la exigencia de las normas de calidad del servicio eléctrico en
Venezuela, manteniendo bajo control la gestión técnica operativa, con el
menor tiempo de atención de reclamos producto de fallas en la red de
distribución secundaria o baja tensión. En función de lo antes planteado es
necesario realizar un estudio que permita determinar propuestas de mejoras
fundamentadas en análisis técnicos y económicos orientadas a garantizar
altos niveles de calidad de servicio eléctrico.
1.3 OBJETIVOS
1.3.1 General
Evaluar la calidad de servicio técnico en función del comportamiento de la
red de distribución secundaria (480 – 120 V) del sistema eléctrico de
ENELVEN gerencia Colón fundamentando en análisis técnico y económico.

16. 3
CAPITULO I
1.3.2 Específicos
• Conocer y evaluar el comportamiento de los indicadores de desempeño de
la gestión operativo, asociada a la red de distribución secundaria o baja
tensión, Índice de Cantidad de Reclamos Técnicos (ICRT), Cantidad de
Reclamos Técnicos (CRT),Tiempo de Atención de Reclamos (TAR).
• Evaluar la gestión operativa diseñada en la actualidad para el sistema de
distribución eléctrico, considerando la metodología PREO (Planificar
Realizar Evaluar Optimizar).
• Estudiar el comportamiento de la red secundaria, basado en el análisis
estadístico de datos históricos, a fin de determinar las variables de
perturbación del sistema y las áreas con altas densidad de fallas.
• Evaluar la red de distribución secundaria: cargabilidad de transformadores,
distribución de carga en redes secundarias con alta y baja densidad, y
conexiones, basado en inspecciones de campo.
• Determinar los recursos y las herramientas óptimas para garantizar niveles
de calidad de servicio eléctrico aceptables, en función de las evaluaciones
realizadas.
• Establecer propuestas de mejoras con análisis económico.
1.4 ESTRUCTURA FUNCIONAL DE LA EMPRESA
1.4.1 Sistema Eléctrico de ENELVEN
La C.A. Energía Eléctrica de Venezuela (ENELVEN), se encuentra ubicada
en el occidente del país, es una empresa encargada de la generación,
transmisión y distribución de energía eléctrica, la cual abastece a los
municipios Mara, Páez, Maracaibo, San Francisco, Urdaneta, Jesús Enrique
Losada, Rosario, Machiques de Perijá, Catatumbo y Colón, por medio de
generación propia y del Sistema Interconectado Nacional.

17. 4
CAPITULO I
Operacionalmente el Sistema Eléctrico de ENELVEN está constituido por tres
sistemas fundamentales.
• Sistema de Generación.
• Sistema de Transmisión.
• Sistema de Distribución.
El sistema eléctrico de distribución de ENELVEN está conformado por
circuitos básicamente aéreos y radiales en 8.3 kV y 23.9 kV. El Sistema
Eléctrico Colón esta constituido por cuatro subestaciones normalizadas en 84
MVA con un criterio de operación de “no exceder 60 MVA de demanda”,
garantizando que hasta 6 circuitos puedan trabajar a plena carga (10 MVA),
en condiciones normales. (Santa Bárbara, San Carlos, Km 33, Casigua) de
las cuales dependen trece (13) circuitos con tensión nominal de 23.9 KV que
alimentan a todo el sistema Colón los cuales son: Sta. Bárbara, Cañitos, San
Carlos, Sta. Cruz, Moralito, 4 Esquinas, Encontrados, Lecherías, Casigua,
Catatumbo, Valderrama, Guayabo y Redoma.
1.4.2 Estructura Funcional de ENELVEN Gerencia Colón
Para cumplir con las normas de control y calidad la organización interna de la
empresa depende de un sistema operativo de control denominado SAP
(Sistema, Aplicaciones y Productos), sistema estándar modular que soporta
todas las operaciones de la empresa basado en un enfoque orientado a
procesos y sistema de gerencia y trabajo (SGT).
Todas las operaciones internas del sistema operativo SAP esta orientada
bajo una metodología de trabajo denominada PREO (Planificar Realizar
Evaluar Optimizar), el cual tiene como propósito optimizar al máximo todas
operaciones internas, administrativas y técnicas de la empresa con el recurso
existente.

18. 5
CAPITULO I
La gerencia Colón esta dividida en un área técnica y un área destinada a la
gestión comercial, el área técnica comprende el departamento de
Generación y el departamento de Distribución, el área comercial comprende
los departamentos de Ventas gestión de pérdidas no técnicas (robo de
electricidad), Medición gestión de energía vendida, Cobranzas gestión de
cobranza de energía facturada y Facturación gestión de facturación de
energía vendida.
La gerencia técnica de distribución tiene la función de mantener operativos
las redes eléctricas de alta y baja tensión de los municipios Colón,
Catatumbo, Jesús María Semprum y Francisco Javier Pulgar que se
encuentran en la zona sur del estado Zulia, del mismo modo son los
encargados del desarrollo de nuevos proyectos de redes eléctricas o de
urbanismo, el departamento esta organizado por un jefe de unidad,
supervisores, programadores, inspectores y técnicos de atención a reclamos
y un técnico de BDI (Base de Datos de Instalación) que es un sistema de
almacenamiento y control de los datos de instalaciones y equipos de las
redes de transmisión y distribución de energía.
1.5 MARCO METODOLÓGICO
1.5.1Tipo de Investigación
Para elaborar este trabajo se hizo necesario realizar investigaciones de
campo, tanto para el levantamiento de información como para su posterior
análisis.
El tipo de investigación en la que se encontró enmarcado este trabajo fue de
tipo descriptivo y de campo. En el caso particular de esta investigación se
estudió el comportamiento de las variables relacionadas con el
comportamiento de las redes de distribución en baja tensión del sistema
Enelven Gerencia Colón.

19. 6
CAPITULO I
1.5.2 Diseño de la Investigación
Lo óptimo para una empresa que presta servicio eléctrico es que no exista
interrupción del servicio y la energía eléctrica se consuma de forma masiva,
continua y a un buen nivel de calidad. En la práctica esto es imposible debido
a las diferentes variables que inciden en la interrupción del servicio, por tal
motivo, es que se debe hacer énfasis en los planes de mantenimiento
preventivo para disminuir lo correctivo.
La investigación estuvo enfocada en el diseño de planes de mantenimiento
partiendo del análisis de datos o antecedentes, y así se realizó un estudio
estadístico para conocer las principales causas o elementos de las redes de
distribución de baja tensión con más incidencia de falla.
1.5.3 Técnica de Recolección de Datos
A efectos de esta investigación, se empleó la observación directa en la
inspección a las redes de distribución en baja tensión y la implementación de
planes de mantenimiento, tomando la información necesaria para determinar
el estado actual de dichas redes, así como la inspección de los materiales
que se utilizan para corroborar si cumplen con las normas de construcción de
la empresa ENELVEN.
Se usó la entrevista no estructurada por medio de consultas hacia el
personal de la empresa, ingenieros, trabajadores y operarios. Se conoció por
medio de testimonio oral la información necesaria para la comprensión tanto
analítica como práctica de los datos estudiados para un estudio real y
completo. Realizando encuestas no preparadas como preguntas sobre el
estado de las redes de distribución en baja tensión, las principales causa de
falla, los equipos que están más propensos a fallar y las herramientas
utilizadas.
Se usó la observación documental para realizar un análisis profundo y
completo para optimizar el trabajo y llegar a resultados concretos. Entre los

20. 7
CAPITULO I
datos analizados están; la capacidad instalada, consumo promedio, cantidad
de reclamos técnicos, tiempo de atención de dichos reclamos, así como el
pronósticos de potencia del sistema colón.
1.5.4 Fases de Estudio
• Documentación de bases teóricas: Para la documentación de bases
teóricas se recurrió a diversas fuentes documentales, tanto digitales como
impresas, las cuales son necesarias para el total entendimiento de los
términos técnicos como teóricos del estudio. Esta fase está restringida a la
comprensión de los fundamentos teóricos y técnicos sobre los cuales se
realizarán todas las investigaciones.
• Estudio de antecedentes históricos: En esta fase se estudió y analizó
los datos históricos obtenidos de los diferentes sistemas operativos que
registran diariamente las operaciones, reclamos técnicos procesados, como
los pronósticos de potencia para el sistema Colón y se utilizaron métodos
estadísticos para un mejor estudio y compresión de los datos, como
diagramas de Pareto y gráficas de barras.
Se realizó un estudio de confiabilidad de las redes de distribución en baja
tensión para conocer las probabilidades de ocurrencia de falla de un
suscriptor por medio de procesos continuos de Markov
• Elaboración de planes de mantenimiento: Con la información técnica y
teórica analizada se plantearon planes de mantenimiento referidos a las
principales causas de falla en las redes de distribución de baja tensión,
estableciendo el nombre del plan, alcance, labores y criterios utilizados para
la implementación de dichos planes.
• Implementación de planes de mantenimiento: En esta fase se
implementó por medio de visitas de campo los planes de mantenimiento
propuestos anteriormente, para estudiar la efectividad y factibilidad de
aplicación, utilizando recursos propios de la empresa como personal
contratado.

21. 8
CAPITULO I
• Adecuación de planes de mantenimiento al Sistema de Aplicación y
Procesos (SAP) y análisis económico sustentado en un modelo de
costos: la empresa tiene la plataforma del sistema operativo SAP, se realizó
la adecuación de los planes de mantenimiento propuestos a este sistema
operativo, la cual es una fase indispensable dentro la estructura de este
trabajo, del mismo modo un análisis económico de los planes de
mantenimiento realizados para establecer los beneficios que puedan
significar la inversión de la empresa, para determinar la factibilidad de
implementación de los planes propuesto.

22. 9
CAPITULO I
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
2.1 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
La distribución es la parte del sistema que se encuentra entre las
subestaciones de distribución y el equipo de entrada de servicio de los
consumidores. Estos sistemas de distribución funcionan con rangos de
tensión de operación para los usuarios, por esta razón se designan ciertos
valores de tensión específicos del sistema que son característicos de cada
uno, dentro de los cuales se tiene 120/240 V, 208Y/120 V, 480Y/277 V,
12470Y/ 7200 V, así como tensiones en sistemas de primarios mas
elevados, 29940Y/14400V.
2.2 LÍNEAS DE BAJA TENSIÓN
Según el reglamento de servicio se define como baja tensión a los niveles de
tensión menores o iguales a 1 KV.
Se puede definir una red de distribución secundaria o líneas de baja tensión
como las contribuciones de corrientes de cada usuario conectado al sistema,
como una fuente de voltaje (transformador de la red) y múltiples cargas
complejas (usuarios) conectadas a él.
Las redes de distribución en baja tensión se deben diseñar teniendo en
cuenta que, con la previsión de carga actual o futura de la red, a ningún
usuario le debe llegar una tensión inferior o superior a las variaciones
porcentuales permitidas de los niveles de tensión.

23. 10
CAPITULO I
2.3 TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCIÓN
Transformador Tipo convencional de poste Los transformadores de este
tipo (figura N° 1) constan de núcleo y bobinas montados, de manera segura,
en un tanque cargado con aceite; llevan hacia fuera las terminales
necesarias que pasan a través de bujes apropiados.
Figura N°1 Transformador tipo convención de poste.
El tipo convencional incluye sólo la estructura básica del transformador sin
equipo de protección alguna. La protección deseada por sobrevoltaje,
sobrecarga y cortocircuito se obtiene usando pararrayos e interrupciones
primarias de fusibles montados separadamente en el poste o en la cruceta
muy cerca del transformador. La interrupción primaria del fusible proporciona
un medio para detectar a simple vista los fusibles quemados en el sistema
primario, y sirve también para sacar el transformador de la línea de alto
voltaje, ya sea manual, cuando así se desee, o automáticamente en el caso
de falla interna de las bobinas, [3].

24. 11
CAPITULO I
2.4 CONDUCTORES ELÉCTRICOS
La escogencia de los conductores en un sistema de distribución se realiza
según su capacidad de corriente y las necesidades de diseño, por esto
existen diferentes tipos de conductores.
Los conductores más usados en los sistemas de distribución son de
aislamiento TTU y THW de aluminio y de cobre.
• Conductores de Aluminio con aislamiento THW: Resistente a la
humedad y al calor, usualmente se utilizan para potencia y circuitos de
alumbrado en áreas residenciales, comerciales e industriales, instalación por
conduit, ductos subterráneos, escalerillas, bandejas, soporta cables AC
• Conductores de Cobre con aislamiento THW: Las aplicaciones son,
sistemas de alumbrado eléctrico en edificaciones, conexiones de tableros de
control, en donde la tensión aplicada no supere los 600V y 75ºC Acometida-
Para conexión desde la calle hasta la entrada en edificaciones.
• Conductores de Aluminio con aislamiento TTU: Para transmisión de
potencia y circuitos de alumbrado en instalaciones aéreas, ducterías,
conduits o directamente enterrados. Apto para sequedad, humedad y muy
resistente a ácidos, solventes, aceites, lubricantes y adecuado para
instalaciones donde se requiera servicio pesado.
• Conductores de Cobre con aislamiento TTU: Las aplicaciones son,
instalaciones eléctricas industriales, circuitos de fuerza, líneas aéreas, en
ductos o tuberías o directamente enterrados en lugares secos o húmedos,
donde la temperatura del conductor no exceda 75ºC y la tensión de trabajo
no supere los 600 V.
2.5 CONEXIONES ELÉCTRICAS
La unión de los conductores a través de medios mecánicos o presión se
conoce como conexión eléctrica y es la encargada de distribuir el fluido

25. 12
CAPITULO I
eléctrico. Existen dos métodos principales para conectar conductores
eléctricos que son: por fusión y por presión.
La conexión por medio de fusión es la unión de dos conductores por medio
de altas temperaturas, su desventaja principal es que al recibir una sobre
corriente, la unión de los conectores tiende a fallar. La conexión por medio de
presión es la que proporciona un contacto seguro manteniendo unido los
conductores mediante la presión mecánica, por medio de pernos o con la
aplicación de herramientas de compresión, [4].
• Conector Apernado: Aplican y mantienen la presión mecánica entre los
conductores, a través de un perno sujetador, de estos existen una variedad
de conectores según su uso y que a continuación se muestran en la
figura Nº 2.
Figura N° 2 . Família de conectores apernados
Comúnmente, estos conectores son utilizados para hacer conexiones de
conductores en líneas aéreas, subterráneas, subestaciones y equipos de
aterramiento. En el caso de ser utilizado en líneas subterráneas, hay que
darle un tratamiento muy especial y éstos tienen que ser protegidos por una
masilla con capacidad dieléctrica para evitar la humedad y luego ser
recubierto por teipes especiales (Goma y Plástico), [4].

26. 13
CAPITULO I
• Conector a Compresión: El éxito de un conector de Compresión, se debe
en gran parte a la presión de contacto muy elevada, desarrollada por la
herramienta de instalación. Aplican y mantienen la presión entre los
conductores, comprimiendo el conector alrededor de los conductores, gracias
al uso de herramientas especialmente adecuadas.
El fin principal de los conectores a compresión, es establecer y mantener un
contacto de baja resistencia eléctrica entre las superficies de contacto de los
conductores, para conducir la corriente sin sobrecalentamiento en la
conexión, además la presión proporciona el agarre mecánico para la fijación
de los conductores.
En general, en una conexión a compresión puede esperarse mejor
resistencia a la corrosión que el tipo apernado, ya que la alta presión
aplicada a un conector de compresión, sella más contacto contra la
penetración de la humedad. El factor más importante de un conector, es la
oxidación de la superficie, [4].
Conector Terminal (se conecta al final del cable): El diseño de este
conector, permite hacer una conexión de extremos de conductores en barra,
cuchillas, cortacorrientes, cables de potencia y transformadores ver
figura Nº 3.
Figura N° 3. Conector tipo Terminal
Proporciona una máxima seguridad en sus conexiones eléctricas,
garantizado una excelente conductividad y resistencia mecánica, [4].

27. 14
CAPITULO I
Conector Tubular: Estos conectores son diseñados para conductores,
ejerciendo una continuidad y proporcionando un contacto de baja resistencia
para hacer empalmes de un agarre mecánico, eléctrico.
Figura N°4 Conector tubular
En los conectores tubulares de empalme, existen tres categorías que se
deben considerar, [4]:
• Tensión Completa: Este conector debe cumplir con un 95% mayor de la
capacidad de ruptura del conductor, es utilizado para empalmar dos
extremos de cable
• Tensión Parcial: Este conector debe cumplir con un 40% mayor de la
capacidad de ruptura del conductor, se utiliza para hacer empalmes con baja
tensión mecánica.
• Sin Tensión: Este conector debe cumplir con un 5% mayor de la
capacidad de ruptura del conductor, sirve para conectar dos extremos de
cable y dar continuidad.
Para los conectores tubulares de empalme, deben hacerse las primeras
compresiones, desde el centro del conector hacia afuera, para evitar que el
conductor haga presión mecánica en el separador que se encuentra en el
centro del conector y aumentar la resistencia del conductor.

28. 15
CAPITULO I
Conector Derivación: El diseño de este conector, permite hacer conexiones
de acometidas, puentes y empalmes tanto a nivel secundario como en
primario.
Proporciona la unión de dos o más conductores ejerciendo una presión en
los puntos de conexión con baja resistencia eléctrica de contacto.
En los conectores de Derivación existen tres tipos según se muestra en la
figura N º 5.
Figura N° 5 Tipos de conectores de derivación
La ley de la conexión eléctrica “A.B.C.” significa aluminio sobre el cobre, con
esta ley se evita que el cobre pueda corroer al aluminio por la contaminación
y la lluvia.
Para hacer una conexión eléctrica con conductores de aluminio y cobre, hay
que utilizar los conectores de compresión tipo: Seis, Tres y H; por poseer
separador entre ambos conductores.
En el caso del conector Tipo “C”, sólo se puede utilizar cuando los
conductores son aluminio-aluminio o cobre-cobre. Este tipo de conector no
posee el separador entré ambos conductores.
Para que una conexión eléctrica no presente punto caliente, se debe tomar
en cuenta el calibre de los conductores y el tamaño del conector, recordando
siempre hacer limpieza con cepillo de acero y colocar la sustancia inhibidora,
[4].
Tipo 3 Tipo seis Tipo H

29. 16
CAPITULO I
Tipos de compresión.
• Hexagonal: Es una compresión de seis caras. Deja filos alrededor del
conector y que por su forma hace presión al conductor en diferentes puntos,
dejando espacios de aire en las esquinas entre las caras.
• Circular: proporciona una compresión completamente redonda, la presión
es total alrededor del conductor sin dejar espacios y por lo tanto deja un
acabado limpio.
• Inventor: Produce compresión punzante, proporcionándole al conector y al
conductor deformaciones.
Estos tipos de compresión dan un buen contacto de conexión pero la más
recomendable es la Circular. Estos casos también se presentan en los
conectores terminales. El conector tubular de compresión es un conector que
no tiene entradas laterales entre los conductores a sujetar, caso contrario al
conector tipo apernado que se torna menos resistente a la corrosión por
tener sus ranuras y en el punto de contacto sus paredes son abiertas, [4].
2.6 ACOMÉTIDA ELÉCTRICA
La acometida es la parte de la instalación que está entre la red de
distribución pública (o colectiva, en caso de comunidad de vecinos) y la caja
general de protección, quiere decir, el tablero principal de la vivienda.
Junto a la acometida de una comunidad de vecinos o vivienda multifamiliar
suele haber un cuadro que contiene todos los contadores o centro de
medición, y de allí salen las derivaciones individuales a cada una de las
viviendas. En cambio, la acometida de una casa unifamiliar, es individual.
Los aspectos que hay que tener en cuenta para mantener en buen estado la
acometida son:
• Cable de sección suficiente: Para determinar si la sección del cable que
une la red de distribución y la caja general de protección es la correcta, se

30. 17
CAPITULO I
debe llamar a un instalador electricista. Él se encargará de verificar este
punto.
• Aislamientos en buen estado
• Empalmes adecuados
2.6.1 Clasificación
• Acometida aérea: Las acometidas aéreas puede ser a redes clásicas, es
decir, conductores sobre palomillas; o redes trenzadas.
Figura N°6 Vista de una acometida Aérea
• Acometidas subterráneas: Estas acometidas se efectuaran con entrada y
salida a la red de distribución, por medio de unos tubos enterrados en
bancadas especialmente construidas bajo la normas de construcción para
sistema de distribución eléctrica.
Figura N°7 Vista de una acometida subterránea

31. 18
CAPITULO I
• Acometidas directas (Centro de Transformación): En algunas ocasiones
cuando la potencia que se debe instalar es elevada es preciso realizar un
entronque (conexión) directamente a un Centro de Transformación.
2.7 INSTALACIONES ELÉCTRICAS
Se le llama instalación eléctrica al conjunto de elementos que permite
transportar y distribuir la energía eléctrica desde el punto de suministro hasta
los equipos que la utilizan. Entre estos elementos se incluyen: tableros,
interruptores, interruptores generales, circuitos ramales, entre otros. Una
instalación eléctrica debe distribuir la energía eléctrica a los equipos de una
manera segura y eficiente. Además debe ser económica, flexible y de fácil
acceso [1].
2.8 FALLAS EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
Se clasifican de acuerdo con la naturaleza, en temporales y permanentes.
Una falla temporal se define como aquella que puede ser librada antes de
que ocurra algún daño serio al equipo conectado en las instalaciones.
Las fallas transitorias son los arcos eléctricos que se producen en los
aisladores debido a las sobretensiones por descargas atmosféricas. Una falla
que en un principio puede ser de naturaleza temporal puede convertirse en
permanente si no se libra rápidamente.
Una falla permanente es aquella que persiste a pesar de la rapidez con la
que el circuito se desenergiza. Si dos o más conductores desnudos en un
sistema aéreo de distribución se juntan debido a rotura de postes, crucetas o
conductores, la falla será permanente.

32. 19
CAPITULO I
Un arco eléctrico entre fases de un circuito con un conductor aislado puede
ser inicialmente temporal, pero si la falla no se libra rápidamente los
conductores pueden romperse y la falla se volvería permanente.
2.9 PROTECCIONES ELÉCTRICAS
Se entiende que un sistema esta razonablemente protegido si cuenta con un
sistema coordinado de elementos que desempeñen las siguientes funciones:
evitar situaciones peligrosas para las personas, minimizar los daños
provocados por condiciones anormales y aislar la zona donde aparece la
falla de tal forma que el resto del sistema de distribución continué operando
en las mejores condiciones posibles, [1].
2.10 INDICADORES DE DESEMPEÑO DE LA GESTIÓN OPERATIVA
Como toda empresa que presta un servicio público, existen normas que
establecen la calidad de servicio prestado y por ende el incumplimiento de
estas normas pueden dar aplicación de las sanciones previstas en la Ley
Orgánica de Servicio Eléctrico.
Por esta razón se debe evaluar la calidad de servicio técnico prestado, esto
se realiza por medio de indicadores que reflejan la frecuencia y la duración
total de las interrupciones como lo estipula el articulo 21 de la normas de
Calidad de Servicio (anexo Nº 1), [7].
Los indicadores de gestión son la expresión cuantitativa del comportamiento
de una empresa o departamento, cuya magnitud, al ser comparada con
algún nivel de referencia, podrá estar señalando una desviación sobre la cual
se tomarán acciones correctivas o preventivas según sea el caso. Los
indicadores de gestión son una herramienta que ayudan a los jefes de las

33. 20
CAPITULO I
organizaciones para mantener una evolución permanente de los procesos
involucrados en la elaboración de productos y/o servicios que permiten
establecer el impacto de las acciones realizadas y encontrar la anomalías a
tiempo, logrando un aumento de la productividad, ya que, lo que no se mide
no se puede mejorar.
Como lo indica el artículo 21 de la Ley Orgánica de Servicio Eléctrico la
distribuidora debe poseer un registro de interrupciones como de servicio
prestado. Enelven, este registro lo lleva acabo a través del sistema operativo
“ESTADÍSTICO” que es un software de procesamiento de transacciones
operativas generadas en el despacho de carga, con la finalidad de llevar
estadísticas para mejorar las actividades de la empresa. Otro sistema
operativo que utiliza la empresa Enelven para llevar registro de indicadores
de desempeño, es un software que registra la captación, transmisión y cierre
de los reclamos técnicos el cual se denomina “PEGASUS”.
• Reclamo Técnico es la captura de cualquier eventualidad o insatisfacción
por parte del suscriptor, del servicio eléctrico ya sea por interrupción de
servicio o por calidad de producto prestado.
• TAR (Tiempo de Atención de Reclamos); es un indicador que mide el
tiempo que transcurre desde que el suscriptor afectado efectúa el reclamo,
hasta que es solucionado.
La ecuación (2.1) es la forma de calcular el tiempo de atención a reclamos:
(2.1)
TAR, es el tiempo desde que se registra el reclamo por el usuario, el tiempo
que tarda en transmitirlo hasta el tiempo que tarda en dar solución al
reclamo.
NR
TAR
TAR
∑=

34. 21
CAPITULO I
NR, son el total de reclamos solventados en un mes.
• CRT (Cantidad de Reclamo Técnicos); es el total de reclamos atendidos
efectivos, entiéndase por efectivos los reclamos que son productos de una
falla única de usuario y no son productos de una falla común en una red de
distribución.
• ICRT (Índice de Cantidad de Reclamos Técnicos); es la cantidad de
reclamo técnicos entre la cantidad de consumidores totales y proporciona un
índice de reclamos por cada mil suscriptores.
La ecuación (2.2) es la forma de calcular el ICRT:
(2.2)
CCT = Cantidad de Consumidores Totales
2.11 DEMANDA DE ENERGÍA
Es la potencia que consume la carga, medida por lo general en intervalo de
tiempo en Kilowatios horas (kWh), solicitada a la fuente de suministro en el
punto de recepción durante un período de tiempo determinado, [8].
2.12 EL MANTENIMIENTO
Es una herramienta producto de la exigencia a que la industria esta sometida
para optimizar todos sus aspectos, tanto de costos, como de calidad, y
conduce a la necesidad de analizar de forma sistemática las mejoras que
puedan ser introducidas en la gestión tanto técnica como económica, [5].
El ingreso siempre proviene de la venta de un producto o servicio, lo cual
lleva a la empresa a centrar sus esfuerzos en optimizar los recursos en
CCT
CRTx
ICRT
1000
=

35. 22
CAPITULO I
función de producción. El mantenimiento es un problema que surgió al querer
prestar servicio continuamente, de ahí que sea visto como un mal necesario,
una función subordinada a la producción cuya finalidad es reparar
desperfectos en forma rápida y barata.
La labor del mantenimiento, está relacionada estrechamente con la
prevención de accidentes y lesiones en el trabajador ya que tiene la
responsabilidad de mantener en buenas condiciones, los elementos
asociados a la red de distribución y herramientas, equipo de trabajo,
permitiendo un mejor desenvolvimiento y seguridad evitando en parte riesgos
en el área laboral.
El diseño de cualquier sistema organizativo y su posterior informatización e
implementación debe siempre tener presente que está al servicio de unos
determinados objetivos.
2.13 OBJETIVOS DEL MANTENIMIENTO
El objeto es obtener los máximos resultados de producción de la instalación y
equipos, haciéndolos funcionar con mayor eficacia. Los daños, la
disminución del ritmo de producción involuntario, la falta de precisión y
ajuste, provocan fallas y no permiten una producción eficaz.
El mantenimiento moderno busca mantener los equipos en estado ideal para
obtener la máxima calidad en un tiempo óptimo y la mayor seguridad posible.
Mantener en excelentes condiciones los equipos no aumenta los gastos de
manera exagerada y sí disminuye los costos globales para la obtención de
óptimos resultados.
El mantenimiento debe cumplir los siguientes objetivos:
• Optimizar de la disponibilidad del equipo productivo.
• Disminuir de los costos de mantenimiento.

36. 23
CAPITULO I
• Optimizar de los recursos humanos.
• Maximizar la vida de los elementos asociados a las redes de distribución.
El mantenimiento adecuado, tiende a prolongar la vida útil de los bienes, a
obtener un rendimiento aceptable de los mismos durante más tiempo y a
reducir el número de fallas, [5].
2.14 TIPOS DE MANTENIMIENTO
2.14.1 Mantenimiento Correctivo
Es aquel que se ocupa de la reparación una vez se ha producido el fallo en
cualquier elemento de la red o instalación. Dentro de este tipo de
mantenimiento se puede contemplar dos tipos de enfoques, [5]:
• Mantenimiento paliativo o de campo (de arreglo): Este se encarga
de la reposición del servicio eléctrico, aunque no quede eliminada la
fuente que provocó la falla.
• Mantenimiento curativo (de reparación): Este se encarga de la
reparación propiamente, eliminando las causas que han producido la
falla. Mientras se prioriza la reparación sobre la gestión, no se puede
prever, analizar, planificar, controlar, rebajar costos.
2.14.2 Mantenimiento Preventivo
Este tipo de mantenimiento surge de la necesidad de rebajar el correctivo y
todo lo que representa. Pretende reducir la reparación mediante una rutina
de inspecciones periódicas y la renovación de los elementos dañados por
medio de trabajos que no impliquen suspender actividades que impliquen
falla, [5].

37. 24
CAPITULO I
2.14.3 Mantenimiento Predictivo
El mantenimiento predictivo es una técnica para pronosticar el punto futuro
de falla de un componente de una maquina, de tal forma que dicho
componente pueda reemplazarse, con base en un plan, justo antes de que
falle. Así, el tiempo muerto del equipo se minimiza y el tiempo de vida del
componente se maximiza, [9].
2.15 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS TIPOS DE MANTENIMIENTO
Tabla N° 1 Mantenimiento Correctivo
VENTAJAS DESVENTAJAS
•Si el equipo esta preparado la
intervención en el fallo es rápida y la
reposición en la mayoría de los casos
será con el mínimo tiempo.
•No se necesita una infraestructura
excesiva, un grupo de operarios
competentes será suficiente, por lo tanto
el costo de mano de obra será mínimo,
será más prioritaria la experiencia y la
pericia de los operarios, que la
capacidad de análisis o de estudio del
tipo de problema que se produzca.
•No produce inversión en equipos que
no intervienen de manera instantánea en
el servicio eléctrico.
•Se producen fallas y daños
imprevisibles en la producción que
afectan a la planificación de manera
incontrolada.
•Se suele producir una baja calidad en
las reparaciones debido a la rapidez en
la intervención, y a la prioridad de
reponer antes que reparar
definitivamente, por lo que produce un
hábito a trabajar defectuosamente,
sensación de insatisfacción e
impotencia, ya que este tipo de
intervenciones a menudo generan otras
al cabo del tiempo por mala reparación,
por lo tanto será muy difícil romper con
esta inercia.

38. 25
CAPITULO I
Tabla N°2 Mantenimiento Preventivo
VENTAJAS DESVENTAJAS
• Si se hace correctamente,
exige un conocimiento de los
elementos asociados a las redes de
distribución y un tratamiento de los
históricos que ayudará en gran
medida a controlar las fallas a las
instalaciones.
• El cuidado periódico conlleva
un estudio óptimo de conservación
con la que es indispensable una
aplicación eficaz para contribuir a un
correcto sistema de calidad y a la
mejora de los continuos.
• Reducción del correctivo
representará una reducción de
costos de producción y un aumento
de la disponibilidad, esto posibilita
una planificación de los trabajos del
departamento de mantenimiento, así
como una previsión de los recambios
o medios necesarios.
Se concreta de mutuo acuerdo el
mejor momento para realizar el paro
de las instalaciones con producción.
• Representa una inversión inicial en
infraestructura y mano de obra. El desarrollo
de planes de mantenimiento se debe
realizar por técnicos especializados.
• Si no se hace un correcto análisis del
nivel de mantenimiento preventivo, se
puede sobrecargar el costo de
mantenimiento sin mejoras sustanciales en
la disponibilidad.
• Los trabajos rutinarios cuando se
prolongan en el tiempo producen falta de
motivación en el personal, por lo que se
deberán crear sistemas imaginativos para
convertir un trabajo repetitivo en un trabajo
que genere satisfacción y compromiso, la
implicación de los operarios de preventivo
es indispensable para el éxito del plan.
El mantenimiento de redes de distribución representa una inversión que a
mediano y largo plazo acarreará ganancias, no sólo para la empresa a la

39. 26
CAPITULO I
cual esta inversión se le revertirá en mejoras en su producción, sino también
el ahorro que representa tener trabajadores sanos e índices de accidentes
bajos.
El mantenimiento representa un arma importante en seguridad laboral, ya
que un gran porcentaje de accidentes son causados por desperfectos en los
equipos que pueden ser prevenidos. También el mantener las áreas y
ambientes de trabajo con adecuado orden, limpieza, iluminación, etc. es
parte del mantenimiento preventivo de los sitios de trabajo.
2.16 ESTUDIO DE CONFIABILIDAD
La idea intuitiva sobre la confiabilidad de un equipo o sistema, de cualquier
naturaleza, se relaciona con su habilidad o capacidad de realizar una tarea
especifica. Por esta razón, normalmente es considerada una propiedad
cualitativa más que cuantitativa. Esta cuantificación de la habilidad de un
sistema, se denomina confiabilidad, o bien fiabilidad y puede expresarse por
una gran variedad de índices, dependiendo de los objetivos que se persigan
con la evaluación.
Por diversos motivos, los componentes de un sistema eléctrico se ven
sometidos a fallas, o salidas de servicio, lo que en algunos casos puede
significar la desconexión de uno o más consumidores del sistema eléctrico.
El objetivo de la evaluación de confiabilidad de un sistema de distribución, es
determinar índices que reflejan la calidad de servicio que presenta un
sistema para el consumidor o usuario final. Entre los métodos de análisis se
tiene el de los procesos continuos de Markov.
Una red eléctrica, se considera como un sistema reparable, es decir, que al
fallar un elemento, este es reemplazado o reparado, dependiendo de la
naturaleza del elemento. De esta manera se restablece la condición de
operación normal del sistema, o parte de la red afectada. Así entonces el
sistema es continuo en el tiempo, con estados discretos finitos, ajustándose

40. 27
CAPITULO I
muy bien a una representación por medio de procesos continuos de Markov,
[2].
Es necesario notar que el método de Markov permite obtener, con una
excelente precisión, la probabilidad de que el sistema resida en cualquier de
sus estados posibles.
Para determinar la probabilidad de residencia en un estado, considérese un
sistema compuesto de un único elemento o causa, reparable, caracterizado
por una tasa de falla λ y una tasa de reparación µ, con funciones de
distribución exponencial. Sean además P0 (t) y P1 (t) la probabilidad
operación y falla respectivamente, en un tiempo cualquiera, t.
Considerando un intervalo infinitesimal de tiempo, dt, se acepta que la
probabilidad de ocurrencia de dos o más eventos es despreciable.
Figura Nº 8 Espacio de estados de un sistema de un elemento.
dttPdttPdttP µλ )()1)(()( 100 +−=+ (2.3)
)1)(()()( 101 dttPdttPdttP µλ −+=+ (2.4)
O bien,
dttPdttPtPdttP µλ )()()()( 1000 +−=−+ (2.5)
dttPdttPtPdttP µλ )()()()( 1011 −=−+ (2.6)

41. 28
CAPITULO I
Dividiendo por dt y si dt tiende a cero, las ecuaciones (2.5) y (2.6)
corresponde exactamente a la definición de derivada, por lo tanto,
)()()( 10 tPtPtPO ⋅+⋅−=′ µλ (2.7)
)()()( 101 tPtPtP ⋅−⋅=′ µλ (2.8)
Estas expresiones representan un sistema de dos ecuaciones diferenciales
lineales, con coeficientes constantes, posibles de solucionar por cualquier
método matemático. Resolviendo, se obtiene:
[ ] [ ])0()0()0()0()( 10
)*(
100 PP
e
PPtP
t
µλ
µλµλ
µ µλ
−
+
++
+
=
+−
(2.9)
[ ] [ ])0()0()0()0()( 10
*)(
101 PP
e
PPtP
t
λµ
µλµλ
λ µλ
−
+
++
+
=
+−
(2.10)
Donde P0 (t) y P1 (t) corresponden a las condiciones iniciales, se tiene que:
1)0()0( 10 =+ PP
(2.11)
Admitiendo que el análisis se inicia cuando el sistema esta en operación, se
tiene: P0 (0) = 1; P1 (0) = 0.
Por lo tanto las ecuaciones (2.9) y (2.10) se transforman en:
µλ
λ
µλ
µ µλ
+
+
+
=
+− t
e
tP
*)(
0 )( (2.12)
µλ
µ
µλ
λ µλ
+
+
+
=
+− t
e
tP
*)(
1 )( (2.13)

42. 29
CAPITULO I
Cuando el tiempo tiende a infinito, se tiene las posibilidades de estado
estacionario, que son resultados de interés en los estudios de confiabilidad,
obteniéndose:
µλ
µ
+
=∞)(0P (2.14)
µλ
λ
+
=∞ )(1P (2.15)
Utilizando los conceptos de tiempo medio para la falla (T1) y tiempo medio de
reparación (T2), se tiene:
λ/11 =T (2.16)
µ/12 =T (2.17)
De esta manera, las probabilidades de operación y falla, en estado de
régimen permanente, en función de los tiempos de operación y reparación,
son:
21
1
0
TT
T
P
+
= (2.18)
21
21
1
TT
T
P
+
= (2.19)
Las ecuaciones (2.14) y (2.15), así como (2.18) y (2.19), permiten calcular la
probabilidad de residencia cuando no haya ninguna falla, quiere decir que
está en operación, y que por lo menos tenga una falla, es decir que esta
fuera de operación, de un sistema modelado como un único elemento.

43. 30
CAPITULO I
En los estudios de confiabilidad, resulta atractivo determinar los índices de
frecuencia, en lugar de una probabilidad, [2].
2.17 TÉCNICA DE FRECUENCIA
Como ya se mencionó, la idea central de la evaluación de confiabilidad en
una red eléctrica es disponer de información cuantitativa, que de alguna
manera refleje el comportamiento y calidad de servicio que entrega. La
técnica de Markov es perfectamente adecuada para determinar la
probabilidad de estado y disponibilidad, sin embargo, otros parámetros de
confiabilidad, tales como la frecuencia de encontrarse en un estado
determinado entrega mucha más información que una simple probabilidad.
En la figura 9, se representa el proceso operación-falla-reparación-operación
de un elemento o causa; claramente, la frecuencia de este ciclo es de f = 1/T.
Luego, aplicando una definición simple de probabilidad, se tiene que la
probabilidad de que un elemento este operando está dada por la relación:
rm
m
opP
+
=)( (2.20)
Donde,
λ
1
=m ; m = tiempo promedio de operación
µ
1
=r ; r = tiempo promedio de reparación
Figura Nº 9 Ciclo operación-falla-reparación-operación

44. 31
CAPITULO I
Como T = m + r, se tiene:
λλ
f
TT
m
opP ===
1
)( (2.21)
De aquí se obtiene obviamente que,
λ*)(opPf = (2.22)
Es decir, la frecuencia de encuentro en un estado determinado esta dada por
la probabilidad de encontrarse en el estado, por la tasa de partida desde
dicho estado, [2].
2.17.1 Índices de confiabilidad
Los índices o parámetros de confiabilidad utilizados para redes eléctricas
pretenden cuantificar la calidad del servicio que presenta la red en cualquier
punto de consumo. En algunos casos también se definen índices globales
para el sistema como un todo, a continuación se presentan los más
comunes.
• Tasa de falla (λ): para un tramo o equipo de protección, la tasa de falla
indica las veces que, en promedio, dicho elemento se ve sometido a alguna
condición que implica la operación de algún dispositivo de protección. Incluye
fallas por cortocircuitos, sobrecargas, fallas de aislamiento, accidentes, etc.
En ciertos casos, puede ser deseable considerar elementos de protección
100% confiables, entonces, basta asignar a tal elemento una tasa de falla
igual a cero.
La tasa de falla es un parámetro que se determina mediante un historial de
fallas o una estimación, considerando el sistema completo, está dada en
(1/unidad de tiempo)

45. 32
CAPITULO I
Donde;
b : número de fallas, por kilómetro por periodo de estudio, [1/Km por unidad
de tiempo]
l : longitud de la línea de interés.
Donde;
m : cantidad de fallas,
L : longitud total de las líneas expuestas a falla, en Km.,
T : periodo de estudio
Para elementos individuales, como transformadores, switches, interruptores,
y otros, se plantea la siguiente expresión, [2]:
TN
m
⋅
=λ (2.25)
N : cantidad de elementos expuestos a falla.
• Tiempo de interrupción (r): Es el tiempo promedio que dura una falla de
suministro, expresado en horas. El inverso del tiempo de reparación se
conoce como tasa de reparación.
lb ⋅=λ (2.23)
TL
m
b
⋅
= (2.24)

46. 33
CAPITULO I
El tiempo total de interrupción de un tramo depende de la clase de protección
asociada y del tipo de trabajo que se debe realizar para restablecer el
servicio eléctrico, como maniobras de transferencia, reparaciones,
recambios, limpieza, [2].
El tiempo que tarda el restablecimiento del servicio eléctrico depende del tipo
de falla y de los equipos presentes en el sistema.
2.18 PLANES DE MANTENIMIENTO AL SAP
La gestión de trabajo dentro de la gerencia de distribución se realiza a través
de ordenes de trabajo, que es un documento electrónico mediante el cual se
planifica y programa la fecha de ejecución de un trabajo, así como las
operaciones necesarias para realizarlo, especificando los responsables
asignados, los recursos requeridos y los costos involucrados.
Toda labor ya sea de mantenimiento o de construcción debe realizarse con
una orden de trabajo. Existen planes de mantenimiento que están orientados
a optimizar y garantizar un confiable funcionamiento de los elementos
asociados a las redes de distribución.
Las ordenes de trabajo son realizadas por el programador a cargo del
departamento de distribución, estas pueden ser de modo programado, quiere
decir, que provengan de un plan de mantenimiento o las ordenes de trabajo
que provengan de una necesidad inmediata, es decir, después que ocurrió
una falla en el sistema de las redes de distribución.
Los tipos de órdenes de trabajo son:
• PM21 Orden de Mantenimiento Preventivo.
• PM22 Orden de Mantenimiento Correctivo.
• PM24 Orden de Desarrollo.

47. 34
CAPITULO I
Dentro de un plan de mantenimiento programado, se liberan órdenes de
inspección a los inspectores a cargo de los circuitos operativos del sistema.
Estos al realizar la inspección, y detectar cualquier anomalía que se pueda
corregir con trabajos de mantenimiento, realiza una aviso dentro del sistema
operativo SAP.
Un aviso es un documento electrónico mediante el cual el inspector describe
o comunica una necesidad de mantenimiento. Permite llevar el control de
requerimiento técnico y comercial.
Los tipos de avisos que existen son los avisos operativos (T), avisos de
control administrativo (S) y de mantenimiento (M).
Los tipos de aviso utilizados por el departamento de distribución son los de
mantenimiento los cuales son:
• M1: Creados para indicar que se requiere programar labores de
mantenimiento en un objeto técnico del sistema.
• M2: Son avisos originados para indicar que existe una condición anormal
y/o falla que debe corregirse en un objeto técnico del sistema.
• M3: Son aquellos avisos originados para documentar, que se efectuó una
labor de mantenimiento y/o reparación en un objeto técnico del sistema.
• M4: Son avisos generados cuando se realizar una modificación de los
objetos técnicos del sistema o construcción de nuevos proyectos.
Una vez generados los avisos por los inspectores el programador revisara la
prioridad del aviso para realizar la orden de trabajo, los tipos de prioridad de
los avisos son:
• Emergencia: son avisos originados por circunstancias sobrevenidas que
se requieren atender de inmediato en un lapso no mayor de cuatro (4)
horas (alta prioridad).

48. 35
CAPITULO I
• Muy Urgente: son avisos originados por circunstancias sobrevenidas que
se requieren atender en las próximas ocho (8) horas (prioridad mediana
alta)
• Urgente: son aquellos originados por circunstancias, que se requieren
programar en las próximas cuarenta y ocho (48) horas.
• Programable: son aquellos avisos originados por circunstancias que se
requiere atender según programación (baja prioridad).
Una vez programada la orden de trabajo, ya sea de mantenimiento o de
construcción, es responsabilidad del inspector que realizó el aviso de velar
por la ejecución del trabajo en el tiempo establecido en la orden de trabajo,
del mismo modo es responsabilidad del inspector revisar si existe devolución
de material entregado o si existe material recuperado, para hacer un cierre
de la orden de trabajo, el programador rectifica las ordenes de trabajo para
observar si todo los materiales concuerdan con el trabajo ejecutado y el jefe
de unidad es el que hace el cierre técnico de la ordenes, verificando si existe
cambios de activos o elementos que aumenten el capital de la empresa.
La finalidad de la aplicación de planes de mantenimiento en la plataforma
SAP radica en arrojar, automáticamente o manualmente, las ordenes de
trabajos según ciclos de tiempo y/o contadores de actividades establecidos.
Para ello, existen tres tipos de planes aplicados en plataforma SAP los
cuales son:
• Plan por ciclo sencillo: Al objeto técnico se le realiza una tarea de
mantenimiento de acuerdo a una frecuencia definida por tiempo o por
contador de actividad.
• Plan por Estrategias: Al objeto técnico se le realizan diferentes tareas de
mantenimiento de acuerdo a una frecuencia definida o por contador de
actividad.

49. 36
CAPITULO I
• Plan Múltiple: Al objeto técnico se le realizan diferentes tareas de
mantenimiento de acuerdo a una frecuencia definida por un conjunto de
contadores, tiempo o combinación de ellos, [6].
Los elementos que se deben definir para un plan de mantenimiento en el
sistema SAP son:
• Objeto de Referencia
• Datos de Planificación
• Hoja de ruta
Objeto de Referencia: Son aquellos elementos que permiten representar en
el sistema, a las instalaciones y equipos sujetos a mantenimiento, existen
dos tipos de objetos de referencia las ubicaciones técnicas (UBT) y los
equipos.
Datos de Planificación: Los datos de planificación contienen la siguiente
información:
Centro de planificación de mantenimiento: Es toda entidad logística
que esta separada de otra, por ejemplo: EN12PM/ Maracaibo/ San
Francisco
Clase de orden: Clave que diferencia las ordenes en cuanto a su
utilización.
Puesto de trabajo responsable
Grupo planificador: En el se asigna el grupo al que solo pueden
acceder determinados usuarios para tratar los datos
Clase de actividad PM: En el se identifica la clase de mantenimiento
División
Hoja de Ruta: Conjunto de operaciones que describen un procedimiento
estándar de trabajo, incluye estimación de materiales, número de horas

50. 37
CAPITULO I
hombre a utilizar, puestos de trabajo y herramientas, servicios. Permite
anexar documentos, planos, esquemas de operaciones, entre otras.
2.18.1 Intervalo
También conocido como el ciclo, que son los intervalos para la toma de
mantenimiento y mediante de estas la creación de órdenes, quiere decir, que
será el tiempo que el programador establezca como prudente para la toma
automática, que se reflejan con la creación de órdenes de mantenimiento
Figura N° 10 Intervalos de tomas en la programación de un plan de mantenimiento.
2.18.2 Indicadores de programación
El indicador de programación define el tipo de programación. Es parte de los
parámetros de programación en los planes de mantenimiento. Existen
diferentes tipos de indicadores de programación:
• Basado en tiempos: para tareas de mantenimiento mensual, las fechas
planificadas están calculadas en intervalos de 30 días
• Basado en día fijado: para tareas de mantenimiento mensual, las fechas
planificadas están calculadas para un cierto día fijado en el siguiente día.
Ejemplo
CICLO Ejemplo 3 meses
TOMAS
AUTOMÁTICAS Orden
Fecha Fecha

51. 38
CAPITULO I
• Basado en tiempo calendario fábrica: para tareas de mantenimiento
mensual, las fechas de mantenimiento planificadas están calculadas en
intervalos de 30 días hábiles.
• Basado en operación: las fechas planificadas están calculadas
inicialmente sobre la base de operación estimada anual. Luego son
recalculadas cada vez que un documento de medida es introducido.
• Múltiples Contadores: mantenimiento después de 100 horas de
operación o después de 3 meses.
2.18.3 Parámetros determinantes de fechas
• Factor de decalaje; reacciona ante las notificaciones tempranas o tardías.
Si el factor es del 100%, la diferencia entre las fechas tempranas y fechas
tardías será sumada totalmente a la fecha de notificación para determinar la
nueva fecha planificada. Es expresado como un porcentaje de la diferencia
total, y será activado o no, dependiendo de la tolerancia.
• Tolerancias; pueden ser especificadas tanto por las notificaciones tardías
como por las tempranas. Si la fecha de notificación está dentro de la
tolerancia entonces no existirá un decalaje en las fechas de tomas, las
tolerancias se expresan como un porcentaje del ciclo.
Figura N° 11 Parámetros determinantes de fechas en un plan de mantenimiento.
Inicio de
ciclo
15/03/0
Tolerancia
Fecha
Fecha real de ejecución de la
orden 30/06/06
Fecha
planificada
Nueva fecha
planificada
30/09/06
Notificación
tardía
Suma a la fecha
planificada
Ciclo 3 meses
Tolerancia10% =9
Factor de decalaje
100%

52. 39
CAPITULO I
• Factor de dilatación; puede ser utilizado para extender o acortar el ciclo
de mantenimiento, en otras palabras, cuando se necesita responder a
requerimientos temporales adicionales sin cambiar el actual ciclo de
mantenimiento. Este factor es sólo valido en el plan de mantenimiento para
el cual ha sido definido.
Figura N° 12 Visualización del factor de dilatación en un plan de mantenimiento.
2.18.4 Parámetros control toma de mantenimiento
• Horizonte de apertura: Es especificado como un porcentaje y se refiere a
la duración del ciclo. Este indica la fecha de creación de una orden, con
referencia a una fecha calculada de mantenimiento.
Si no se asume ningún valor para el horizonte de apertura cuando se está
creando el plan, el sistema asume que el horizonte de apertura es del 0 %.
Esto tiene como resultado que una toma es hecha inmediatamente cuando
se inicia el plan de mantenimiento, independientemente de la lectura del
contador. Si se utiliza la duración del ciclo se recomienda fijar el horizonte de
apertura en 100%.
Inicio del
ciclo
Ciclo de 3 meses
4.5
meses
Fecha
planificada
Factor de
dilatación
1.5
Nueva
fecha
planificada

53. 40
CAPITULO I
Figura N° 13 Visualización del horizonte de apertura en un plan de mantenimiento.
• Intervalo de toma: Este es otro parámetro de programación de
mantenimiento, específica el periodo para el cual las fechas de tomas son
calculadas, el intervalo de toma sólo puede ser utilizado para el
mantenimiento preventivo basado en tiempo. Especifica las fechas donde
son creadas las órdenes una vez iniciado el ciclo, [6].
Figura N° 14 Visualización del intervalo de tomas en un plan de mantenimiento.
Tomas de mantenimiento
OrdenesPeriodo de
programación
365 días
15/03/05
15/03/06
Inicio
de ciclo
Plan
N
l
Fecha
planificada de
inicio
Horizonte de
apertura de
90% = 0.9xN
Horizonte de
apertura de 90%
Orden
Fecha
planificada de
Periodo de programación

54. 41
CAPITULO I
2.19 ANÁLISIS ECONÓMICO
• El análisis económico: pretende determinar cual es el monto de los
recursos económicos necesarios para la realización de un proyecto,
entiéndase por proyecto la mínima unidad operacional que vincula recursos,
actividades y componentes durante un periodo determinado y con una
ubicación definida para resolver problemas o necesidades de la población;
por ejemplo, cual será el costo total de la operación de una planta,
ampliación de la capacidad de producción de una planta, y en este caso la
implementación de planes de mantenimiento a la red de distribución en baja
tensión del sistema colon.
En otras palabras trata de estudiar si la inversión que debe hacer va a ser
rentable o no, si los resultados arrojan, que la inversión no se debe hacer, se
debe tomar otra alternativa o evaluar la alternativa que más le convenga
financieramente a la empresa de acuerdo a sus políticas.
• Costo de Mantenimiento: Este es un servicio que se contabiliza por
separado, en virtud de las características especiales que puede presentar.
Se puede dar mantenimiento preventivo y correctivo al equipo. El costo de
los materiales, la mano de obra y los servicios que se requieran, se cargan
directamente a mantenimiento, pues puede variar mucho en ambos casos.
Para fines de evaluación, en general se considera un porcentaje del costo de
adquisición de los equipos. Este dato normalmente lo proporciona el
fabricante y en él se especifica el alcance del servicio de mantenimiento que
se proporcionará.
• La inversión: se diferencia tanto del consumo como del ahorro; por que es
un gasto un desembolso y no una reserva o cantidad de dinero retenida; con
respecto al consumo; porque no se dirige a bienes que producen utilidad o
satisfacción directa, sino a bienes que se destina a producir otros bienes.

55. 42
CAPITULO I
• Relación Beneficios- Costos: Es una técnica de selección que se basa
en la relación de los beneficios con los costos asociados.
El método inicia clasificando los elementos entre beneficiaos y costos; los
beneficios son todas las ventajas o ahorros que se traducen en dinero y que
reciba el inversionista, mientras que los costos serán todos los gastos
necesarios para la construcción, operación y mantenimiento del proyecto.
B / C = Beneficios / Costos
Criterio de selección
B / C > 1 Se Acepta
B / C = 1 Es Indiferente
B / C < 1 Se Rechaza

56. 43
CAPÍTULO III
ANÁLISIS DEL ESTADO ACTUAL Y PROPUESTA DE PLANES DE
MANTENIMIENTO
3.1 GESTIÓN DE AVISOS DE TRABAJO GENERADOS EN EL SAP
El análisis de la cantidad de avisos de mantenimiento gestionados por el
departamento de distribución desde el período 2005 hasta el 2006 puede
reflejar la efectividad de la metodología implantada denominada PREO. Los
resultados obtenidos se muestran a continuación.
Figura Nº 15 Cantidad de Avisos de Mantenimiento creados
Figura N° 16 Estado final del los avisos creados de mantenimiento Correctivo
21%
69%
10%
Preventivo Correctivo Desarrollo
Abiertos
9%
Cerrados
91%
Abiertos Cerrados

57. 44
Figura N° 17 Estado final del los avisos creados para mantenimiento Preventivo
Figura N° 18 Estado final del los avisos creados por los avisos de Desarrollo
Se observa un pequeño porcentaje de avisos en cada uno de los tipos de
mantenimiento que se gestionan en el departamento de distribución, que no
fueron cerrados y los cuales son avisos en tratamiento o por realizar,
mientras que mas del 90 % de los avisos son cerrados y concluidas las
labores.
Abiertos
2%
Cerrados
98%
Abiertos Cerrados
Abiertos
4%
Cerrados
96%
Abiertos Cerrados

58. 45
3.2 ANÁLISIS DE RECLAMOS TÉCNICOS
Para plantear con bases que tipos de planes se deben realizar para optimizar
las redes de distribución en baja tensión, se realizó un estudio de los
antecedentes históricos de reclamos, por medio de datos obtenidos por el
sistema PEGASUS.
De la cantidad de 24805 reclamos analizados desde un período establecido
desde octubre 2005 hasta octubre del 2006, 21818 fueron solucionados y
2987 fueron filtrados como lo indica la figura N° 19.
Figura N° 19 Cantidad de reclamos desde oct-05 hasta oct-06
De la misma manera se analizaron los datos mensuales de la cantidad de
reclamos técnicos solucionados, y el tiempo de atención de los reclamos, por
ser estos los indicadores de gestión obtenidos por el sistema PEGASUS
según lo indica la Normas de Calidad de Servicio Eléctrico en el artículo 27
(anexo Nº 2).
El comportamiento de estos indicadores refleja el trabajo que se lleva a cabo
en el departamento de distribución, es por esta razón que el seguimiento y el
control de los mismos son indispensables.
filtrado
12%
solucionado
88%
filtrado solucionado

59. 46
A continuación se muestra la cantidad de reclamos técnicos para los años
2005 y 2006.
Figura N°20 Cantidad de Reclamos Técnicos (CRT)
Los recursos para el control de la cantidad de reclamos técnicos, tienen la
finalidad de mantener en óptimas condiciones el sistema de distribución,
disminuyendo la probabilidad de ocurrencia de una falla. Es por esta razón
que se aplican labores preventivas de mantenimiento para disminuir el
mantenimiento correctivo, que en este caso se reflejarían como reclamos
técnicos.
La planificación de metas tanto anuales como mensuales, son parámetros de
control que provienen de un previo estudio del comportamiento de las redes
de distribución. La variación de este indicador depende de factores que
incurren mes a mes, como lo es el clima (temporadas de lluvia), la falta de
realización de trabajos preventivos, que producen un reclamo técnico que
incide en este indicador.
809
937
1391
1826
1410
1192
1293 1320 1290
1145
824
1196
1469
1654
1924
1434
1932 1920
2678
1675
960
1475
1989
997
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
2005 2006 Meta

60. 47
El tiempo de atención de reclamos (TAR), va de la mano con el CRT debido
a que un reclamo técnico genera un tiempo de atención a dicho reclamo, y el
comportamiento de este indicador de gestión se muestra en la figura Nº 21.
Figura N°21 Tiempo de Atención de Reclamos
El control del TAR puede resultar una tarea compleja, debido a la cantidad
de factores que influyen en el comportamiento mensual de este indicador,
como las distancias largas que deben recorrer las unidades, el mal estado de
las unidades del personal contratado, las vías intransitables, el mal estado
de las calles, direcciones erróneas, unidades insuficientes y personal
insuficiente.
Del mismo modo se realiza una planificación con metas anuales y mensuales
para tener un control de este indicador, y hacer las modificaciones
necesarias, como la disponibilidad de más personal en los meses más
críticos de fallas, corrección de las direcciones erróneas, que el personal
contratado mantenga en buen estado las unidades de atención y llevar un
constante monitoreo de los reclamos no solucionados.
145
170
197
237
190
180
172
159
131131 130
140
173 177
159
211
171
156
170159150
177
158
152
0
50
100
150
200
250
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
2005 2006 Meta

61. 48
El índice de cantidad de reclamos técnicos (ICRT) depende directamente de
la cantidad de reclamos técnicos y de la cantidad de suscriptores del sistema
Colón, por lo tanto, representa la calidad del servicio por cantidad de
suscriptores y el comportamiento de este indicador es similar al del CRT.
Figura Nº22 Índice de Cantidad de Reclamos Técnicos
Como el comportamiento de los indicadores representa el punto de partida
para el estudio de las principales causas de falla en los sistemas de
distribución, se realizó el análisis de la cantidad de reclamos relacionados
con fallas en el sistema de distribución en baja tensión.
Para conocer las principales causas incidentes en los indicadores de gestión
CRT y TAR se analizaron los reclamos solucionados en el período antes
mencionado, y del análisis se obtuvo que sólo el 4.75 % del total de reclamos
solucionados son referentes a las líneas de baja tensión y los principales
elementos que fallan fueron estudiados mes a mes y los resultados
presentados en la tabla Nº 3.
23
27
40 40
34
37 37 36
32
23
33,5
40,8
45,7
52,7
39,7
53,4 52,0
72,6
45,4
39,6
28
52
27,8
54,5
0
10
20
30
40
50
60
70
80
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
2005 2006 Meta

62. 49
Tabla N°3 Cantidad de reclamos solucionados mes a mes en las redes de baja tensión
ELEMENTOSDEREDBAJA
TENSION
FALLAINTERNA
MEDIDORQUEMADO
TXQUEMADO
BAJOVOLTAJE
ALTOVOLTAJE
BUSHINGSECUNDARIO
TRAILERQDO
BAJANTEDETX
S.P.T.DELTX
Oct-05 22 5 9 9 2 0 0 2 0 0 51
Nov-05 24 6 8 10 0 1 2 0 1 0 53
Dic-05 27 3 7 3 0 4 1 0 0 0 54
Ene-06 19 6 5 1 0 3 0 0 0 0 30
Feb-06 28 6 7 1 4 1 0 0 0 0 42
Mar-06 25 5 5 2 2 0 0 0 0 1 36
Abr-06 32 4 9 13 3 1 0 0 0 0 65
May-06 46 3 7 5 2 0 0 0 0 0 72
Jun-06 33 6 9 12 2 0 0 0 0 0 54
Jul-06 29 6 9 2 4 1 0 0 0 0 44
Ago-06 37 3 7 12 3 0 0 0 0 0 67
Sep-06 42 4 10 12 1 1 0 0 0 0 65
Oct-06 46 6 11 27 3 1 0 0 0 0 98
Total 410 63 103 109 26 13 3 2 1 1 731,00
Para obtener una idea del comportamiento anual de los elementos de la red
de distribución en baja tensión, los datos fueron evaluados por medio de un
diagrama de Pareto, un gráfico donde se organizan diversas clasificaciones
de datos, en este caso las fallas de la red de distribución en baja tensión en
un período de un año, por orden descendente de izquierda a derecha.
Mediante los diagramas de Pareto se pueden detectar los problemas que
tienen más relevancia; por lo general, el 80% de los resultados totales
obtenidos originan el 20 % de los elementos.

63. 50
La gráfica es útil, ya que permite identificar visualmente en una sóla revisión
las minorías vitales a las que es importante prestarle atención; permitiendo
utilizar los recursos para llevar a cabo una acción correctiva.
Se organizaron los datos analizados en un año de forma descendente tal
como lo muestra la tabla N° A1.1 (apéndice 1), en la figura Nº 23, la minoría
vital aparece a la izquierda de la gráfica y la mayoría útil, a la derecha. La
escala vertical es para la frecuencia o porcentaje y la escala horizontal se
refiere a las categorías.
Figura N°23 Elementos que fallan en la red de distribución de baja tensión
De la gráfica se observa que las principales causas o minoría vital de falla en
la red de baja tensión son debido a los elementos de la red en baja tensión
como malas conexiones, líneas partidas, conductores quemados, con un
56.09 %, que representa más de la mitad del total de fallas, los
transformadores quemados son la segunda causa con un 14.91%, cabe
destacar, que un porcentaje de los transformadores quemados son por
410
109 103
63
26 13 3 2 1 1
56,09
71,00
85,09
93,71
97,26
99,04
99,45
99,73
99,86
100,00
0
100
200
300
400
500
600
700
ELEM
.D
E
R
ED
B
T
TX
Q
U
EM
A
D
O
M
E
DIDO
R
Q
U
EM
A
D
O
FA
LLA
IN
TER
N
A
B
A
JO
VO
LTA
JE
A
LTO
VO
LTA
JE
B
U
SH
IN
G
SEC
U
N
D
A
R
IO
TR
A
ILE
R
Q
D
O
B
A
JA
N
TE
D
E
TX
S.P
.T
D
EL
TX
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
70,00
80,00
90,00
100,00
Total
% acumu

64. 51
motivo de descargas atmosféricas debido el clima característico de algunos
municipios del sistema Colón.
3.3 ANÁLISIS DE CANTIDAD DE SUSCRIPTORES
Para conocer el índice de suscriptores se realizó un estudio de cantidad de
medidores y la ubicación técnica (UBT), por medio de datos obtenidos del
sistema BDI (Base de Datos de Instalación), el cual es el sistema operativo
para el registro de la ubicación de los elementos de la red de distribución de
la empresa Enelven, como lo impone la Normas de Calidad de Servicio
Eléctrico en el artículo 22 (anexo Nº 3).
El sistema operativo BDI permite conocer la ubicación exacta de todos los
elementos instalados en las redes de distribución los cuales están divididos
por Municipio, Macrocuadrícula, cuadrícula y subcuadrícula.
Figura N°24 Funcionamiento de la Base de Datos de Instalación (BDI)
Cada elemento o poste instalado en las redes de distribución de Enelven
tiene asignado un código de BDI, los datos analizados fueron divididos por
circuitos y los resultados de la cantidad de medidores o cantidad de
suscriptores se muestra a continuación.

65. 52
Figura N°25 Cantidad de suscriptores del sistema Colon por circuitos
La cantidad total de suscriptores que dependen de los 13 circuitos es de
37696 donde se evidencia que la mayor cantidad de suscriptores de todo el
sistema se encuentra en el circuito 4 esquinas con 19,56% como se observa
en la tabla N° A1.2 (apéndice 1).
De la misma forma, a través del sistema BDI se obtuvieron los datos de
número de medidor, ubicación técnica, circuito al que pertenece, número del
transformador al que se esta alimentando y la capacidad.
Se dividieron los datos para conocer la capacidad instalada en el sistema
Colón por circuito y la cantidad de suscriptores, con la finalidad de obtener
información concreta de los principales circuitos por alta densidad de
suscriptores asociados.
El estudio de la cantidad de transformadores y su distribución dentro del
sistema Colón plantea puntos estratégicos de análisis prioritarios para
T o ta l d e s u s c rip to re s d e S is te m a C o lo n p o r
c irc u ito h a s ta 2 0 0 6
7 3 7 4
5 4 5 9
4 4 2 6
3 5 2 1
3 0 6 93 0 1 72 8 5 9
2 5 3 62 3 2 3
9 3 9 8 4 5 7 1 7 6 1 1
0
1 0 0 0
2 0 0 0
3 0 0 0
4 0 0 0
5 0 0 0
6 0 0 0
7 0 0 0
8 0 0 0
4
E
S
Q
U
IN
A
SC
A
N
IT
O
S
M
O
R
A
LIT
O
S
A
N
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B
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B
OLE
C
H
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IA
R
E
D
O
M
A
(C
A
T
A
TU
M
B
O
)
V
A
LD
E
R
R
A
M
A
C A N T ID A D

66. 53
circuitos con alta cantidad de transformadores instalados, mostrando los
resultados en la tabla N° A1.2 (apéndice 1).
Figura N°26 Capacidad Instalada en kVA y cantidad de suscriptores por circuito
3.4 ANÁLISIS DE CONSUMO PROMEDIO Y PRONÓSTICOS DE
POTENCIA
Se utilizó el sistema SAP para conocer el consumo en kilowatios horas por
medidor, y por circuito. Se realizó un análisis de coincidencia del número de
medidor de los datos de la BDI y los datos del SAP, y se obtuvo por circuito
la capacidad instalada, el consumo y cuantos usuarios depende de cada
transformador.
Una vez conocida la cantidad de usuarios por transformador instalado, su
capacidad y un consumo promedio en kWh, se realizó la predicción de carga
de cada transformador para estimar el tiempo de sobrecarga de los
transformadores según la tasa de crecimiento.
33482,5
22352,5
26457,5
15300
18232,5
15757,5
9155
11827,5
40855438 4425 3512 3069 3018 2860 2536 2322 844
17331,5
13015
7077,5
11052,5
7342
940 611717
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
4
E
SQ
U
IN
A
SC
A
N
ITO
SM
O
R
A
LITO
SA
N
TA
B
A
R
B
A
R
A
EN
C
O
N
TR
A
D
O
SC
A
SIG
U
A
SA
N
TA
C
R
U
Z
(C
O
LO
N
)
SA
N
C
A
R
LO
SG
U
AY
A
B
O
C
A
TA
TU
M
B
OLEC
H
ER
IA
R
ED
O
M
A
(C
A
TA
TU
M
B
O
)
VA
LD
ER
R
A
M
A
CAP INST (kVA)
Suscriptores

67. 54
Para conocer la tasa real de crecimiento del sistema Colón se consultó con
los pronósticos de potencia a largo plazo de la corporación, los cuales son
datos calculados con valores registrados por OPSIS (oficina principal del
sistema interconectado) y validados en el grupo de demanda. Periodo 1980 –
2006.
Es necesario advertir que probablemente acontecimientos futuros,
relacionados con los cambios tanto en el marco de políticas
macroeconómicas nacionales como en los que atañen directamente al sector
eléctrico, pueden modificar las relaciones estructurales que afectan la
demanda, haciendo esta sensible a los cambios en los factores considerados
determinantes de su comportamiento.
La metodología que se aplicó permite visualizar las tendencias de la
demanda en un horizonte de 20 años, en la tabla Nº A1.3 (apéndice 1), se
observan los pronósticos de potencia en un escenario bajo y alto, registrando
la tasa de crecimiento.
Pronósticos de Potencia Neta (MW)
Escenario Bajo
0
20
40
60
80
100
120
140
160
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
0
2
4
6
8
10
12
14
MW
% Crec.
Figura N°27 Pronósticos de Potencia Neta (MW) Escenario Bajo

68. 55
Pronósticos de Potencia Neta (MW)
Escenario Alto
0
50
100
150
200
250
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
0
2
4
6
8
10
12
14
MW
% Crec.
Figura N°28 Pronósticos de Potencia Neta (MW) Escenario Alto
Con los valores de potencia para los próximos 20 años, se calculó la tasa de
crecimiento anual, tabla N° A1.3 (apéndice 1); y se calculó un promedio o
una media de la tasa de crecimiento para el sistema Colón, como lo muestra
la tabla N° 4.
Tabla N° 4 Tasa de crecimiento promedio para el periodo 2005-2024
Escenario Bajo
% Crec. 3.82
Escenario Alto
% Crec. 5.45
3.5 ANÁLISIS DE LA PROYECCIÓN DE DEMANDA
Con la capacidad instalada, el valor promedio de consumo y la tasa de
crecimiento establecida para cada transformador instalado por circuito, se
realizó el cálculo de los años a los cuales los transformadores se encuentren
sobrecargados.
( )N
ON CrecDD %1* += (2.26)

69. 56
Donde:
DN = Capacidad nominal del banco de Transformadores a n años
DO = Consumo promedio del transformador o del banco de Transformadores.
%Crec = Taza de Crecimiento en %
N = números de años
Despejando los años;
( )CrecLn
D
D
Ln
N O
N
%1+
⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛
=
(2.27)
Se utilizó la ecuación número (2.27) para calcular el tiempo al que los
transformadores del sistema Colón se encuentran sobrecargados. Los
cálculos se realizaron por circuito, usando los datos obtenidos del análisis
de la cantidad de suscriptores.
Del resultado de este análisis se diseñaron dos herramientas las cuales se
presentan en la sección 3.6.
3.6 HERRAMIENTAS DISEÑADAS EN EXCEL®
3.6.1 Transformadores Instalados del Sistema Colón
De los resultados obtenidos con el cálculo anterior (número de años) y del
análisis de los transformadores instalados, se diseñó una herramienta, un
documento en Excel® con la proyección a veinte años de todos los
transformadores del sistema Colón, divididos por circuito.

70. 57
La herramienta “Transformadores Instalados del Sistema Colón” también
contiene el número del transformador, los datos de capacidad, suscriptores,
consumo promedio al mes en Kwh, y el consumo en kVA.
Para calcular el consumo en kVA se utilizó el criterio de conversión
estipulado en el artículo 22 de la gaceta oficial Nº 37415 (anexo Nº 4).
La proyección se calculó según la tasa de crecimiento promedio estimadas
en la tabla N° 8, tanto en un escenario bajo como en un escenario alto como
se muestra en la figura N° 29.
Figura N°29. Herramienta de transformadores instalados en el Sistema Colón
3.6.2 Medidores Instalados del Sistema Colón
Del análisis y estudio de los datos, se diseñó la herramienta de consulta
“Medidores Instalados del Sistema Colón”, con la finalidad de obtener la

71. 58
dirección especifica de referencia de los transformadores, la UBT donde se
encuentra montado el medidor, el consumo promedio del suscriptor y el tipo
de suscriptor, según la tabla N° A1.4 (apéndice 1), clasificación del SAP.
Para el cálculo de los kVA consumidos al mes por cada suscriptor se utilizó
del mismo modo el criterio estipulado en el artículo 22 antes mencionado.
Figura N°30. Herramienta de los medidores instalados del sistema Colón.
Dentro del proceso de estudio y del análisis de coincidencia de datos de los
sistemas operativos BDI y SAP existe un desfase de cantidad de medidores,
por lo tanto, se trabajó con los datos obtenidos producto de este análisis de
coincidencia. Los medidores que no aparecen dentro la base de datos de
estas herramientas son el resultado de la diferencia.

72. 59
3.7 ESTUDIO DE CONFIABILIDAD EN LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN
DE BAJA TENSION DEL SISTEMA COLÓN
El estudio de confiabilidad del sistema de distribución se realizó para conocer
que tan óptimo es el servicio eléctrico prestado, en función de la cantidad de
reclamos técnicos por motivo de la red de distribución en baja tensión del
sistema Colón. Los datos necesarios, para él calculo de la tasa de falla,
como la tasa de reparación, se obtuvieron del análisis realizado
anteriormente, y los kilómetros de las líneas de distribución de cada circuito.
Ver tabla Nº5
Tabla N°5 Kilómetros instalados en las redes de distribución
CIRCUITO km
CATATUMBO 105
REDOMA (CATATUMBO) 90,508
4 ESQUINAS 60,329
ENCONTRADOS 46
CASIGUA 42
MORALITO 40
SANTA CRUZ (COLON) 35,15
GUAYABO 32,157
VALDERRAMA 31
CANITOS 25
SANTA BARBARA 4,33
LECHERIA 4,08
SAN CARLOS 3,2
TOTAL 518,754
Para la cantidad de fallas registradas en un año y el tiempo promedio de
atención de cada tipo de falla, se estudiaron las primeras causas según el
diagrama de Pareto, y se realizó un análisis a través de los datos que
suministra el PEGASUS, los resultados se muestran a continuación en la
tabla Nº 6

73. 60
Tabla N° 6 Cantidad de fallas y tiempo promedio de reparación.
CAUSA
Cantidad de
fallas
Tiempo
promedio
ELEMENTOS DE RED BT 410 1:48:40
TX QUEMADO 109 2:33:47
MEDIDOR QUEMADO 103 2:18:08
FALLA INTERNA 63 2:20:07
Como es necesario conocer la cantidad de elementos que están expuestos a
fallas, se tabularon los transformadores instalados en el sistema Colón, así
como los medidores que representarían la cantidad de suscriptores
asociados.
Tabla N°7 Cantidad de transformadores y Medidores instalados
CIRCUITO CANT DE TX CANTIDAD DE MEDIDORES
4 ESQUINAS 1887 7374
MORALITO 1464 5459
ENCONTRADOS 788 4426
CAÑITOS 721 3521
REDOMA (CATATUMBO) 686 3069
CASIGUA 567 3017
CATATUMBO 523 2859
GUAYABO 494 2536
SANTA CRUZ (COLON) 476 2323
SANTA BARBARA 387 939
SAN CARLOS 239 845
LECHERIA 148 717
VALDERRAMA 136 611
TOTAL DE TX 8516 37696
Como los elementos o causas de fallas en los sistemas de distribución de
baja tensión, dependen de la longitud de las líneas instaladas en el sistema,
se realizó una generalización del sistema Colón, para él calculo de los