Sistema computacional para el cálculo de indicadores de

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES
COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
SISTEMA COMPUTACIONAL PARA EL CÁLCULO DE INDICADORES DE
INDISPONIBILIDAD DE EQUIPOS DE ALTA TENSIÓN, EDC
Por:
Nanyuli Karina Romero Ascanio
INFORME DE PASANTÍA
Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar
como requisito parcial para optar al título de
Ingeniero Electricista
Sartenejas, Octubre de 2011
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES
COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
SISTEMA COMPUTACIONAL PARA EL CÁLCULO DE INDICADORES DE
INDISPONIBILIDAD DE EQUIPOS DE ALTA TENSIÓN, EDC
Por:
Nanyuli Karina Romero Ascanio
Realizado con la asesoría de:
TUTOR ACADÉMICO: Prof. Paulo De Oliveira.
TUTOR INDUSTRIAL: Ing. Antonio Rizzo.
INFORME DE PASANTÍA
Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar
como requisito parcial para optar al título de
Ingeniero Electricista
Sartenejas, Octubre de 2011
A mis padres
SISTEMA COMPUTACIONAL PARA EL CÁLCULO DE INDICADORES DE
INDISPONIBILIDAD DE EQUIPOS DE ALTA TENSIÓN, EDC
Por:
Nanyuli Karina Romero Ascanio
RESUMEN
En este trabajo se propone una herramienta computacional para generar índices, que
permitan realizar un análisis del sistema eléctrico de La Electricidad de Caracas (EDC) basado en
la confiabilidad del mismo. Para la realización de esta herramienta, se tomaron en cuenta los
registros existentes sobre los indicadores empleados en dicha empresa para evaluar el sistema,
además de la información histórica de los eventos ocurridos durante los últimos años; también se
estudió el proceso de almacenamiento de la data, lo cual era un problema para el sistema, ya que
se estaba recolectando la información de manera incorrecta, por lo que se propuso crear un
sistema capaz de permitir el ingreso de información clasificada para poder llevar a cabo el
análisis de la misma. La metodología presenta la estructura de la herramienta computacional para
el cálculo de indicadores y del nuevo sistema de captura de información. Luego de haber
construido dichos sistemas, se lograron realizar los análisis del sistema eléctrico de la EDC de
forma correcta, permitiendo direccionar efectivamente las estrategias de mantenimiento. Dichos
sistemas se encuentran hoy en día implementados y en uso en la EDC, siendo de gran utilidad
para la unidad de Ingeniería de Operaciones y Despacho de Carga, para evaluación del
desempeño del sistema.
iv
AGRADECIMIENTOS
A Dios todopoderoso, por darme salud para lograr el cumplimiento de esta meta.
A mi familia, mi Mamá, Papá y Hermana. Padres gracias por creer en mí, brindarme su apoyo
incondicional, darme consejos y realizar sacrificios para lograr llevarme a donde estoy ahora.
Adanel gracias por absolutamente todo, ser mi mejor amiga y ser tan colaboradora conmigo.
A todos aquellos que compartieron conmigo a lo largo de la carrera y me brindaron su apoyo en
los momentos más difíciles. A Carlos por estar conmigo en todo este recorrido, logrando siempre
ser esa persona que no me dejaba decaer jamás, sin importar las circunstancias.
Sr Antonio, gracias por brindarme la oportunidad y confiar en mí. Todos aquellos con los cuales
compartí en la EDC en especial a Danny, muchas gracias por el apoyo y ayudarme para que todo
saliera bien.
A todas las personas que contribuyeron de algún u otro modo en la realización de este trabajo.
v
ÍNDICE GENERAL
INTRODUCCIÓN................................................................................................................. 17
Antecedentes.................................................................................................................. 18
Justificación ................................................................................................................... 18
Alcance .......................................................................................................................... 18
Objetivos........................................................................................................................ 19
Organización del Trabajo .............................................................................................. 19
MARCO TEÓRICO............................................................................................................. 21
1.1 Causa de Indisponibilidad de Líneas ....................................................................... 25
1.2 Causas de la indisponibilidad de cables .................................................................. 26
1.3 Causas de la indisponibilidad en los transformadores............................................. 27
1.4 Ley Orgánica del Servicio y Sistema Eléctrico ....................................................... 28
1.5 Herramienta Computacional Empleada................................................................... 29
METODOLOGÍA
PARA
LA
CREACIÓN
DE
LA
HERRAMIENTA
COMPUTACIONAL PARA EL CÁLCULO DE INDICADORES ................................... 33
2.1 Metodología RUP .................................................................................................... 37
2.1.1 Inicio................................................................................................................. 37
2.1.2 Elaboración....................................................................................................... 38
vi
2.1.2.1 Clasificación de los Índices ....................................................................... 42
(i) Horas de indisponibilidad .............................................................................. 42
(ii) Número de Interrupciones............................................................................. 43
(iii) Tasa o porcentaje de indisponibilidad ......................................................... 43
(iv) Tiempo promedio de desconexión ............................................................... 44
(v) Número de interrupciones de línea o cables por kilómetro........................... 45
2.1.3 Construcción..................................................................................................... 45
2.1.4 Transición ......................................................................................................... 46
METODOLOGÍA PARA LA CREACIÓN DEL NUEVO SISTEMA DE CAPTURA DE
INFORMACIÓN DE LOS EVENTOS OCURRIDOS EN EL SISTEMA ELÉCTRICO DE
LA RED DE TRANSMISIÓN DE LA EDC ....................................................................... 48
3.1 Metodología RUP .................................................................................................... 49
3.1.1 Inicio................................................................................................................. 49
3.1.2 Elaboración....................................................................................................... 49
3.1.2.1 Clasificación de los Eventos...................................................................... 50
(i) Nota Interna (NI)............................................................................................ 50
(ii) Nota (NT)...................................................................................................... 51
(iii) Solicitud de Mantenimiento (T1)................................................................. 51
vii
(iv) Aviso Avería (T2) ........................................................................................ 51
(v) Descople (DA) .............................................................................................. 51
(vi) Acople (AC) ................................................................................................. 51
(vii) Sistema Interconectado (SI) ........................................................................ 52
(viii) Eventos del Sistema (ES)........................................................................... 52
(ix) Sobre Tiempo (ST)....................................................................................... 52
(x) Resumen de Quemadores a petróleo en ampliación Tacoa (CQ) ................. 52
(xi) Resumen de Suministro de Gas (CG) .......................................................... 52
(xii) Racionamiento de Carga (BC) .................................................................... 52
(xiii) Limitación de Unidad Quemadora (LU).................................................... 53
(xiv) Paros (PR) .................................................................................................. 53
3.1.3 Construcción..................................................................................................... 53
3.1.4 Transición ......................................................................................................... 54
RESULTADOS.................................................................................................................... 55
4.1 Beneficios de la Herramienta Computacional para el Cálculo de Indicadores. ...... 55
4.2 Visualización de la Herramienta Computacional para el Cálculo de Indicadores. . 57
4.3 Beneficios del Sistema de Captura de Información de Eventos (SAOT)................ 57
4.4 Visualización del Sistema de Captura de Información de Eventos (SAOT)........... 60
viii
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................................................... 61
REFERENCIAS BIBLBIOGRÁFICAS ............................................................................... 64
Definiciones ......................................................................................................................... 66
INDICADORES
QUE
MANEJA
LA
GERENCIA
DE
DISTRIBUCIÓN
Y
TRANSMISIÓN .................................................................................................................. 69
B.1 Gerencia Operativa de Transmisión ....................................................................... 69
B.1.1 Ingeniería de Operaciones. .............................................................................. 69
B.1.2 Centro de Control de Operaciones (CCO) ....................................................... 71
B.1.3 Paros Programados. ......................................................................................... 73
B.2 Gerencia de Distribución ........................................................................................ 74
B.2.1 Control de Gestión y Contrataciones. .............................................................. 74
B.2.2 Regiones (Este, Eleggua) ................................................................................. 75
INDICADORES CIER, INDISPONIBILIDAD DE EQUIPOS.......................................... 78
C.1 Horas de indisponibilidad ....................................................................................... 78
C.2 Número de Interrupciones ...................................................................................... 81
C.3 Tasa o porcentaje de indisponibilidad .................................................................... 83
C.4 Tiempo promedio de desconexión .......................................................................... 86
C.5 Número de interrupciones de línea o cables por kilómetro .................................... 88
ix
CLASIFICACIÓN DE LOS EVENTOS EN EL SISTEMA DE CAPTURA DE
INFORMACIÓN ................................................................................................................. 90
D.1 Nota Interna (NI) .................................................................................................... 90
D.2 Nota (NT) ............................................................................................................... 90
D.3 Solicitud de Mantenimiento (T1) ........................................................................... 91
D.4 Aviso Avería (T2)................................................................................................... 92
D.5 Descople (DA) ........................................................................................................ 93
D.6 Acople (AC) ........................................................................................................... 94
D.7 Sistema Interconectado (SI).................................................................................... 95
D.8 Eventos del Sistema (ES) ....................................................................................... 96
D.9 Sobre Tiempo (ST) ................................................................................................. 96
D.10 Resumen de Quemadores a petróleo en ampliación Tacoa (CQ) ......................... 97
D.11 Resumen de Suministro de Gas (CG)................................................................... 98
D.12 Racionamiento de Carga (BC).............................................................................. 98
D.13 Limitación de Unidad Quemadora (LU) .............................................................. 99
D.14 Paros (PR)........................................................................................................... 100
HERRAMIENTA COMPUTACIONAL PARA EL CÁLCULO DE INDICADORES ... 102
x
SISTEMA
COMPUTACIONAL
PARA
EL
CALCULO
DE
CAPTURA
DE
INFORMACIÓN ............................................................................................................... 111
xi
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 3.1 Clasificación de los equipos .................................................................................. 38
Tabla 3.2. Indicadores actuales según el equipo ................................................................... 39
Tabla 3.3 Nuevos indicadores según el equipo ..................................................................... 40
Tabla 3.4 Clasificación de los indicadores ............................................................................ 41
xii
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2.1 Tiempo de operación del equipo en relación con la tasa de fallas....................... 24
xiii
LISTA DE ABREVIATURAS
AC
-
Acople
BC
-
Racionamiento de Carga
CG
-
Resumen de Suministro de Gas
CQ
-
Resumen de Quemadores a petróleo en ampliación Tacoa
DA
-
Desacople
DMDF
-
Duración media de la desconexión forzada
DMDP
-
Duración media de la desconexión programada
ES
-
Eventos del Sistema
HI
-
Horas de Indisponibilidad
HIA
-
Horas de Indisponibilidad Asociada
HIP
-
Horas de Indisponibilidad Propia
HS
-
Horas en Servicio
IF
-
Indisponibilidad forzada total
IFA
-
Indisponibilidad forzada asociado
IFE
-
Indisponibilidad forzada en el equipo
IITF
-
Índice de indisponibilidad total forzada
xiv
IITP
-
Índice de indisponibilidad total programada
IO
-
Indisponibilidad operacional
IP
-
Indisponibilidad programada total
IPA
-
Indisponibilidad programada asociado
IPE
-
Indisponibilidad programada en el equipo
LU
-
Limitación de Unidad Quemadora
MW
-
Mega Vatios.
NF100km
-
Número de fallas en 100Km de línea
NI
-
Nota Interna
NIkmLA
-
Número de interrupciones por km de línea, Asociado
NIkmLP
-
Número de interrupciones por km de línea, Propio
NIkmLT
-
Número de interrupciones por km de línea, Total
NT
-
Nota
PR
-
Paros
SAOT
-
Sistema de Apoyo a Operaciones de Transmisión
SI
-
Sistema Interconectado
ST
-
Sobre Tiempo
S/P
-
Solicitud de Paro
xv
THIL
-
Número total de horas interrupción por km de línea
TIP
-
Tasa de indisponibilidad programada
TIF
-
Tasa de indisponibilidad forzada
TPDA
-
Tiempo promedio desconexiones Asociado
TPDE
-
Tiempo promedio desconexiones Equipo
TPDhT
-
Tiempo promedio desconexión, Total
TPF
-
Tiempo promedio de fallas
T1
-
Solicitud de Mantenimiento
T2
-
Aviso Avería
xvi
17
INTRODUCCIÓN
En los sistemas eléctricos existen distintos tipos de inconvenientes que ponen en riesgo la
operación de los mismos, lo cual acarrea una serie de indisponibilidad en los equipos que
conforman la red eléctrica, afectando la capacidad de garantizar la disponibilidad del servicio.
Para lograr definir un plan óptimo de mantenimiento de los equipos que conforman el sistema de
transmisión, es necesario estudiar el comportamiento de los mismos, no solo estimando el
comportamiento futuro de los equipos si no evaluando los índices de disponibilidad, que permiten
estudiar la situación actual de los componentes con respecto a los eventos diarios ocurridos en el
sistema de transmisión.
En este trabajo se presenta el estudio realizado para la obtención de los datos y el correcto
proceso para el cálculo de los índices de disponibilidad, que genera Ingeniería de Operaciones y
las unidades de mantenimiento para hacer control y seguimiento del desempeño de los equipos en
la Electricidad de Caracas, los cuales tienen el fin de estudiar el comportamiento de los equipos
de Transmisión y a partir de ello tomar decisiones.
El objetivo principal de este estudio es desarrollar un herramienta computacional que resuelva el
problema de incongruencias en la información con respecto a la disponibilidad de los equipos del
sistema eléctrico de la Electricidad de Caracas, para lograr una adecuada toma de decisiones con
el fin de mejorar la calidad de servicio que ofrecen a los usuarios.
Ya que la solución a los problemas que presentan los indicadores de confiabilidad van más allá
de la herramienta computacional, se desarrolla un sistema que permite la captura confiable de la
información para el cálculo de indicadores, debido a eso se diseña una base datos con la
clasificación de los eventos correspondientes al sistema de transmisión de la Electricidad de
Caracas, para lograr crear un nuevo sistema que genere nuevos indicadores y resuelva los
inconvenientes existentes.
El problema es resuelto con la herramienta computacional en conjunto con el sistema de captura
de información de los eventos ocurridos diariamente, siendo estos utilizados actualmente para la
18
obtención de índices de disponibilidad de los equipos del sistema eléctrico de transmisión de la
Electricidad de Caracas y para guiar el mantenimiento de los equipos de dicho sistema.
Antecedentes
Anteriores estudios sobre la disponibilidad de los equipos que conforman el sistema y la calidad
de servicio, han demostrado la importancia de llevar un registro ordenada sobre la información
histórica del comportamiento del sistema eléctrico, para poder representar el funcionamiento en
índices que permitan realizar un análisis de dicha información de manera eficaz y rápida.
Debido a lo explicado anteriormente, se realizó una herramienta que permitiera generar índices
para facilitar el trabajo de los analistas del sistema eléctrico de La Electricidad de Caracas, sin
embargo, debido a la manera errónea de registrar la información, trajo como consecuencia
problemas en los análisis del comportamiento de la red de transmisión.
Justificación
Con la elaboración de este trabajo, se responde a la necesidad manifestada expresamente por la
Unidad de Ingeniería de Operaciones, para lograr conocer el comportamiento del sistema
mediante índices de indisponibilidad de equipos, ya que los mismos se estaban calculando
erróneamente y presentaba resultados incongruentes, por lo que debían ser calculados
manualmente.
En virtud de lo anterior, el presente proyecto se justifica en la propuesta de solventar la
problemática que presenta la institución mediante la elaboración de un nuevo sistema, que
describa correctamente las características de los eventos que ocurren en el sistema eléctrico y una
herramienta que determine los índices de indisponibilidad de los equipos que conforman la red de
transmisión.
Alcance
19
Mediante la elaboración del presente proyecto, se persigue mejorar la toma de decisiones
referentes al mantenimiento de los equipos de la red de Transmisión de la Electricidad de
Caracas, para apoyar los procesos de gestión que impactan en la mejora del desempeño del
sistema y por ende a la disponibilidad de los equipos que integran el mismo. Además de reducir
las horas hombres dedicadas a este cálculo y disminuir la posibilidad de incurrir en errores
humanos durante el proceso y de esta manera facilitar el análisis de la información que describe
el comportamiento de los elementos del sistema a las personas de Ingeniería de Operaciones.
Objetivos
Los objetivos específicos a desarrollar en este trabajo de grado son:
1.- Desarrollar una herramienta computacional que calcule los índices de indisponibilidad de
equipos de manera adecuada, con la información limitada de los eventos que se posee
actualmente en La Electricidad de Caracas.
2.- Diseñar una base de datos, para un sistema que permita la recopilación de información
necesaria sobre cada uno de los eventos diarios que ocurren en la red de transmisión del sistema
eléctrico de La Electricidad de Caracas, con la finalidad de obtener nuevos indicadores, para que
sumados a los índices existentes hasta ahora, direccionen el mantenimiento y las decisiones que
se tomen sobre los equipos de la red.
Organización del Trabajo
A continuación se presenta la estructura establecida para la organización del presente libro.
En el Capítulo 1 se describe la empresa para conocer los beneficiados directamente con el
proyecto.
En el Capítulo 2 se presenta el marco teórico usado para lograr diseñar el sistema que recopila la
información.
20
En el Capítulo 3 se muestra la metodología aplicada en este trabajo, describiendo las fases para la
creación de la herramienta computacional, las cuales son inicio, elaboración, construcción y
transición.
En el Capítulo 4, se describe la metodología usada para el diseño del nuevo sistema de captura de
información, además define los parámetros que se usarán para el mismo.
En el Capítulo 5, se presenta los resultados obtenidos con la creación de los nuevos sistemas y las
utilidades que presentaran, haciendo notar la importancia del mismo.
Finalmente se presentan las conclusiones y recomendaciones y anexos que permitan
complementar la información descrita a lo largo del trabajo.
CAPÍTULO 1
MARCO TEÓRICO
En este capítulo se desarrollarán los conceptos necesarios para lograr la realización del proyecto.
Es elemental que un sistema eléctrico logre suministrar energía a todos los usuarios, es decir
logre suplir la demanda y ello es importante que se consiga de la manera más económica. Dicha
economía está vinculada a la seguridad y calidad de servicio del sistema.
La seguridad del sistema engloba la compra, instalación y mantenimiento de equipos que generen
confianza en el sistema (interruptores, relés, diferenciales, etc), esto ocasiona un gasto que se
debe asumir y aunque por afán ahorrativo no se considerará indispensable su colocación, las
normas nos recordarán que nunca podemos prescindir de ellos, además de ser la respuesta
dinámica del sistema ante perturbaciones a las cuales es expuesto. De igual manera sucede con el
gasto que se produce para brindar calidad de servicio, cuyo desembolso económico es lógico ya
que no valdría la pena tener un gasto mínimo si de forma repetitiva se produjeran cortes de
servicio. [1][2]
La confiabilidad del sistema se evalúa por medio de la continuidad y calidad de servicio junto
con otros aspectos importantes como planear, diseñar, controlar, operar y mantener un sistema
eléctrico. Es imposible que exista un sistema 100% confiable. En condiciones en las cuales,
aumentar la confiabilidad se traduce en la adquisición de más y mejores equipos que representan
una inversión importante en el sector que no siempre es posible realizar. [3]
Existen diferentes técnicas que han sido desarrolladas para resolver y satisfacer el dilema entre el
aspecto económico y las limitantes para alcanzar y estudiar la confiabilidad del sistema. Dos de
estos métodos son los siguientes:
Deterministico, el cual ha sido poco a poco remplazado por el método probabilistico debido a que
este no tiene en cuenta la probabilidad de cada una de las contingencias, ni puede tener en cuenta
todas ellas, es decir, que los resultados de un análisis de este tipo pueden llevar a operar el
22
sistema en un punto con un costo adicional importante para poder cubrir la probabilidad de que
un evento muy poco probable ocurra. Sin embargo, el método probabilistico tiene en cuenta la
aleatoriedad natural de los fallos del sistema. La teoría de probabilidad es una herramienta
extremadamente útil para poder analizar el comportamiento futuro de un sistema, si se conoce su
funcionamiento interno y se tienen suficientes datos históricos de la fiabilidad de sus
componentes.[2]
Cualquier tentativa de realizar una evaluación cuantitativa de la calidad del sistema,
infaliblemente conduce a un examen de disponibilidad de datos y que los mismos cumplan con
las exigencias de los datos necesarios para apoyar tales estudios. [3]
Si no se posee la data exigida para la realizar la evaluación de calidad del sistema, la recolección
de información válida y útil resulta costosa, pero debe reconocerse que luego al pasar el tiempo
presenta más desventajas que acarrean un gasto mayor por no recolectarla.[3]
En términos conceptuales la recolección de data puede ser por dos razones:
 Evaluación del comportamiento pasado
 Estudiar el comportamiento futuro del sistema.
En los estudios del comportamiento futuro, es esencial transformar las experiencias pasadas en
pronósticos de requerimientos futuros. Data consistente es esencial para crear modelos relevantes
confiables, técnicas y ecuaciones. [3]
1) Para facilitar el direccionamiento del mantenimiento con los datos relativos al desempeño
de los equipos, en cuanto a la calidad de servicio del sistema eléctrico como un todo, para
cada nivel de voltaje y área de operaciones.
2) Proveer datos para comparaciones del funcionamiento del sistema eléctrico entre las
compañías.
23
3) Proveer bases para compañías individuales para establecer criterios de servicios comunes.
Este criterio puede ser usado como sistema maestro de funcionamiento y para evaluar
políticas generales, practicas, estándares y diseños.
4) Proveer datos para analizar y determinar la confiabilidad del servicio que se brinda en un
área (geográfica, política, operacional, etc) para lograr determinar cómo los diferentes factores
de diseños, entornos, métodos de mantenimientos y operación afectan el desempeño.
5) Proveer confiabilidad histórica de circuitos individuales para discutir con los usuarios y
futuros usuarios.
6) Para identificar subestaciones y circuitos que su funcionamiento esté por debajo de el
funcionamiento estándar y atender las causas.
7) Para obtener las óptimas mejoras a menor costo, mantenimiento y operación de un equipo
o planta en especifico.
8) Proveer mejoras en los datos necesarios para los estudios de confiabilidad y probabilidad.
El propósito es determinar el diseño, operación y mantenimiento para proveer una óptima
confiabilidad al menor costo, además para usar esta información para predecir el
funcionamiento futuro de las disposiciones del sistema en generación, transmisión y
distribución.
9) Para proveer a los cuerpos de regulación la información del comportamiento del sistema,
para comparar los records de funcionamiento.
Es evidente que la indisponibilidad de los equipos de la red de transmisión está de alguna manera
relacionada, ya que es inversamente proporcional con la confiabilidad del sistema, al depender la
confiabilidad de la suficiencia y seguridad del sistema.
Ya que cualquier sistema eléctrico está expuesto a las contingencias asociadas a las fallas, es
importante estudiar las características de cada una de ellas (causas y consecuencias), con la
24
finalidad de mantenerlas controladas, tratando de minimizar todas aquellas con consecuencias
graves, porque se sabe que es imposible evitarlas completamente.
Muchas de las fallas se deben a problemas con los equipos que conforman el sistema eléctrico, es
por eso que el funcionamiento del equipo está íntimamente relacionado con la cantidad de fallas
del mismo, es decir, a mayor cantidad de fallas es indicativo que el equipo está en su período de
envejecimiento o necesita mantenimiento y a menos fallas se considera que el equipo está en su
optimo funcionamiento, como se puede observar en la Figura 1.1.
Figura 1.1 Tiempo de operación del equipo en relación con la tasa de fallas
Es por este motivo que es importante recolectar data para adquirir información histórica, con lo
cual se mantiene un control estadístico, siendo esta una herramienta que permite medir la
efectividad del mantenimiento y confiabilidad de los equipos, detectando problemas para asignar
mejor los recursos.
La información recolectada debe reflejar y responder a los factores que afectan la confiabilidad
del sistema y permitir ser modelada y analizada. Esto significa que la data debe ser relacionada a
los dos principales procesos que envuelven el comportamiento de un equipo, llamados fracaso y
25
restauración de los procesos. Al decidir cual información va a ser recolectada, se debe tomar la
decisión en base a los factores que tienen impactos en el sistema.[3]
La calidad de la información y por lo tanto la confianza que es puesta ella claramente depende de
la exactitud e integridad de la información recopilada en la operación y mantenimiento personal.
Es por eso lo esencial que es el futuro uso de la data y la importancia que pude jugar después en
el desarrollo del sistema. La calidad de los índices estadísticos también depende de cómo la data
es procesada, como se vincula y la edad de la data almacenada.[3]
Para obtener una buena selección de índices, que permitan la correcta toma de decisiones se debe
medir todo aquello que es posible de controlar y tiene impacto sobre la calidad de servicio. Cada
evento provee importante información del estado de los equipos, por lo tanto, eligiendo
adecuadamente índices que detectan problemas inherentes al mantenimiento, se puede tener un
adecuado control en la gestión usando la estadística como realimentación positiva del proceso de
mejora.
Debido a que la red eléctrica de transmisión de La Electricidad de Caracas no posee información
histórica suficiente ni adecuada para realizar estudios de los componentes del sistema, se procede
a evaluar la información que debe ser necesaria para direccionar el mantenimiento de los mismos.
1.1 Causa de Indisponibilidad de Líneas
Las líneas al estar expuestas al medio ambiente tienen una probabilidad alta de fallar, es por esto
que se considera que es uno de los elementos con mayores índices de indisponibilidad en el
sistema eléctrico de transmisión, las causas de las fallas se pueden clasificar de cuatro maneras
distintas.
Descargas Atmosférica
Las descargas atmosféricas producen sobretensiones en las líneas y a su vez en los equipos de la
subestación, capaces de perforar el aislamiento y/o el deterioro del equipo de patio e inclusive el
26
de control y protección. Son producidas por el medio ambiente. Existen zonas de alto nivel
ceráunico donde se presentan con mayor frecuencia. El nivel ceráunico representa el número de
días al año en los que se presentan tormentas que involucran descargas eléctricas. [4]
Vegetación
La vegetación es un factor importante cuando se habla de líneas de transmisión, ya que las
mismas al estar expuestas al medio ambiente aumentan su posibilidad de que por contacto de un
árbol produzca una falla monofásica. Por otra parte también se conoce que algunos casos de falla
se deben a los incendios de la maleza, el incendio logra flamear la línea y esta a su vez rompe con
la rigidez dieléctrica del aire provocando una falla de línea a tierra.
Humanos
Los errores humanos en ciertas oportunidades son causantes de la indisponibilidad de algún
elemento (en este caso las líneas de transmisión) del sistema de Trasmisión bien sea por errores
del personal de operaciones o de mantenimiento entre otros.
Otros
Incluye todos aquellos factores que no sean descargas atmosféricas, vegetación y humanos que
ocasionen la indisponibilidad de una línea, como por ejemplo accidentes de tránsito que dañen un
poste y afecten la línea, animales perdidos en el lugar incorrecto, hurto de material del que está
compuesta la línea, defecto de material, entre otros.
1.2 Causas de la indisponibilidad de cables
Los cables son menos propensos a fallar ya que no están expuestos al ambiente como los
transformadores y líneas, además presentan un aislante alrededor del conductor para evitar el
contacto con los elementos como tuberías, paredes entre otros que los rodean. La causas de fallas
de este elemento se especificar a continuación.
Sobrevoltaje y Sobrecorriente
27
Estas fallas en el sistema, pueden generar calentamiento en el conductor o en el aislamiento del
cable, ocasionando daño en el mismo, evitando cumplir su objetivo de transmitir energía de
manera más eficaz posible.
Humanos
Los errores humanos en ciertas oportunidades son causantes de la indisponibilidad de algún
elemento (en este caso los cables subterráneos) del sistema de trasmisión bien sea por errores del
personal de operaciones o de mantenimiento entre otros.
Otros
Incluye todos aquellos factores que no se hayan descrito anteriormente, que ocasionen la
indisponibilidad de un cable, como por ejemplo animales en los ductos que muerdan el
aislamiento, hurto del material del que está compuesto el cable, falla en empalmes, defecto de
material, entre otros.
1.3 Causas de la indisponibilidad en los transformadores.
Los transformadores al igual que las líneas están expuestos al ambiente y su probabilidad de
fallar aumenta. Las fallas que se producen en los transformadores dan lugar a fallas secundarias y
además terciarias, haciendo muy dificultoso el rastreo, sin embargo los registros de inspección de
los relés de protecciones, el mantenimiento y la inspección regular serán útiles para detectar la
causa exacta de las fallas.
Las fallas de un transformador se pueden clasificar de la siguiente manera:
Fallas internas
Algunas fallas internas en el transformador son reconocidas por no presentar una desconexión
instantánea, sin embargo al no detectarlas puede traer consecuencias graves. Las principales
fallas internas que se deben revelar cuando se realiza mantenimiento en el equipo son fallas en el
núcleo debido a desperfectos en el aislamiento entre sus láminas, además de fallas que se
ocasionan por ruptura en el aceite bien sea por partículas en suspensión o ruptura térmica.[5]
28
Fallas externas
Son causadas externas al transformador, entre ellas están, falla en el tanque, por fugas de aceite
en un empaque, válvula, cordón de soldadura, válvula de sobrepresión, termómetros, indicador
de nivel de aceite, defectos en los ventiladores de refrigeración forzada, relé Buchholz, salida de
los transformadores de corriente, contaminación, etc.
Humanos
Los errores humanos en ciertas oportunidades son causantes de la indisponibilidad de algún
elemento (en este caso los transformadores) del sistema de trasmisión bien sea por errores del
personal de operaciones o de mantenimiento entre otros.
Otros
Incluye todos aquellos factores que no se hayan descrito anteriormente, que ocasionen la
indisponibilidad de un transformador, como por ejemplo hurto del material del que está
compuesto el transformador, defecto del transformador, etc.
1.4 Ley Orgánica del Servicio y Sistema Eléctrico
Según la ley orgánica del servicio y sistema eléctrico que se rige nuestro país podemos conocer el
concepto de transmisión y algunos artículos que hablan sobre el plan de previsión de
contingencias además de plan de prevención y atención a desastre.[7]
Según dicha ley transmisión es una de las actividades del sistema eléctrico que consiste en el
transporte de electricidad desde los puntos de entrega de la generación hasta los puntos de
recepción de la red de distribución, mediante el uso de líneas, subestaciones y equipos necesarios
para la transformación y el control de los niveles de tensión, así como los equipos requeridos para
su operación y mantenimiento.[7]
Al transportar energía ocurren ciertos incidentes que pueden ocasionar una contingencia, lo cual
son reportados conjuntos con los eventos diarios que ocurren en el sistema de transmisión de La
Electricidad de Caracas, es por ello la importancia de la creación de un sistema de captura de
29
información que colabore en el cumplimiento de los artículos de la Ley Orgánica del Servicio y
Sistema Eléctrico, que se muestran a continuación
Plan de previsión de contingencias
Artículo 23. El Ministerio del Poder Popular con competencia en materia de energía
eléctrica, con el apoyo técnico del operador y prestador del servicio, elaborará el plan de
previsión de contingencias, con el fin de garantizar la seguridad del sistema y la continuidad del
servicio eléctrico, de acuerdo con el ordenamiento jurídico aplicable.
Contenido del plan de previsión de contingencias
Artículo 24. El plan de previsión de contingencias deberá contener al menos:
1. La determinación de los riesgos de accidentes e insuficiencias en la prestación del
servicio eléctrico y los medios eficientes para su atención.
2. Las medidas y acciones de protección y seguridad integral del Sistema Eléctrico
Nacional.
3. El orden de prioridades en el suministro del servicio eléctrico, jerarquizando las
necesidades públicas.
Plan de prevención y atención de desastres
Artículo 25. El Ministerio del Poder Popular con competencia en materia de energía
eléctrica participará en la elaboración del plan correspondiente a la prevención y atención de
desastres, en coordinación con el órgano competente para su formulación, de acuerdo con el
ordenamiento jurídico aplicable.
1.5 Herramienta Computacional Empleada
Manejador de base de datos MySQL
30
MySQL es un sistema Usario/Servidor que consta de un servidor SQL multi-hilo, es decir,
soporta diferentes programas usuario y librerías, además posee un administrador de herramientas
y un programa de interfase.
Además es sistema de gestión de base de datos relacional, multi-hilo (realiza varias tareas
concurrentemente) y multiusuario (cumple simultáneamente las necesidades de dos o más
usuarios, que comparten mismos recursos.). La comunidad MySQL AB desarrolla MySQL como
software libre en un esquema de licenciamiento dual, donde, por un lado, lo ofrece bajo la GNU
GPL, pero para empresas que quieran incorporarlo en productos privativos pueden comprar a la
empresa una licencia que les permita ese uso.
Dicho sistema fue escrito en C++ y se destaca por su gran adaptación a diferentes entornos de
desarrollo, permitiendo su interacción con los lenguajes de programación más utilizados como
PHP, Perl y Java y su integración en distintos sistemas operativos.
Características

Completo soporte para cláusulas group by y order by, soporte de funciones de agrupación
 Completo soporte para operadores y funciones en cláusulas select y where.

Seguridad: ofrece un sistema de contraseñas y privilegios seguro mediante verificación
basada en el host y el tráfico de contraseñas está cifrado al conectarse a un servidor.

Soporta gran cantidad de datos. MySQL Server tiene bases de datos de hasta 50 millones
de registros.

Se permiten hasta 64 índices por tabla. Cada índice puede consistir desde 1 hasta 16
columnas. El máximo ancho de límite son 1000 bytes.

Soporte a multiplataforma

Procedimientos almacenados

Vistas actualizables

Soporte a VARCHAR

Información en esquema.

Usa GNU Automake, Autoconf, y Libtool para portabilidad

Uso de multi-hilos mediante hilos del kernel.
31
Manejador de base de datos Oracle
Es un manejador de base de datos relacional que hace uso de los recursos del
sistema informático en todas las arquitecturas de hardware, para garantizar su aprovechamiento al
máximo en ambientes cargados de información.
Es el conjunto de datos que proporciona la capacidad de almacenar y acudir a estos de forma
recurrente con un modelo definido como relacional. Además es una suite de productos que ofrece
una gran variedad de herramientas.
Es el mayor y más usado Sistema Manejador de Base de Dato Relacional (RDBMS) en el mundo.
La
Corporación
Oracle
ofrece
este
RDBMS
como
un
producto
incorporado
a
la línea de producción. Además incluye cuatro generaciones de desarrollo de aplicación,
herramientas de reportes y utilitarios.
Oracle corre en computadoras personales (PC), microcomputadoras, mainframes y computadoras
con procesamiento paralelo masivo. Soporta unos 17 idiomas, corre automáticamente en más de
80 arquitecturas de hardware y software distinto sin tener la necesidad de cambiar una sola línea
de código. Esto es porque más el 80% de los códigos internos de Oracle son iguales a los
establecidos en todas las plataformas de sistemas operativos.
PHP
PHP es un lenguaje de programación interpretado, diseñado originalmente para la creación de
páginas web dinámicas. Es usado principalmente en interpretación del lado del servidor (serverside scripting) pero actualmente puede ser utilizado desde una interfaz de línea de comandos o en
la creación de otros tipos de programas incluyendo aplicaciones con interfaz gráfica usando las
bibliotecas Qt o GTK+.
Características

Es un lenguaje multiplataforma, es decir que funciona en distintas plataformas (Microsoft
Windows, GNU/Linux y Mac OS X, entre otras)

Completamente orientado al desarrollo de aplicaciones web dinámicas con acceso a
información almacenada en una Base de Datos.
32

El código fuente escrito en PHP es invisible al navegador y al usuario ya que es el
servidor el que se encarga de ejecutar el código y enviar su resultado HTML al
navegador. Esto hace que la programación en PHP sea segura y confiable.

Capacidad de conexión con la mayoría de los motores de base de datos que se utilizan en
la actualidad, destaca su conectividad con MySQL y PostgreSQL.

Capacidad de expandir su potencial utilizando la enorme cantidad de módulos (llamados
ext's o extensiones).

Posee una amplia documentación en su página oficial, entre la cual se destaca que todas
las funciones del sistema están explicadas y ejemplificadas en un único archivo de ayuda.

Es libre, por lo que se presenta como una alternativa de fácil acceso para todos.

Biblioteca nativa de funciones sumamente amplia e incluida.

No requiere definición de tipos de variables aunque sus variables se pueden evaluar
también por el tipo que estén manejando en tiempo de ejecución.
CAPÍTULO 2
METODOLOGÍA PARA LA CREACIÓN DE LA HERRAMIENTA COMPUTACIONAL
PARA EL CÁLCULO DE INDICADORES
Debido a la necesidad existente de mejorar la calidad de servicio, se propuso desarrollar un
prototipo que incluyera nuevos indicadores de confiabilidad de transmisión y distribución, que
permitiese realizar el benchmarking con otras empresas de Latinoamérica y nos dieran una mejor
visión del comportamiento de la red y los distintos elementos que lo componen, a fin de
direccionar mejor las acciones de mantenimiento y las inversiones en la red.
Para llevarlo a cabo se realizó un levantamiento de información para detectar las necesidades de
las unidades de Operación, Mantenimiento y Planificación de Transmisión y Distribución de la
EDC, en los aspectos relacionados con los indicadores de calidad del servicio eléctrico y
confiabilidad de la red de Transmisión y Distribución. Se realizaron una serie de reuniones con
las diferentes unidades para conocer sobre la información que maneja cada una de ellas sobre el
sistema eléctrico de la EDC, las unidades entrevistadas fueron las siguientes:
Gerencia Operativa Transmisión
 Paros Programados
 Centro de Control de Operaciones (CCO)
 Despacho de Carga
 Ingeniería de Operaciones
Gerencia Operativa de Distribución
 Control de Gestión y Contrataciones
 Operación y Mantenimiento del Este
 Operación

y
Mantenimiento
del
Eleggua
34
Se estudió el proceso de obtención de indicadores de cada una de las unidades consultadas, es
decir, se conoció la información necesaria y el origen de la misma para generar dichos índices,
con el objetivo de realizar un estudio para lograr la unificación de las fuentes de información y de
esta manera, realizar una investigación tanto de distribución como de transmisión de manera
conjunta.
El proceso de obtención de data y generación de indicadores de Paros Programados, CCO,
Operación y Mantenimiento de Eleggua y Este y Control de Gestión de Operaciones, mostrados
en el ANEXO B, presentaba un orden y resultados lógicos en los índices que ellos generaban, lo
cual permitía trabajar sobre ellos para el estudio en conjunto.
Sin embargo, al entrevistar a la unidad de Ingeniería de Operaciones surge una serie de
inconvenientes ya que la información que ellos deben analizar es incongruente, presentan errores
en sus indicadores y está generando un falso comportamiento del sistema eléctrico, debido a esto,
los índices eran calculados manualmente, llegando a detenerse la producción y el análisis de los
mismos, impactando sobre la Gestión de la Unidad de Mantenimiento, la cual necesita de dichos
índices para tomar decisiones y para elaborar el presupuesto mensual de dicha unidad, la cual se
encarga de reparar los equipos o cambiarlos en caso de ser necesario.
Debido a que esta unidad presentaba problemas que involucraban la información que se requería
para cumplir con los objetivos antes planteados, se procedió a realizar una investigación más
profunda en el tema.
Se investigó qué la información que maneja Ingeniería de Operaciones sobre el sistema eléctrico
es aquella que le suministra el Despacho de Carga, el cual es el encargado por medio de los
Despachadores de registrar los eventos que ocurren en el sistema eléctrico.
Esta información es suministrada a través de dos sistemas, Bitácora y SIO.
Bitácora es un sistema usado a diario por los despachadores, siendo estos los que reciben la
información en el Despacho de Carga de la EDC y resumen los eventos ocurridos en el sistema
eléctrico, en el mismo se registran todos los eventos de falla y mantenimiento de los equipos de la
35
red (protecciones, interruptores, circuitos o subestaciones afectadas, carga afectada) así como
duración de una avería y sucesos importantes asociados a cualquier evento.
En la bitácora también se registran todos los trabajos programados (que se define como Solicitud
de Paro para EDC) que se efectúen en la red de Transmisión. El control de la ejecución de estos
trabajos queda asentado en la bitácora, incluyendo hora de comienzo y hora de finalización
(entrega de equipo al Despacho de Carga), además se incluye los diferentes estatus del paro entre
los cuales se pueden encontrar la especificación de la fecha y hora de vigencia, notificado,
entregado, terminado, cerrado y suspendido si así es el caso, en caso de este último estatus se
indica el motivo de la suspensión.
Por otro lado, el Sistema de Información de Operaciones (SIO) es un sistema el cual se encarga
de almacenar la data necesaria para solicitar un paro. Una solicitud de paro se refiere a cualquier
trabajo en equipos de la red de transmisión de la EDC o trabajos en el sistema de distribución o
del sistema interconectado que pudiesen afectar a equipos de la red de transmisión de la EDC y
que haya sido solicitada al Despacho de Carga generándose una forma 269.
Basándose en la información que se registra en SIO y Bitácora es posible la generación de índices
de indisponibilidad del equipo, los cuales se ven reflejados en un reporte llamado Reporte CIER,
debido a que contenía índices que se lograron acordar hace muchos años con la Comisión de
Integración Eléctrica Regional (CIER), la cual tiene como uno de sus objetivos lograr mayor
eficacia de las empresas del sector eléctrico y organismos gubernamentales en los países
miembros.
Luego de haber investigado el proceso, se procedió a investigar en profundidad sobre los
problemas que presentaban, entre los cuales se presentaron los siguientes:
En el Reporte CIER :
 Horas de indisponibilidad de equipos mayores a las reales.
 Equipos sin horas de indisponibilidad, aunque realmente se encontraban fuera de servicio.
Limitantes:
36
 Limitación en la búsqueda de información histórica de los eventos ocurridos en el sistema
de transmisión;
 Imposible realizar estudios estadísticos para obtener análisis adecuados y conocer el
comportamiento del sistema;
 Déficit en el cálculo de indicadores de Indisponibilidad de Equipos debido a paradas
programadas o forzadas (Reporte CIER);
 El cálculo de indicadores está limitado, obligando al usuario a restringir su período de
estudio a meses completos consecutivos en un año común;
 Es obligatorio generar un archivo Excel para poder obtener los indicadores;
 La obtención de los indicadores acarrea cantidad de horas de trabajo elevadas, para poder
cumplir con el objetivo de analizar dicha data por las distintas unidades.
Debido a esta serie de errores y limitantes que se presentaban, se investigó sobre la causa que los
generaba, entre los cuales se encontraron las siguientes:
 Repetición de eventos, debido a esto se duplican las horas de indisponibilidad de los
equipos y por esto las horas de indisponibilidad son mayores a las reales.
 Desorden en la captura de eventos en el sistema Bitácora, lo que ocasiona muchas horas
de trabajo para tratar de ordenarlo
 Debido al desorden es imposible realizar búsquedas rápidas y por ende impide la
realización de estadísticas ya que la información no se encuentra ordenada en un sistema.
Al encontrar dichas causas se plantea revisar el sistema actual para lograr resolver esos
inconvenientes y proseguir con el objetivo, sin embargo, al involucrarse con el sistema, se logró
conocer que la programación del módulo anterior no es estructurada, lo que hace difícil las
correcciones y mejoras en el mismo, siendo imposible manejar dicho código sin afectar el
funcionamiento del sistema.
Debido a esto, la solución que se planteó fue crear una herramienta computacional, que permita a
partir de la data (información de eventos) actual que se encuentra desordenada y es obtenida
diariamente por el Despacho de Carga, el cálculo de indicadores de indisponibilidad de equipos
del sistema de transmisión, teniendo en cuenta todos los errores que son cometidos en el ingreso
37
de la información y lograr de esta manera solventar el problema que acarrea la decisión de
paralizar el reporte para otras unidades.
2.1 Metodología RUP
La metodología Proceso Racional Unificado (RUP) es un proceso que define claramente quién,
cómo, cuándo y qué debe hacerse; además su enfoque está basado en modelos que utiliza un
lenguaje bien definido.
La metodología usada para desarrollar una herramienta computacional que permita la captura de
la información y el cálculo de los indicadores requeridos, es la metodología RUP.
El desarrollo se llevará a cabo en base a 4 fases que determinará una estructura organizativa de
los avances del proyecto, dichas fases son:
 Inicio
 Elaboración
 Construcción
 Transición
2.1.1 Inicio
Surge la necesidad de la obtención del reporte que muestra los indicadores de indisponibilidad de
equipos para conocer el estado de confiabilidad del sistema eléctrico de la EDC, dicho reporte
envuelve a la Gerencia Operativa de Transmisión, involucrando a Despacho de Carga e
Ingeniería de Operaciones los cuales pertenecen a Operación de la Red.
Las gerencias mencionadas anteriormente fueron una de las fuentes de búsqueda para realizar el
levantamiento de información y conocer cuáles eran los requerimientos con respecto a los
38
índices que informan sobre la calidad y confiabilidad del sistema eléctrico, y los errores que se
muestran en el sistema actual.
2.1.2 Elaboración
En esta etapa, se establece qué información contendrá el reporte que genera la herramienta
computacional. Dicho reporte maneja la indisponibilidad de los equipos del sistema, como lo son
los transformadores, líneas y cables.
Estos elementos estudiados se encuentran subclasificados, según su nivel de tensión y relación de
transformación, esta clasificación se muestra en la Tabla 2.1
Tabla 2.1 Clasificación de los equipos
Transformadores
Líneas
Cables
Transformadores 230 kV /69kV
Líneas 230kV
Cables 69kV
Transformadores 69 kV /30 kV
Líneas 69kV
Cables 30kV
Transformadores 69 kV /12,47 kV
Líneas 30kV
Transformadores 69 kV /8,3 kV
Transformadores 69 kV /4,8 kV
Transformadores 30 kV /4,8 kV
Transformadores 30 kV /8,3 kV
Transformadores 30 kV /12,47 kV
Transformadores 12,47 kV /4,8 kV
Transformadores de Carga Concentrada
Luego de haber establecido los elementos, se clasifican los indicadores usados actualmente de
acuerdo al equipo en estudio. En la Tabla 2.2 se muestran las siglas de los indicadores, la
explicación de cada uno de ellos se encuentra en el ANEXO C.
39
Tabla 2.2. Indicadores actuales según el equipo
Transformadores
NIPE
Líneas
NIPE
Cables
NIPE
HIPE
HIPE
HIPE
IPE
IPE
IPE
NIPA
NIPA
NIPA
HIPA
HIPA
HIPA
IPA
IPA
IPA
NIP
NIP
NIP
HIP
HIP
HIP
IP
IP
IP
NIFE
NIFE
NIFE
HIFE
HIFE
HIFE
IFE
IFE
IFE
NIFA
NIFA
NIFA
HIFA
HIFA
HIFA
IFA
IFA
IFA
NIF
NIF
NIF
HIF
HIF
HIF
IF
IF
IF
HI
HIE
HIE
IO
HIA
HIA
IITP
HI
HI
IITF
NIkmLE
NIkmLE
DMDP
NIkmLA
NIkmLA
DMDF
NIkmLT
NIkmLT
TIP
HIkmL
HIkmL
TIF
TPDE
TPDE
TPDE
TPDA
TPDA
TPDA
TPDT
TPDT
NF100km
NF100km
40
TPF
TPF
Teniendo en cuenta las limitaciones que se tenían con la información histórica de los eventos, se
realizó una investigación para conocer que otros índices se podían calcular con la data actual
disponible. Dicha investigación resultó lo siguientes índices, en la Tabla 2.3 se muestran las
siglas de los nuevos indicadores, la explicación más profunda de cada uno de ellos se encuentra
en el ANEXO C:
Tabla 2.3 Nuevos indicadores según el equipo
Transformadores
Líneas
Cables
HIE
HIE
HIE
HIA
HIA
HIA
IFE
IFE
IFE
IFA
IFA
IFA
IPE
IPE
IPE
IPA
IPA
IPA
TPDE
IITP
IITP
TPDA
IITF
IITF
TPDT
TIP
TIP
HS
TIF
TIF
DMDP
DMDP
HS
HS
Los nuevos índices propuestos son importantes, ya que permiten al analista diferenciar las horas
de indisponibilidad por su causa, es decir, si la desconexión fue debido a falla o mantenimiento
preventivo del equipo en estudio se ve reflejado en los índices IFE o IPE, por otro lado si la
41
conexión del sistema obliga al elemento en estudio a desconectarse porque un equipo cercano
asociado falló o necesita ser desconectado ya que se está realizando mantenimiento al mismo,
esto indica que es una desconexión por causa asociada, y lo mismo se refleja es los índices IFA o
IPA.
Por otro lado, los índices que estudian los tiempos promedios (TPDE, TPDA), se destacan ya que
les permite tener un aproximado de cuánto tiempo dura cada falla en caso de ser programado
saber si los mantenimientos se están realizando lo más rápido posible o no y si es por falla
conocer si se está arreglando la falla con la mayor brevedad posible.
De igual manera la cantidad de horas en servicio (HS) le permiten razonar rápidamente a los
analistas, que tan bueno ha sido el servicio que ha brindando cierto equipo y por ende el sistema
eléctrico, teniendo con este indicador un estilo de resumen, para una revisión rápida.
Inicialmente es relevante conocer que existen indicadores de acuerdo al tipo de desconexión que
generó la indisponibilidad en el equipo. Los tipos de desconexiones son dos, programada y
forzada. Esta clasificación en los índices es importante ya que permite diferenciar si un elemento
ha estado fuera de servicio por mantenimiento preventivo o porque no ha estado funcionando
adecuadamente.
La Tabla 2.4 muestra la clasificación de todos los índices, ya que no solo se clasifican por el tipo
de elemento que estudian.
Tabla 2.4 Clasificación de los indicadores
Tasa o
Tiempo
Número de interrupciones
Horas
Número de
porcentaje de promedio de
de línea o cables por
indisponibles interrupciones indisponibilidad desconexión
kilómetro de línea
HIPE
NIPE
IPE
DMDP
NIkmLP
HIPA
NIPA
IPA
DMDF/TPF
NIkmLA
HIP
NIP
IP
TPDE
NIkmLT
HIFE
NIFE
IITP
TPDA
NF100km
HIFA
NIFA
TIP
TPDT
HIF
NIF
IFE
42
HI
IFA
IO
IF
HIE
IITF
HIA
TIF
HS
HIkmL
A continuación se presentan las ecuaciones generales de los indicadores clasificados que
permiten el análisis de los equipos, en cuanto a su funcionamiento en un período de tiempo dado.
Si se requiere más detalle de cada uno de los índices que se muestran en las tablas anteriores, ver
el ANEXO C.
2.1.2.1 Clasificación de los Índices
(i)
Horas de indisponibilidad

Horas de Indisponibilidad: Horas en las cuales el equipo línea, cable o
transformador se encuentra fuera de servicio, bien sea por causa programada o
forzada; propia o asociada.
Este tipo de indicador permite conocer la gravedad del equipo, en cuanto a su
indisponibilidad, destacando cuál de ellos presenta mayor cantidad de horas fuera de
servicio y de esta manera enfatizar el estudio de mantenimiento o reparación en dichos
equipos.
2.1

Número total de horas interrupción por km de línea (HIkmL): Es la cantidad de
horas indisponibles por cada kilómetro de línea o cable fallado.
43
Este indicador permite conocer un aproximado sobre cuantas horas fuera de servicio
acarrea cada kilómetro de línea y de acuerdo a la longitud de cada línea robustecer el
mantenimiento en dichas líneas que se encuentran fuera de servicio.
2.2
(ii)
Número de Interrupciones

Número de Interrupciones: Cantidad de interrupciones en las cuales el equipo línea,
cable o transformador se encuentra fuera de servicio por causa programada o forzada;
propia o asociada.
Luego de conocer cual equipo tiene mayor cantidad de horas indisponibles, la
cantidad de interrupciones permite conocer si la cantidad de horas son por muchas
desconexiones en el equipo o en un equipo asociado al equipo en estudio o por otra
parte se debe a una falla relevante que permitió la desconexión prolongada del equipo
afectando esto a la probabilidad de que el sistema se mantenga estable.
2.3
(iii)
Tasa o porcentaje de indisponibilidad
Este tipo de indicadores permite conocer la relación de la horas indisponibles con respecto a
otra cantidad de horas útiles para el analista, para lograr de esta manera conocer como están
distribuidas dichas horas fuera de servicio del equipo.

Indisponibilidad: Es el porcentaje de la indisponibilidad originada por el
cumplimiento de un programa específico. Se calcula dividiendo las horas de
44
indisponibilidad programada o forzada (propia o asociada) entre la multiplicación de
el número de elementos activos que tengan las mismas características del equipo en
estudio (nivel de tensión, relación de trasformación, tipo de elemento) y la horas de
estudios, este cociente se multiplica por 100 para obtener el porcentaje.
2.4

Índice de indisponibilidad total: Indicé que muestra la relación entre las horas de
indisponibilidad programada o forzada de un equipo y las horas de indisponibilidad
totales del mismo.
2.5

Tasa de indisponibilidad: Es la tasa que representa la relación entre las horas de
indisponibilidad programada o forzada de un transformador y la suma de las horas en
servicio más las horas de indisponibilidad programada o forzada.
2.6
(iv)
Tiempo promedio de desconexión

Duración media de la desconexión: Tiempo promedio de duración de la desconexión
programada o forzada de un transformador, el cual es el cociente de las horas de
45
indisponibilidad programada o forzada del transformador en estudio y el número de
desconexiones programadas o forzadas del mismo.
Este tipo de indicador permite conocer la duración promedio de una desconexión y
por ende estudiar si el tiempo de reparación no es tan rápido como debería, bien sea
por las diferentes causas que pueden existir por ejemplo lejanía de la subestación,
poco personal, entre otras y conocido esto buscar la forma para disminuir dichos
tiempo y mejorar la disponibilidad de los equipos que conforman el sistema.
2.7
(v)
Número de interrupciones de línea o cables por kilómetro

Número de interrupciones por km de línea: Indica la relación entre el número de
desconexiones causadas por falla o mantenimiento de la línea o cable en estudio o
asociado y su longitud.
Este tipo de indicador permite conocer cuantas interrupciones por kilómetro de línea
existen y así conocer cuál de ellas presenta mayor interrupción tomando en cuenta el
kilometraje de cada cable o línea.
2.8
2.1.3 Construcción
Luego que se estableció la información que debía contener el reporte, se investigó cual era la
manera más adecuada para presentar los indicadores. Debido a que en el antiguo sistema se debe
generar un archivo Excel el cual tarda un tiempo considerable en culminar su creación, para
46
simplemente obtener un valor específico, se consideró que esa no era la manera adecuada, ya que
no era eficaz obligar al usuario a generar un archivo en el cual sólo le interesa un porcentaje
mínimo de la información que allí se muestra, es por esto, que se pensó en agilizar el proceso
mediante la visualización de la información en una página web, la cual se genera en un tiempo
más corto y presenta la opción de crear un archivo Excel en el caso de que los usuarios así lo
deseen, para efecto de documentar los informes.
Por otra parte, se evaluó la cantidad de información que debía poseer cada solicitud de
indicadores por medio de la pagina web, y debido a que para realizar un estudio lo ideal sería que
no existiese limitantes en la información, es por ello, que la cantidad de horas de estudio es
ilimitada, lo cual se elige por medio de la selección de intervalos de fechas mediante un
calendario JavaScript, para reducir al mínimo los tiempos de consultas del usuario y facilitándole
el proceso, obteniendo de esta manera hacer una investigación completa y tomar decisiones
correctas, dicho calendario se puede ver en el ANEXO E.
Se decidió utilizar PHP para la programación de la misma ya que siguiendo la política del Estado
Venezolano se debe usar Software Libre, puesto que el mismo es una alternativa segura,
confiable y barata en la Administración Pública y en los diferentes estratos del sector productivo
público y privado, así mismo es un lenguaje de programación muy usado, lo que permite la
revisión y cambios del sistema con facilidad en un futuro, para la mejora del mismo. Es
importante tener en cuenta que la información para la obtención de los indicadores será extraída
de una base de datos en MySQL.
Se realizó un esfuerzo para lograr un rápido auto aprendizaje de este lenguaje, ya que no se
poseía el conocimiento para trabajar con el mismo, de igual manera sucede con la base de datos
MySQL la cual era importante manejar para lograr encontrar la data que se necesita para la
realización de la herramienta.
2.1.4 Transición
Luego de crear el sistema se procede a asociarlo a un link, para que tanto el personal de
Ingeniería de Operaciones, Despacho de Carga y otras unidades interesadas en la información
que se genera en el mismo, puedan ingresar y obtener los indicadores de la data actualizada.
47
La herramienta computacional se puede visualizar en el siguiente link:
http://sigp:90/cier
Luego que el sistema se colocó en producción y ha sido manejado por las personas interesadas en
el mismo, es importante resaltar los cambios que se lograron con este sistema, los cuales se
pueden mencionar a continuación:
 Con el nuevo sistema no se presentan incongruencias en las horas de indisponibilidad de
los equipos, siendo esto lo primordial en los resultados obtenidos de cualquier estudio ya
que los mismos son necesarios para analizar el sistema eléctrico, y en base a dichos
análisis tomar decisiones relevantes.
 Anteriormente se dedicaba una gran cantidad de horas hombres para generar indicadores,
debido a que se debían calcular manualmente, teniendo en cuenta el riesgo por error
humano que esto conlleva, es por esto, que tratando de disminuir las probabilidades de
errores era indispensable revisar cada una de la data allí mostrada, para verificar que se
calcularon correctamente, este trabajo de varias semanas, era para cumplir con un
requerimiento en especifico; en caso de ser exigido otro reporte, se debía esperar que las
personas terminaran el reporte anterior añadiéndole el tiempo que requería la obtención de
la nueva solicitud, sin embargo con la herramienta computacional creada, es posible
adquirir dichos índices en cuestión de segundos, permitiendo la eficacia en el trabajo de
todos aquellos que necesiten dicha información.
 Con la creación de la página web, se le presenta al usuario opciones de ver el reporte en
Excel o en la página web, es decir permite a otras unidades acceder al sistema y de esta
manera generar los índices sin necesidad de depender de la persona encargada de los
mismos, en otras palabras, no es necesaria la disponibilidad del encargado para atender a
dicho requerimiento, el cual sea necesario para lograr solucionar alguna discusión o para
tomar una decisión. De igual manera, el reporte Excel es necesario para documentar la
información en caso de que la exija algún otro ente público, y el mismo se ofrece en la
página web para sus diferentes fines.
CAPÍTULO 3
METODOLOGÍA PARA LA CREACIÓN DEL NUEVO SISTEMA DE CAPTURA DE
INFORMACIÓN DE LOS EVENTOS OCURRIDOS EN EL SISTEMA ELÉCTRICO DE
LA RED DE TRANSMISIÓN DE LA EDC
Al lograr solventar el problema y poner en producción la herramienta computacional descrita
anteriormente, la cual trae como mejora, reiniciar el proceso de generación de índices, debido a
las incongruencias que se presentaba. Se investiga por medio de reuniones con el Despacho de
Carga e Ingeniería de Operaciones, sobre las demás limitantes que no se pudieron eliminar con la
herramienta computacional, y surgieron las siguientes:
 La imposibilidad de buscar información con rapidez, lo cual retrasa el trabajo de los
despachadores
 Duplicación de información.
 No se presenta una cronología en los eventos que estén relacionados.
 Imposible realizar estudios estadísticos
para conocer de manera más exacta el
comportamiento del sistema.
Al trabajar con el sistema anterior e investigar todos los inconvenientes que tiene, surge la
necesidad de ordenar la información de los eventos que diariamente ingresan los Despachadores,
los cuales realizan un trabajo valorado ya que deben actuar con mucha eficacia y rapidez.
Debido a esto se presenta como solución, brindarle a los Despachadores un nuevo sistema
computacional que no genere una nueva tarea al Despachador, si no, una herramienta que permita
realizar su trabajo como lo han hecho todo este tiempo, pero agregándole una serie de
información importante para analizar y que permita la captura fácil, rápida y de manera ordenada,
de la información necesaria para poder realizar las estadísticas, que permitan el estudio de la
disponibilidad del sistema por parte de las personas de Ingeniería de Operaciones.
49
3.1 Metodología RUP
Se escoge dicha metodología para la realización del nuevo sistema de captura de información, ya
que fue utilizada para la herramienta computacional y define los pasos a seguir de manera
ordenada y correcta.
3.1.1 Inicio
Se realizaron una serie de reuniones con Despacho de Carga para conocer y documentar en vivo
el proceso de ingreso de información de los eventos que ocurren en el sistema, además de
escuchar las sugerencias para lograr más eficacia en el mismo.
De igual manera se realizaron reuniones con el personal de Ingeniería de Operaciones, para
conocer qué información necesitan, además de estar al tanto de que información sería útil
conseguir para lograr tener suficiente información para estudiar la confiabilidad del sistema.
Los puntos más resaltantes fueron los siguientes:
 El personal que trabaja en el Despacho de Carga considera el sistema actual muy
ineficiente, debido a que no pueden manejarlo con facilidad ni rapidez, ya que tiene
muchas restricciones.
 Los Despachadores se ven obligados a colocar información que no es del todo cierta,
cuando reportan el evento.
 Las personas de Ingeniería de Operaciones necesitan realizar estadísticas con mayor
facilidad y eficacia.
Se recopiló la información para cumplir con las exigencias del usuario el cual tiene como
objetivo, brindar a los analistas la información suficiente y correcta para el estudio de la
confiabilidad del sistema eléctrico. Motivados por esto, se nombró al Sistema de Captura de
Información como Sistema de Apoyo a Ingeniería de Operaciones de Transmisión (SAOT), el
cual además se integrará con otros sistemas ya realizados.
3.1.2 Elaboración
50
De acuerdo a los establecido en las reuniones, se procede a revisar el historial de la bitácora, la
cual es un sistema que presenta todo la información que escriben los Despachadores sobre los
eventos del sistema, con el fin de elaborar un esquema en común sobre cada uno de los eventos
que ocurren, para poder filtrar la información que almacenan los Despachadores, teniendo como
objetivo lograr un orden y permitir las estadísticas en un futuro.
Basados en la investigación de causa de fallas de los equipos y los factores importantes a la hora
de dirigir el mantenimiento, de acuerdo a los distintos tipos de eventos que suceden en el sistema
de transmisión, es posible clasificarlos de la siguiente manera:
 Nota Interna (NI)
 Nota (NT)
 Solicitud de Mantenimiento (T1)
 Aviso Avería (T2)
 Desacople (DA)
 Acople (AC)
 Sistema Interconectado (SI)
 Eventos del Sistema (ES)
 Sobre Tiempo (ST)
 Resumen de Quemadores a petróleo en ampliación Tacoa (CQ)
 Resumen de Suministro de Gas (CG)
 Racionamiento de Carga (BC)
 Limitación de Unidad Quemadora (LU)
 Paros (PR)
De acuerdo a su clasificación, presentan diferentes tipos de detalles, los cuales se muestran a
continuación:
3.1.2.1 Clasificación de los Eventos
(i)
Nota Interna (NI)
51
Este evento hace referencias a sucesos correspondientes al despacho como por ejemplo cambio o
ausencia de alguno de los despachadores, o alguna otra información relevante que sea útil para
llevar un control sobre quien está a cargo en el momento que ocurra una falla.
(ii)
Nota (NT)
Hace referencia a comentarios de un evento cualquiera (avería, sobre tiempo, solicitud de
mantenimiento, etc), resaltando el equipo afectado en la subestación en la que se encuentra,
además se describe quien informa dicha característica del evento y en cuenta de quien esta ese
suceso (persona líder encargada del grupo al cual pertenece el elemento).
(iii)
Solicitud de Mantenimiento (T1)
Evento en el cual un equipo dispara pero queda indisponible un período de tiempo menor a 3
minutos, lo cual amerita una revisión del mismo para conocer el motivo y otra información
necesaria que se pueda obtener con la examinación del mismo para tener un estudio de su
funcionamiento.
(iv)
Aviso Avería (T2)
Evento en el cual un equipo dispara y queda desconectado, lo cual ocasiona un tiempo de
interrupción mayor, ya que se debe conocer la falla para luego repararla en el tiempo más rápido
posible, dicho tiempo es variable debido a la magnitud de la avería y el mismo afecta de esta
manera los índices de indisponibilidad del equipo en estudio.
(v)
Descople (DA)
En este evento es importante conocer la unidad de generación de la cual se está haciendo
referencia, de igual manera a que complejo generador pertenece y la causa que generó el
desacople de la misma o el disparo de la unidad.
(vi)
Acople (AC)
52
Este evento es aquel en el cual se sincroniza la máquina de generación en sesenta ciclos y se
cierra el interruptor para lograr el acople.
(vii)
Sistema Interconectado (SI)
Este evento es el encargado de describir sucesos que ocurren en la red de transmisión conectada
con Brasil y Colombia, siendo importante registrar este evento ya que controla la importación o
exportación de MW.
(viii) Eventos del Sistema (ES)
Describe los eventos del sistema que tengan que ver con el cambio de frecuencia, la pérdida de
carga, tensiones afectadas en el sistema y la activación de luces de falla en algún equipo.
(ix)
Sobre Tiempo (ST)
Evento en el cual existe una labor que dura más tiempo de lo previsto, lo cual implica un trabajo
de sobretiempo y se maneja para llevar el control del tiempo extra del planificado que estuvo en
reparación el equipo en estudio.
(x)
Resumen de Quemadores a petróleo en ampliación Tacoa (CQ)
Dicho evento se registra ya que se quiere conocer cuánto petróleo se está quemando, dicho
evento no presenta relación con los índices de indisponibilidad pero es un requisito exigido por el
Despacho de Carga.
(xi)
Resumen de Suministro de Gas (CG)
De igual manera que el evento anterior, se solicita dicha información ya que se quiere conocer
cuánto gas se está suministrando, dicho evento no presenta relación con los índices de
indisponibilidad pero es un requisito exigido por el Despacho de Carga.
(xii)
Racionamiento de Carga (BC)
Evento en el cual se limita el servicio a una cantidad de usuarios por una razón especifica.
53
Para conocer la gravedad del evento es importante estar al tanto del intervalo de tiempo, la
cantidad de carga y la causa que ocasionó la limitación del suministro de energía, con el fin de
evitar dicho racionamiento a los usuarios en futuras oportunidades.
(xiii) Limitación de Unidad Quemadora (LU)
Debido a que en ocasiones las unidades de generación presentan restricciones, se debe estar al
tanto el intervalo de tiempo en el cual la unidad se encuentra limitada, esto se conoce disponiendo
de la fecha y hora del inicio y fin de dicha condición, además es importante saber el motivo por el
cual ocurre dicha salvedad y la cantidad de energía que es limitada por el motivo anterior.
(xiv)
Paros (PR)
El paro es una solicitud que se realiza con la finalidad de desconectar un equipo por el motivo
que allí se indique, la idea de reportar con tiempo la necesidad de una interrupción, es tratar en lo
posible de evitar la mayor cantidad de desconexiones en el sistema, mediante una coordinación
de las mismas, con el propósito de realizar varios trabajos necesarios en la red en una sola
interrupción.
Evento en el cual se actualiza los estatus de la solicitud del paro, para conocer si el proceso de
estudio para lograr la desconexión continua o por algún motivo se paralizó dicha tarea, la cual se
especifica en el estatus suspendido; dicho estatus es importante conocerlo para luego corregir la
causa de la cancelación de la solicitud y realizar el paro en otro momento cuando no se tenga
ninguna limitante.
Es relevante, el seguimiento del proceso de realización del paro ya que actualmente este trabajo
es el que permite conocer los índices de indisponibilidad de equipo y continuará apoyando a la
captura de información para el cálculo de los mismos.
3.1.3 Construcción
Se logró diseñar la base de datos mediante lo expuesto en el ANEXO D; por otra parte la interfaz
del sistema es elaborada por ingenieros de sistemas que se encontraban laborando en base al
54
sistema anterior que presentaba errores, debido a que lograr el manejo correcto de dicho sistema
fue imposible, dichos ingenieros gracias a las soluciones propuestas se encuentran apoyando el
nuevo sistema, para lograr un mejor estudio de la disponibilidad de los equipos del sistema
eléctrico.
Al diseñar el contenido del sistema, se procede a investigar, cual lenguaje de programación se
debía utilizar, se optó por PHP, pero a diferencia de la herramienta computacional este nuevo
sistema usará una base de datos en Oracle, ya que la finalidad de solucionar este problema es
acercarnos más al objetivo principal el cual consiste en realizar una herramienta común para el
sistema de transmisión y distribución, es por esto que la decisión se basó realizando un estudio
sobre la plataforma de operaciones de distribución, la cual tiene la mayoría de sus sistemas en
esta base de datos (Oracle) y como el objetivo es integrar todos los sistemas y además que
intercambien datos entre sí, todos deben tener el mismo manejador de base de datos.
Por otra parte, ya que al implantar el nuevo sistema en un futuro, se debe lograr obtener los
mismos indicadores con opción de nuevos indicadores, se decide migrar el código de la
herramienta computacional, la cual usaba MySQL como base de datos, a Oracle lo cual implica
investigar y aprender sobre esta base de datos, para obtener los resultados correctos.
3.1.4 Transición
Al crear el sistema, el personal de Ingeniería de Operaciones y Despacho de Carga podrá tener
acceso al mismo, reportar los eventos y lograr obtener los indicadores con la nueva información
que se ingrese, teniendo en cuenta que se debe realizar una migración de la información de los
eventos antes reportados para generar a partir del nuevo sistema (SAOT) los índices con la
información histórica.
CAPÍTULO 4
RESULTADOS
De acuerdo a lo establecido en la metodología se logró realizar e implementar la herramienta
computacional para el cálculo de indicadores de indisponibilidad de equipos, que pertenecen a la
red de transmisión de La Electricidad de Caracas.
Dicha herramienta consiste en una página web que solicita al usuario el intervalo de tiempo que
desea estudiar, para luego generar los índices que manejan la información sobre la
indisponibilidad de los equipos de manera eficaz, además de visualizar los indicadores por medio
de la web, se presenta la posibilidad de exportar un archivo Excel con la misma información que
se observa en dicha página, con la finalidad de facilitar a los usuarios el manejo de información y
permitirles realizar la documentación de estos reportes en caso de ser exigidos por otros entes
públicos.
La herramienta cumple con el objetivo de permitir el análisis respectivo del comportamiento de
los equipos y de igual manera permite investigar cómo afecta las indisponibilidades de los
equipos a la confiabilidad del sistema. De igual manera, gracias a esta herramienta es posible
llevar de alguna manera el control del sistema eléctrico de transmisión de La Electricidad de
Caracas, ya que antes por incongruencias en la información analizada, era imposible estudiar la
información que se recolectaba.
4.1 Beneficios de la Herramienta Computacional para el Cálculo de Indicadores.
La herramienta computacional logra solventar un problema en La Electricidad de Caracas, lo cual
representa un gran beneficio en su creación, tanto para las personas que analizan la información
que la herramienta ofrece como para todos aquellas unidades que necesitan este análisis para
elaborar presupuestos, entre otros planes para el mantenimiento de los equipos que integran el
sistema eléctrico.
56
Aunque se logró un gran beneficio con la creación de la herramienta que brindara la información
necesaria para conocer el comportamiento de los equipos, es importante mencionar que en la
realización de la misma, existieron limitantes que fueron consideradas, como es el caso de la
insuficiente información histórica, lo que ocasiona una imposibilidad al tratar de realizar un
estudio por medio de análisis probabilístico o estadístico relevante, por ejemplo mediante la
técnica de Monte Carlo.
Por otra parte, para lograr tomar decisiones correctas sobre cada uno de los equipos que integra la
red, es importante conocer toda la información posible del comportamiento del equipo en estudio,
es por esto que al agregar nuevos indicadores, se persigue la idea de brindar al analista mas
información para que logre de manera correcta guiar las decisiones para el mantenimiento o la
puesta en fuera de servicio de un equipo en particular.
Debido a estos objetivos se creó la herramienta computacional que presente los indicadores que
se llevaban anteriormente de manera correcta, es decir, se logró eliminar las incongruencias que
existían en la herramienta antigua y se agregó mayor información en el reporte con los
indicadores nuevos.
Se puede definir las mejoras de la creación de una nueva herramienta computacional, de la
siguiente manera:
 Se evita que la duplicación de los eventos afecte los indicadores, descartando el segundo
evento con características idénticas a uno reportado anteriormente; esto impide que se
realice mantenimiento a un equipo que no lo necesite y que aparentemente parecía que si
por la duplicación de horas de indisponibilidad que el sistema por error les cargaba.
 Se evita que los eventos con información difusa perturben los índices, es decir al no tener
establecida correctamente la información en el momento de la captura de la misma, se
presenta incongruencias a la hora de contabilizar horas de indisponibilidad o número de
fallas de cada equipo, con dicha herramienta es posible realizar una serie de filtros que no
permitan contabilizar eventos que sus descripción no sea lógica con la cronología de
tiempo.
 Al realizar una nueva herramienta que tenga en cuenta todas las debilidades que existen
cuando se registra cada uno de los eventos y trabaje de manera tal que se puedan generar
índices con registros correcto, esto ayuda a aumentar la confianza de los usuarios, con
respecto a los índices que allí se muestran.
57
 Gracias a que se filtran las incongruencias que se registran cuando se cargan los eventos
ocurridos diariamente, es posible ahora realizar un análisis correcto ya que la información
que genera es congruente y actualizada de acuerdo a los eventos que ocurran en la red de
transmisión.
 Es posible tomar apropiadas decisiones con respecto al mantenimiento, debido a que el
comportamiento de los equipos que se registran en los indicadores, es correcto y dichas
cifras representan el comportamiento real de los elementos que integran el sistema
eléctrico.
 Se logra una conveniente asignación de recursos financieros, al momento de establecer
prioridades en gastos de mantenimiento o nuevos equipos que requiera el sistema para
aumentar su calidad y eficiencia.
 Si se cumple con la correcta asignación de recursos financieros, será posible aumentar la
disponibilidad del sistema eléctrico, ya que se lleva un control sobre la indisponibilidad
de los equipos que lo componen, de igual manera se puede evaluar la continuidad y
calidad de servicio del mismo.
 Se logra generar indicadores para las diferentes unidades que los requieren, bien sea para
tomar decisiones o porque son solicitados por otros entes públicos, luego de estar dicha
actividad detenida aproximadamente más de 5 meses.
 Ya que la información se presenta por medio de una página web, dicha información puede
ser generada en cualquier momento de manera rápida, por cualquier unidad que lo
requiera, sin necesidad de depender de una persona que genere dichos índices, los revise y
luego lo envié a la unidad que lo solicitó. Por ejemplo, si en una reunión de
mantenimiento surge una discusión importante sobre un equipo en especifico, la
información del comportamiento del mismo en un período de tiempo establecido puede
ser generada en plena reunión.
4.2 Visualización de la Herramienta Computacional para el Cálculo de Indicadores.
La herramienta se puede visualizar por medio de una página web y con opción a un archivo
Excel, la interfaz de la misma se puede apreciar en el ANEXO E.
4.3 Beneficios del Sistema de Captura de Información de Eventos (SAOT)
58
La gran razón por la cual los métodos probabilísticos no han sido utilizados hoy en día es por la
falta de data histórica suficiente, por otro lado, en años anteriores se debía a la limitación en los
recursos computacionales, ausencia de técnicas realistas de confiabilidad, aversión al uso de
técnicas probabilísticas y la mala interpretación del significado de los criterios probabilísticos e
índices de riesgos.
Hoy en día, muchas empresas tienen bases de datos que permiten la captura de la data necesaria,
esto quiere decir que las facilidades computacionales han sido incrementadas y muchos
ingenieros y demás expertos han trabajado en la comprensión e investigación de las técnicas
probabilísticas.
Con la captura de información adecuada y ordenada, lo cual es una función del nuevo Sistema de
Apoyo a Operaciones de Transmisión (SAOT), se lograran realizar estudios que permitan
conocer la probabilidad de que algún equipo del sistema eléctrico de la red transmisión de La
Electricidad de Caracas falle y además esto permitirá direccionar las acciones de mantenimiento
si son necesarias o el cambio del equipo en caso de que se considere la mejor opción.
Se logrará eliminar el problema de no poseer data suficiente y lo que nos acarrea este
desconocimiento, debido a que el nuevo sistema tiene la capacidad de contabilizar diferentes
aspectos de los eventos que ocurren diariamente en el sistema eléctrico y son reportados en el
despacho de carga, los mismo son de gran utilidad ya que permite conocer información como se
muestra a continuación:
 Tiempos de indisponibilidad.
 Tiempo entre falla.
 Tiempos de reparación.
 Cantidad de fallas de acuerdo a su causa.
 Cantidad de actuaciones de las protecciones, clasificando por el tipo de protección que
actúe.
59
Con esto es posible realizar un estudio detallado del esquipo que se está investigando, ya que
gracias a esta información se conoce la causa de indisponibilidad del mismo y el comportamiento
de la actuación de las protecciones que protegen dicho elemento.
Al poseer suficiente información de los eventos ocurridos en el sistema eléctrico, en un intervalo
de tiempo mayor a 10 años, de manera correcta y ordenada, es posible realizar muchas técnicas
para el análisis de la data; una de ellas es conocer el modelo de probabilidad que mejor se
acomoda a cada uno de los elemento. Partiendo de la información registrada en todo el intervalo,
se puede obtener los modelos probabilísticos de los elementos, mediante un programa que a partir
de los datos históricos encuentra el modelo que mejor representa la información y así el problema
obtendrá mayor exactitud y estará acorde a la realidad. Por otra parte, se puede estudiar la técnica
de Montecarlo, ya que es un método de simulación que también incluye factores de probabilidad.
Entre otros de los beneficios que acarrea el nuevo Sistema de captura de información (SAOT) se
describen los siguientes:
 Se resolvió el problema repetición de eventos, ya que al controlar la manera en que se
registra la descripción de cada evento, se evita que se notifique dos eventos con la misma
descripción, lo cual ocasiona duplicación de tiempos de indisponibilidad y toma de
decisiones erróneas porque la información que se analiza es incorrecta.
 Se evitó el ingreso de información innecesaria y falsa, esto quiere decir que al no obligar a
los usuarios (Despachadores) a ingresar información que las personas de campo no le han
suministrado o que por el poco tiempo de ocurrido el evento no se puede conocer dicha
información se evita las suposiciones en las características de cada evento. De manera
similar ocurre cuando el despachador registra información extra que no es útil para un
análisis sobre el comportamiento de los equipos que conforman el sistema, es por esto que
con el nuevo sistema, se seleccionó la información necesaria para realizar estudios y
análisis sobre los equipos.
 Es posible la búsqueda rápida y fácil tanto para los Despachadores como el personal de
Ingeniera de Operaciones, es relevante el tema de búsqueda, ya que antes era imposible
realizar búsqueda de información sobre un equipo en especifico, es decir, si se quería
estudiar las causas de indisponibilidad de un equipo era imposible, para lograr de algún
60
modo este objetivo era necesario leer todos los registros diarios hasta lograr encontrar lo
que se desea, y esto dificultaba conocer si requería mantenimiento en un elemento en
especial, porque hacer un análisis de esta manera no permitía conocer el historial
completo del elemento, estos problemas son solucionados con un orden en el registro de
eventos, ayudando de esta manera a establecer parámetros en la búsqueda de información,
por causas, por fecha, por equipo, entre otras.
 Se conoce más sobre el comportamiento del sistema, a partir de la nueva información que
se solicita en el ingreso de un evento; al solicitar información que antes los
Despachadores y las personas que se encuentran en campo no consideraban importante,
esto ayuda a que exista mayor interés en los trabajadores y no olviden solicitar
información que puede ser suministrada en el momento que se registra el evento, logrando
de esta manera llevar un mejor control de la información que describen.
 La nueva información que se recopile y la manera en que se adquiera, en un futuro será
útil y permitirá lograr realizar estudios estadísticos avanzados, debido a la manera en que
se recopila la información.
 Al solventar la problemática de incongruencias en los eventos diarios registrados, es
posible llevar a cabo el proceso de investigación para lograr unificar los indicadores de
transmisión y distribución, para obedecer a lo que se describe en la nueva reestructuración
de Corpoelec, sobre la responsabilidad de las gerencias con respecto a los niveles de
voltaje y de esta manera poder realizar benckmarking con otras empresas de
Latinoamérica y nos den una mejor visión del comportamiento de la red y los distintos
elementos, a fin de direccionar mejor las acciones de mantenimiento y las inversiones en
la red.
4.4 Visualización del Sistema de Captura de Información de Eventos (SAOT)
Se puede apreciar cómo se visualiza la captura de información en el ANEXO F.
61
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
En este trabajo se planteó y resolvió un problema que acarreaba un análisis incorrecto de la
disponibilidad de los elementos que integran el sistema eléctrico de La Electricidad de Caracas,
debido a errores en el sistema actual, por registrar de manera incorrecta los eventos diarios del
sistema.
Para solventar este problema a corto plazo se creó una herramienta computacional que trabajara
con la descripción incompleta de los eventos diarios y con la insuficiente data que se ha adquirido
hasta ahora. De esta manera se desarrolló satisfactoriamente dicha herramienta que se encuentra
actualmente en producción, la misma presenta las siguientes características:
-
Genera los índices necesarios y solicitados por la unidad Ingeniería de Operaciones,
encargada del análisis de los eventos diarios ocurridos en el sistema y unidad de
Despacho de Carga, la cual registra dichos eventos y organiza las paradas que se solicitan,
de esta manera pueden realizar un trabajo eficiente, ya que los resultados que se obtienen
con el mismo son de gran utilidad.
-
Calcula correctamente los índices que se han estudiado a lo largo del tiempo, con la data
actualizada de los eventos que ocurren diariamente en el sistema, ya se conoce que dicha
data es limitada para cada registro y es por esto que no es posible conocer más índices que
permitan realizar un estudio más profundo, conociendo dichas limitaciones y aceptando
los errores que se cometen en la notificación de los eventos, se eliminan las
incongruencias que se presentan cuando se generan los indicadores y gracias a esto es
posible realizar dichos análisis de manera rápida y eficaz.
-
Plantea dos opciones para presentar los índices que describen el comportamiento de los
equipos, se puede mostrar en una página web para fácil consulta de cualquier unidad que
posea el link y de esta manera hacer más eficiente la adquisición de información por los
demás entes y de igual manera se puede generar dichos indicadores por medio de un
archivo Excel, que muestra la misma información de la página web y este archivo es de
utilidad para documentar estos reportes y brindar la información que requieran otros entes
62
públicos que no tengan acceso al link, el cual permite la generación de los reportes sin
límites en la cantidad de tiempo que se desee estudiar.
-
Se amplió el reporte en el cual se presentan los indicadores, aportando nuevos índices, que
permiten conocer más sobre el sistema y de esta manera se complementa el análisis de
disponibilidad de los equipos, estos nuevos índices fueron posibles teniendo en cuenta las
limitaciones que presenta la información que se registra en cada evento y estudiando la
data histórica de manera tal de poder adquirir mayor información de la misma y lograr
adquirir nuevos indicadores con el tipo de información registrada hasta la actualidad.
-
La herramienta computacional fue puesta en producción y esto reinicia la actividad de
presentar índices a las unidades que lo necesiten y que lograban analizar el sistema,
además de brindar una herramienta que genere información importante para dirigir las
técnicas de mantenimiento de los equipos que lo constituyen.
Se desarrolló satisfactoriamente un sistema que captura la información de los eventos del sistema
y resulta lo siguiente:
-
Logra capturar información de manera rápida y eficaz, esto es posible ya que la
información que se solicita está clasificada, evitando al usuario (Despachador) una tarea
extra a la habitual, es por esto que se agregó la solicitud de mayor información, la misma
debe ingresarse ordenadamente y evitando que la data que se registre presente
incongruencias sobre el comportamiento del equipo en estudio.
-
La información de los eventos fue clasificada de acuerdo a las fallas que puede tener cada
equipo del sistema o fallas a las cuales está expuesto un sistema eléctrico.
-
La manera en la cual se ingresa la información, fue estructurada pensando en el futuro, ya
que cuando se posea la suficiente data histórica sobre los eventos del sistema eléctrico,
sea posible realizar análisis estadísticos, mediante el método probabilista.
-
Es posible generar los índices anteriores, sin presentar errores en los resultados mostrados
en el reporte de la herramienta computacional, lo cual es de suma importancia ya que al
colocar en producción dicha herramienta, la misma podrá calcular los índices que se han
usado a lo largo del tiempo, sin tener que anexar otro trabajo extra a las personas de
Ingeniería de Operaciones ni las de Despacho de carga y además se podrán obtener
nuevos indicadores, lo cual es lo que se persigue con dicho sistema.
63
-
La generación de nuevos índices es relevante en este sistema, ya que es un objetivo que se
logrará cuando se haya registrado data suficiente para generar índices de acuerdo a la
causa o con respecto a las protecciones que actúan en cada evento, los mismos se podrán
ir expandiendo a medida que se obtenga información de los eventos y de esta manera se
podrá realizar comparaciones sobre cada aspecto del sistema de manera más específica.
Se presentaron los sistemas a las unidades respectivas y aprobaron su producción, con lo cual el
problema que existía se solucionó de manera exitosa, además de adicionar una mejora para el
estudio del sistema en un futuro a corto y largo plazo.
Existen algunas recomendaciones para lograr obtener mejor provecho del sistema, entre ellas se
encuentran las siguientes:
-
Automatizar la generación de los nuevos índices posibles de obtener, con la nueva data
que se ingrese al sistema, es decir, ya que no existía ninguna información sobre la nueva
clasificación de los eventos, cuando ya se tenga dichos registros establecer en el reporte
nuevos índices de interés por las diferentes unidades.
-
Realizar un análisis previo antes de realizar un cambio en el sistema, ya que este puede
modificar el funcionamiento del mismo ocasionando errores en los resultados de los
indicadores que genere.
-
Los registros históricos que se deben migrar para calcular los indicadores actuales y los
nuevos con el nuevo sistema, deben depurarse ya que muchos presentan errores y debido
a esto se han presentado una serie de complicaciones, es por esto que se recomienda
seleccionar a una persona capacitada que depure dicha data.
-
La nueva reestructuración de Corpoelec, indica que la red de voltaje menor a 69kV pasa a
ser responsabilidad de la gerencia de distribución, actualmente los indicadores se
encuentran clasificados de la siguiente manera: de 230kV hasta 30kV son índices de
transmisión y menores a 12,47kV son distribución, es relevante según lo descrito a lo
largo de este libro y lo que se puede apreciar en el ANEXO B, que los indicadores de
estas dos gerencias son distintos, es por esto que se recomienda un próximo trabajo de
investigación para lograr la congruencia con esta nueva estructura y de esta manera
realizar benchmarking con otras empresas de Latinoamérica.
64
REFERENCIAS BIBLBIOGRÁFICAS
[1] Mujual Rosas, Ramon M. Tecnología Eléctrica. Edición UPC.
[2] Juan Ravier Abbad. Calidad del servicio. Regulación y optimación de inversiones.
Madrid, 2000, pp 144-152.
[3] Hoang Pham. Handbook of Reliability Engineering. New Jersey, 2003, pp 544-562.
[4] Ramirez Castaño Samuel. Protección de Sistemas Eléctricos. Disponible en Internet:
http://www.telloingenieria.com/normas/Protecci%C3%B3n%20de%20Sistemas%20El%C3%
A9ctricos.pdf, consultado el 8 de Octubre de 2010.
[5] Libro de alta
[6] ABB. Manual de usuario. Operación y Mantenimiento de Transformadores de Potencia
[7] Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica. Ley Orgánica del Sistema y
Servicio Eléctrico.
[8] Lina Garces y Oscar Gomez. Análisis de Confiabilidad del Sistema de Transmisión
Regional Usando Simulación de Montecarlo. Pereira, 2003.
[9]
Procobre.
Confiabilidad
de
Sistemas
Eléctricos.
Disponible
en
Internet:
http://www.procobre.org/archivos/.../confiabilidad_sistemas_electricos.pdf, consultado el 21
de Septiembre de 2010.
[10] Noria. Proceso de Análisis Integral de Disponibilidad y Confiabilidad como Soporte para
el
Mejoramiento
Continuo
de
las
Empresas.
Disponible
en
Internet:
http://www.noria.com/sp/rwla/conferencias/mem/Paper%20Rosendo.pdf, consultado el 30 de
Septiembre de 2010.
[11] Carlos Zapata, Lina Garcés y Oscar Carmona. Modelamiento de componentes de
sistemas compuestos generación-transmisión para estudios de confiabilidad. Pereira, 2004.
[12] Allan Ronald, Billinton Roy. Reliability Evaluation of Power Systems. New York, 1996.
65
[13] Creus Sole, Antonio. “Fiabilidad y Seguridad”. Edición Marcombo.
[14] Maintenance-handbook of reliability engineering.
[15] Molina, Carlos. “Optimización del Costo de Mantenimiento Preventivo Centrado en
Confiabilidad para Equipos de un SEP”. Caracas, Venezuela 2011.
[16] Evaluación de la confiabilidad en el marco reestructurado de los sistemas eléctricos
competitivos, Juan Pablo Días Vera, Santiago de Chile, 2000, Pontificia Universidad Católica de
Chile, Escuela de Ingenieria.
66
ANEXO A
DEFINICIONES
CALIDAD DE SERVICIO: Se refiere a las condiciones (normalizadas) bajo las cuales
opera o debería operar el sistema de distribución; se refiere principalmente a los niveles de
tensión y frecuencia (a nivel de generación) permisibles de la red. Se han definido limitaciones de
las variaciones de tensión que puede tener el sistema en condiciones normales y en emergencia.
[13]
CONFIABILIDAD: A continuación se presentan diferentes definiciones:
“Se entiende por confiabilidad de un sistema a la probabilidad de que éste funcione
adecuadamente por un declarado período de tiempo, por lo general el periodo de tiempo se
denota por [0,y), mientras se encuentre sometido tanto a las condiciones normales de operación y
a las condiciones de emergencia (falla-contingencia) para las cuales está diseñado. Se refiere a la
continuidad del servicio eléctrico”. [14]
Según IEEE Standards “Habilidad para desempeñar una función específica bajo ciertas
condiciones por un determinado período de tiempo (general), probabilidad de que cierto equipo
opere sin fallas sobre un determinado período de tiempo”
DENSIDAD DE DESCARGAS: El número de descargas por Km cuadrado por año.
DESCONEXIONES FORZADAS: Se origina por medio de una falla y esta impide
continuar con la operación de uno o más sistemas, para ello es necesario recibir una rápida
respuesta de los elementos de protección para no ocasionar daños a los equipos.
DESCONEXIONES PROGRAMADAS: Son aquellas que se originan de forma prevista y
se realizan para hacer mantenimiento a los equipos y líneas de transmisión.
Clasificación de las desconexiones:
67
LÍNEA DE TRANSMISIÓN: Es el componente del sistema eléctrico que interconecta dos
estaciones transformadoras, delimitado por interruptores en ambos extremos o en uno cuando se
trate de una línea radial, pudiendo a través de derivaciones interconectar otras subestaciones.
Queda aclarado que el interruptor no forma parte de la línea de transmisión.
MANTENIMIENTO PREVENTIVO: El mantenimiento preventivo tiene por objetivo
eliminar (minimizar) el impacto del envejecimiento (desgaste) de partes y componentes. [15]
El objetivo es que enfocándose en el mantenimiento preventivo se reduzcan la periodicidad
del mantenimiento correctivo así como las horas fuera de servicio de la planta. Es decir, que
enfocándose en el mantenimiento preventivo se mejoren el mantenimiento correctivo y el
correcto funcionamiento aumentando las ganancias de la empresa.[15]
NIVELES CERÁUNICOS: Representan los días tormenta eléctrica al año de una localidad
geográfica determinada..
SEGURIDAD: Habilidad del Sistema Eléctrico de potencia para contrarestar o soportar
perturbaciones intempestivas, como cortocircuitos o pérdidas no anticipadas de componentes del
sistema.
68
SUFICIENCIA: Habilidad del Sistema Eléctrico para proveer la demanda agregada y los
requerimientos de energía de sus consumidores en todo instante, en consideración de las salidas,
tanto programadas como no programadas (razonablemente esperadas) de los elementos del
sistema. [16]
TIEMPO ENTRE FALLA: Es el tiempo desde que ocurre una falla hasta que inicia otra,
está compuesto por el tiempo de operación que se define como el tiempo de disponibilidad del
equipo o durante el cual se encuentra en servicio y el tiempo de indisponibilidad que precisa el
tiempo durante el cual se encuentra fuera de servicio el dispositivo estudiado.
m : Tiempo de operación.
r : Tiempo de indisponibilidad.
Ts : Tiempo entre falla.
69
ANEXO B
INDICADORES QUE MANEJA LA GERENCIA DE DISTRIBUCIÓN Y TRANSMISIÓN
Al realizar las reuniones con las distintas unidades, se estudió los indicadores que maneja la
gerencia de Distribución y Transmisión, además de conocer todo el proceso que implica la
obtención de dichos indicadores.
Por medio de este levantamiento de información se obtuvo lo siguiente:
B.1 Gerencia Operativa de Transmisión
La gerencia de transmisión debe garantizar un suministro eléctrico de calidad, seguro y rentable,
la EDC promueve el control y el seguimiento de las pérdidas técnicas del sistema de transmisión
a través de un proceso de mejora continua, además su misión es satisfacer las necesidades de
nuestros clientes, agregando valor a nuestros servicios.
B.1.1 Ingeniería de Operaciones.
Ingeniería de Operaciones es la encargada de realizar estudios técnicos y estadísticos, así como la
coordinación de acciones para apoyar procesos de toma de decisión operativa que soportan la
gestión de la Gerencia Operativa de Transmisión.
Sus funciones son:
 Generar y mantener las estadísticas de la GOT que soportan la operación del sistema
eléctrico de la EDC.
 Generar y mantener los indicadores de la GOT que apoyan los procesos de toma de
decisiones operativas.
 Realizar análisis de las estadísticas e indicadores relacionados con los procesos operativos
de la GOT que permitan adecuar la gestión.
70
 Realizar análisis de las fallas relevantes del sistema eléctrico de la EDC a fin de
identificar las causas de origen de los eventos y oportunidades de mejora.
 Realizar auditorías de la información operativa, proveniente de las unidades de la GOT y
de otras gerencias con el propósito de incorporarla en los procesos de generación de
reportes y realización de estudios.
 Realizar los estudios técnicos de la GOT del sistema eléctrico de la EDC que soporten la
operación.
 Realizar auditorías operativas de los procesos y productos de la GOT a fin de validar
respectivamente su cumplimiento y calidad.
 Representar a la EDC en el CNG en relación a los grupos de trabajo (estudios
operacionales, facturación y mediciones).
 Dar respuesta a los requerimientos de información provenientes de los entes internos
(Planificación Estratégica, Gerencias Operativas, Riesgo, PCP, entre otras) y externos
(organismos e instituciones del Sistema Eléctrico Nacional, como son el Ministerio del
Poder Popular para la Energía y Petróleo (MENPET), CNG y Fundación para el
Desarrollo del Servicio Eléctrico (FUNDELEC), entre otros).
Los indicadores de desconexión en el sistema de transmisión que maneja dicha unidad son los
siguientes:
 Indisponibilidad Forzada (IF)
 Indisponibilidad Programada (IP)
 Número de interrupciones por km de línea
 Número total de horas interrupción por km de línea (THIL)
 Tiempo promedio desconexión (TPDh)
 Indisponibilidad operacional (IO)
 Indisponibilidad forzada (IF)
 Índice de indisponibilidad total forzada (IITF)
 Duración media de la desconexión forzada (DMDF)
 Tasa de indisponibilidad forzada (TIF)
 Indisponibilidad programada (IP)
 Índice de indisponibilidad total programada (IITP)
71
 Duración media de la desconexión programada (DMDP)
 Tasa de indisponibilidad programada (TIP)
B.1.2 Centro de Control de Operaciones (CCO)
El Centro de Control de Operaciones controla y ejecuta las operaciones requeridas por la red de
Distribución de la EDC para garantizar la continuidad, confiabilidad y el restablecimiento del
suministro de energía eléctrica bajo condiciones de calidad, seguridad y ambiente.
Además entre sus funciones se encuentran las siguientes:
 Coordinar conjuntamente con los Equipos de Operación y Mantenimiento
de
Distribución y Transmisión la aplicación de los recursos dispuestos por la EDC con el fin
de restablecer el suministro de energía eléctrica, una vez interrumpido por la ocurrencia
de eventos imprevistos.
 Coordinar conjuntamente con los Equipos de Operación y Mantenimiento
de
Distribución la aplicación de recursos dispuestos por la EDC con el fin de restablecer el
suministro de energía eléctrica de los usuarios afectados por reclamos técnicos de
servicio.
 Coordinar
conjuntamente con los Equipos de Operación y Mantenimiento
de
Distribución y Transmisión la ejecución de las interrupciones programadas de servicio a
fin de propiciar la intervención en la red de distribución de energía eléctrica asegurando la
continuidad y confiabilidad del suministro de energía eléctrica.
 Coordinar y ejecutar en conjunto con organismos públicos, privados y otras instituciones
del Estado, los planes de contingencia requeridos para el desarrollo de eventos.
 Activar y coordinar planes de contingencia con recursos adicionales, dada la ocurrencia de
eventos que exceden los límites de incidencia, a fin de asegurar la atención oportuna de
interrupciones imprevistas y reclamos técnicos de servicio.
 Analizar el resultado de los indicadores de calidad de Servicios Corporativos con el fin
de proponer planes de acción que garanticen el cumplimiento de las metas establecidas
por la organización.
72
 Analizar el resultado de los indicadores de gestión del Equipo Centro de Control de
Operaciones a fin de tomar las decisiones que aseguren el cumplimiento de las metas e
identifiquen oportunidades de mejora
De acuerdo a sus funciones esta unidad maneja una serie de indicadores, que representa la calidad
de servicio que están brindando, entre ellos se encuentran los siguientes:
 Tiempo Total Anual (TTA(min))
 Tiempo de Atención de Reclamos (TAR(min))
 Frecuencia media de interrupciones (SAIFI)
 Tiempo total promedio de interrupciones (SAIDI(horas))
 Duración promedio de cada interrupción (CAIDI)
 Tiempo de atención de reclamos de alumbrado público (TARAP(días))
 Memos
De acuerdo a lo explicado en la reunión por las personas encargadas del CCO, se explica que los
indicadores de calidad de servicio, son el SAIDI y el SAIFI, lo cuales son indicadores estándares,
utilizados para realizar benchmarking.
Por otra parte, la ley eléctrica habla sobre TTIK y FMIK, ya que estos son los indicadores que
nos permiten comparación entre EDC y CADAFE, pero existe cierta incongruencia al realizar
dicha comparación, ya que según la EDC niveles de voltaje menores a 12,47kV es distribución y
para CADAFE distribución es niveles de voltaje menores a 24kV, lo que indica que hacer la
comparación de índices de acuerdo a los niveles de voltaje que cada empresa tenga establecido
como distribución o transmisión, es incorrecto, ya que mientras se comparan los indicadores de la
EDC con nivel de voltaje 12,47kV, en CADAFE se usan los índices que estudian el nivel de
voltaje de 13,8kV, lo cual no debe ser, ya que no manejan la misma cantidad de energía.
El proceso de actuación del CCO ante contingencias, es el siguiente; primero le informan que ha
ocurrido algún evento, luego las personas capacitadas para solventar ese tipo de falla se dirigen al
lugar del incidente, cuando llegan al lugar estudian la acontecimiento y proceden a evaluar las
opciones para despejar la falla, de esta manera se toma la decisión y comienzan a repararla hasta
lograr el objetivo. Es importante destacar que todos estos tiempos son medidos de manera tal de,
mejorar la calidad de servicio que se ofrece, es decir si el tiempo entre el comienzo de la falla y el
73
fin de la misma es menor, eso quiere decir que la disponibilidad de los equipos es mayor, por
ende aumenta la probabilidad de ofrecer continuidad en el servicio.
B.1.3 Paros Programados.
La unidad de Paros programados, se encarga de programar, elaborar, y coordinar los permisos de
trabajo en la red de media y baja tensión de la C.A. La Electricidad de Caracas para garantizar la
operatividad del sistema eléctrico, bajo las condiciones de seguridad y calidad requeridas.
Entre sus funciones se encuentran las siguientes:
 Controlar y coordinar las operaciones necesarias para otorgar los permisos de trabajo en
la red de media y baja tensión de la EDC, cumpliendo los estándares de seguridad
establecidos.
 Generar procedimientos aplicables en el proceso de paros programados de media y baja
tensión de la EDC que aseguren la calidad del mismo en todas sus etapas.
 Mantener actualizados los Planos de Operación en media tensión de las subestaciones de
Distribución (digital y en papel).
 Mantener actualizada la data de equipos instalados en la red de media tensión de la EDC.
 Establecer y mantener la base de datos de usuarios críticos, para la toma de decisiones en
las operaciones de la red de la EDC.
 Verificar la información a ser publicada y emitida hacia los usuarios externos en cuanto a
las pautas de los cortes programados de servicio en la EDC.
 Generar indicadores para controlar la eficacia de los procesos de paros programados.
Desviación en días de la fecha de petición de ejecución del Usuario.
% de Permisos de Trabajo reprogramados por falta de recursos de las regiones.
% de Permisos de Trabajo con PD’s sin listado de cuentas contratos asociados.
% Total de Permisos de Trabajo Reprogramadas.
% Total de Permisos de Trabajo Suspendidas.
74
B.2 Gerencia de Distribución
Dicha gerencia es responsable del control de la operación de la Red de Distribución de la EDC y
sus filiales, suministro de información estadística, información geográfica de la red de
Distribución y adicionalmente es responsable de los procesos de Normas de Ingeniería.
B.2.1 Control de Gestión y Contrataciones.
Al realizar la reunión con la unidad de Control de Gestión y Contrataciones, las personas
encargadas de los indicadores de calidad de servicio, me hicieron saber que estaban trabajando en
un compendio de los índices más usados en la gerencia operativa de distribución, los cuales se
mostraran en un portal de manera tal de brindar un acceso más rápido a los usuarios sobre la
información de los mismos.
En el esquema se encontraban los siguientes:
Calidad de Servicio
SAIDI (horas)
SAIFI
TTA (min)
TAR (min)
TARAP (días)
Horas Hombre Mantenimiento (horas)
TTIK (horas)
FMIK
Calidad de Atención
Índice de Satisfacción del usuario (ISU) (%)
Tiempo promedio total de elaboración de la fase de ingeniería (TPEI) (días)
Tiempo promedio total de ejecución de la fase de construcción TPEC (días)
Nivel de cumplimiento fecha compromiso o construcción. (%)
Financiero
75
Gastos Operativos (OPEX) (%)
Capital invertido (CAPEX) (%)
Gente
Accidentes con pérdida de tiempo
Accidentes fatales
Índice de severidad
B.2.2 Regiones (Este, Eleggua)
Las regiones se encuentran clasificadas de la siguiente manera, Oeste, Este, Centro, Eleggua,
Vargas, Los Teques, Gestión de Activos, Caley, entre todas ellas, solo fueron entrevistadas Este,
Eleggua ya que con ellas fue suficiente para llegar a la conclusión que los índices que generan
todas las regiones son los mismos, se diferencia en la calidad de servicio que prestan cada unas y
esto permite realizar comparaciones, para conocer y estudiar cual región brinda mejor servicio
entre todas.
Entre los índices que se estudian se encuentran los siguientes:
Operación y Mantenimiento (Calidad de Servicio)
SAIFI (valor mensual y doce meses)
SAIDI (valor mensual y doce meses)
TTA (valor mensual y doce meses)
TTA Programada (valor mensual y doce meses)
TTA Imprevistas (valor mensual y doce meses)
TAR (valor mensual y doce meses)
TAR Libre Acceso (valor mensual y doce meses)
TAR Acceso Restringido (valor mensual y doce meses)
TARAP (valor mensual y doce meses)
FMIK (valor mensual)
TTIK (valor mensual)
H/H Total O&M- Componente personal propio (valor mensual)
Mantenimiento Planificado
Mantenimiento Correctivo
76
H/H Total O&M- Componente personal contratista (valor mensual)
Mantenimiento Planificado
Mantenimiento Correctivo
Ingeniería y Desarrollo (Calidad de Atención)
 % Cumplimiento de fecha de compromiso de proyectos de ingeniería.
Proyectos Ingeniería cliente concluido
Ordenes concluidos fecha de compromiso
Órdenes Recibidas
Órdenes Pendientes
 Tiempo promedio de elaboración ingeniería (menores, mediano, mayores)
Tiempo promedio de elaboración
Cantidad de proyectos elaborados
Tiempo promedio de recepción
Tiempo máximo de elaboración
 % Cump. Fecha de compromiso construcción cliente y empresa
Ordenadas
Resueltas
Cumplidas
Pendientes
Ejecutándose con fecha compromiso vencida
 Tiempo promedio de construcción proyectos clientes (menores, mediano, mayores)
Tiempo promedio incluye mandatos
Cantidad de proyectos elaborados
Tiempo máximo incluye mandatos
Tiempo promedio ni incluye mandatos
Tiempo máximo no incluye mandatos.
EXOS
77
78
ANEXO C
INDICADORES CIER, INDISPONIBILIDAD DE EQUIPOS
Los índices pueden ser clasificados según Tabla 2.1, y su explicación se muestra a continuación.
C.1 Horas de indisponibilidad

Horas de Indisponibilidad Programada por el Equipo, Propia. (HIPE): Horas en
las cuales el equipo línea, cable o transformador se encuentra fuera de servicio por
trabajos programados de mantenimiento preventivo o predictivo sobre el equipo.
4.1

Horas de Indisponibilidad Programada Asociada. (HIPA): Horas en las cuales el
equipo línea, cable o transformador se encuentra fuera de servicio por trabajos
programados en un equipo que dadas las condiciones de la red obliga a colocar fuera
de servicio otro equipo.
4.2

Horas de Indisponibilidad Programada. (HIP): Horas en las cuales el equipo, línea,
cable o transformador se encuentra fuera de servicio por causa programada sin
importar si se debe al propio elemento o uno asociado.
79
4.3

Horas de Indisponibilidad Forzada por el Equipo, Propia. (HIFE): Horas en las
cuales el equipo línea, cable o transformador se encuentra fuera de servicio por causa
falla del elemento.
4.4

Horas de Indisponibilidad Forzada Asociada. (HIFA): Horas en las cuales el
equipo línea, cable o transformador se encuentra fuera de servicio por falla de un
equipo asociado al elemento de estudio.
4.5

Horas de Indisponibilidad Forzada. (HIF): Horas en las cuales el equipo, línea,
cable o transformador se encuentra fuera de servicio por causa forzada sin importar si
se debe al propio elemento o uno asociado.
4.6
80

Horas de Indisponibilidad (HI): Horas en las cuales el equipo línea, cable o
transformador se encuentra fuera de servicio bien sea por causa programada o forzada.
4.7

Indisponibilidad operacional (IO): Representa en por unidad el tiempo que el
transformador quedó indisponible del área de operación para desempeñar su función
en un período de análisis, es decir es el cociente entre las horas indisponibles de un
equipo en particular y la multiplicación de las horas de estudio, el número de equipos
activos que tengan las mismas características del equipo en estudio (nivel de tensión,
relación de trasformación, tipo de elemento), por cien para no indicar el porcentaje si
no la unidad.
4.8

Horas de Indisponibilidad por el equipo, Propia (HIE): Tiempo durante el cual el
transformador, cable o línea estuvo fuera de servicio debido a una falla, defecto o
mantenimiento de la misma.
4.9

Horas de Indisponibilidad Asociada (HIA): Tiempo durante el cual el
transformador, cable o línea estuvo fuera de servicio debido a estar asociado a un
elemento que tiene defecto, falla o está en mantenimiento.
81
4.10

Horas en Servicio (HS): Horas en las cuales se encuentra en servicio el elemento
(línea, cable o transformador).
4.11

Número total de horas interrupción por km de línea (HIkmL): Es la cantidad de
horas indisponibles por cada kilómetro de línea o cable fallado.
4.12
C.2 Número de Interrupciones

Número de Interrupciones Programadas por el Equipo, Propia (NIPE): Cantidad
de interrupciones en las cuales el equipo línea, cable o transformador se encuentra
fuera de servicio por causa programada y propia del equipo.
4.13
82

Número de
Interrupciones Programadas Asociadas (NIPA): Cantidad de
interrupciones en las cuales el equipo línea, cable o transformador se encuentra fuera
de servicio por causa programada por un equipo asociado al elemento de estudio.
4.14

Número de Interrupciones Programadas. (NIP): Cantidad de interrupciones en las
cuales el equipo, línea, cable o transformador se encuentra fuera de servicio por causa
programada sin importar si se debe al propio elemento o uno asociado.
4.15

Número de Interrupciones Forzadas por el Equipo, Propia (NIFE): Cantidad de
interrupciones en las cuales el equipo línea, cable o transformador se encuentra fuera
de servicio por causa forzada y propia del equipo.
4.16

Número de
Interrupciones Forzadas Asociadas (NIFA): Cantidad de
interrupciones en las cuales el equipo línea, cable o transformador se encuentra fuera
de servicio por causa forzada por un equipo asociado al elemento de estudio.
83
4.17

Número de Interrupciones Forzadas. (NIF): Cantidad de interrupciones en las
cuales el equipo, línea, cable o transformador se encuentra fuera de servicio por causa
forzada sin importar si se debe al propio elemento o uno asociado.
4.18
C.3 Tasa o porcentaje de indisponibilidad

Indisponibilidad programada en el equipo (IPE): Es el porcentaje de la
indisponibilidad originada por el cumplimiento de un programa específico de
mantenimiento aprobado para el elemento en estudio. Se calcula dividiendo las horas
de indisponibilidad programada propia entre la multiplicación de el número de
elementos activos que tengan las mismas características del equipo en estudio (nivel
de tensión, relación de trasformación, tipo de elemento) y la horas de estudios, este
cociente se multiplica por 100 para obtener el porcentaje.
4.19

Indisponibilidad
programada
asociado
(IPA):
Es
el
porcentaje
de
la
indisponibilidad originada por el cumplimiento de un programa específico de
mantenimiento aprobado para un elemento asociado al elemento en estudio. Se calcula
84
dividiendo las horas de indisponibilidad propia asociada entre la multiplicación de el
número de elementos activos que tengan las mismas características del equipo en
estudio (nivel de tensión, relación de trasformación, tipo de elemento) y la horas de
estudios, este cociente se multiplica por 100 para obtener el porcentaje.
4.20

Indisponibilidad programada total (IP): Es la indisponibilidad originada por el
cumplimiento de un programa específico de mantenimiento aprobado. Se calcula
dividiendo las horas de indisponibilidad programada entre la multiplicación de el
número de elementos activos que tengan las mismas características del equipo en
estudio (nivel de tensión, relación de trasformación, tipo de elemento) y la horas de
estudios, este cociente se multiplica por 100 para obtener el porcentaje.
4.21

Índice de indisponibilidad total programada (IITP): Indicé que muestra la relación
entre las horas de indisponibilidad programada de un elemento (cable, línea,
transformador) y las horas de indisponibilidad totales del mismo.
4.22
85

Tasa de indisponibilidad programada (TIP): Es la tasa que representa la relación
entre las horas de indisponibilidad programada de un transformador, línea o cable y la
suma de las horas en servicio más las horas de indisponibilidad programada.
4.23

Indisponibilidad forzada en el equipo (IFE): Es el porcentaje de indisponibilidad
originada por el retiro del equipo en estudio del sistema en forma súbita y no
programada. Se calcula dividiendo las horas de indisponibilidad forzada propia entre
la multiplicación del número de elementos activos que tengan las mismas
características del equipo en estudio (nivel de tensión, relación de trasformación, tipo
de elemento) y la horas de estudios, este cociente se multiplica por 100 para obtener el
porcentaje.
4.24

Indisponibilidad forzada asociado (IFA): Es el porcentaje de
indisponibilidad
originada por causa de un equipo asociado al equipo en estudio del sistema en forma
súbita y no programada. Se calcula dividiendo las horas de indisponibilidad forzada
asociada entre la multiplicación de el número de elementos activos que tengan las
mismas características del equipo en estudio (nivel de tensión, relación de
trasformación, tipo de elemento) y la horas de estudios, este cociente se multiplica por
100 para obtener el porcentaje.
4.25
86

Indisponibilidad forzada total (IF): Es el porcentaje de indisponibilidad originada
por el retiro de un equipo activo del sistema en forma súbita y no programada. Se
calcula dividiendo las horas de indisponibilidad forzada entre la multiplicación de el
número de elementos activos que tengan las mismas características del equipo en
estudio (nivel de tensión, relación de trasformación, tipo de elemento) y la horas de
estudios, este cociente se multiplica por 100 para obtener el porcentaje.
4.26

Índice de indisponibilidad total forzada (IITF): Indicé que muestra la relación entre
las horas de indisponibilidad forzada y las horas de indisponibilidad totales de una
línea, cable o transformador específico.
4.27

Tasa de indisponibilidad forzada (TIF): Es la tasa que representa la relación entre
las horas de indisponibilidad forzada de un transformador, línea o cable y la suma de
las horas en servicio más las horas de indisponibilidad forzada del mismo.
4.28
C.4 Tiempo promedio de desconexión
87

Duración media de la desconexión programada (DMDP): Tiempo promedio de
duración de la desconexión programada de un transformador, línea o cable, el cual es
el cociente de las horas de indisponibilidad programada del transformador en estudio y
el número de desconexiones forzadas del mismo.
4.29

Duración media de la desconexión forzada, para transformadores (DMDF) o
Tiempo Promedio de Fallas, para líneas y cables (TPF): Tiempo promedio de
duración de la desconexión forzada de un equipo, el cual es el cociente de las horas de
indisponibilidad forzada del equipo en estudio y el número de desconexiones forzadas
del mismo.
4.30

Tiempo promedio desconexiones Equipo (TPDE): Tiempo promedio de duración
de la desconexión propia de un equipo.
4.31

Tiempo promedio desconexiones Asociado (TPDA): Tiempo promedio de duración
de la desconexión asociada de un equipo.
88
4.32

Tiempo promedio desconexión, Total (TPDT): Tiempo promedio de duración de
una desconexión por causa propia o asociada de un transformador, cable o línea.
4.33
C.5 Número de interrupciones de línea o cables por kilómetro

Número de interrupciones por km de línea, Propio (NIkmLP): Indica la relación
entre el número de desconexiones causadas por falla o mantenimiento de la línea o
cable en estudio y su longitud.
4.34

Número de interrupciones por km de línea, Asociado (NIkmLA): Indica la
relación entre el número de desconexiones causadas por falla o mantenimiento de un
equipo asociado a la línea o cable en estudio y su longitud.
4.35
89

Número de interrupciones por km de línea, Total (NIkmLT): Indica la relación
entre el número de desconexiones de la línea o cable y su longitud.
4.36

Número de fallas en 100Km de línea (NF100km): Es la cantidad de fallas
(desconexiones forzadas) que existen por cada 100 kilómetros de línea o cable.
4.37
90
ANEXO D
CLASIFICACIÓN DE LOS EVENTOS EN EL SISTEMA DE CAPTURA DE
INFORMACIÓN
De acuerdo a los estudios realizados y siguiendo el objetivo de ejecutar análisis estadísticos,
sobre el comportamiento y disponibilidad de los equipos que componen el sistema eléctrico de La
Electricidad de Caracas, surgen la clasificación de eventos para un sistema de captura de
información, de los incidentes que ocurren diariamente en el sistema eléctrico.
La clasificación realizada fue la siguiente:
D.1 Nota Interna (NI)
Dicho evento hace referencias a hechos correspondientes al despacho como por ejemplo cambio
o ausencia de alguno de los despachadores.
Simplemente explican el suceso y esto permite tener un control de quien atiende el sistema o
alguna eventualidad en el mismo, por este motivo el campo que deben llenar se llama
“Observaciones”

Observaciones
D.2 Nota (NT)
Hace referencia a comentarios de un evento cualquiera de los que se muestran más adelante,
resaltando el equipo afectado en la subestación en la que se encuentra, además se describe quien
informa dicha característica del evento y en cuenta de quien esta ese suceso (persona líder
encargada del grupo al cual pertenece el elemento).
91
Para registrar el evento se debe ingresar la siguiente información

Subestación

Elemento/equipo

Observaciones

Informó

En cuenta
D.3 Solicitud de Mantenimiento (T1)
Evento en el cual un equipo dispara pero queda indisponible un período de tiempo menor a 3
minutos, lo cual amerita una revisión del mismo para conocer el motivo entre otras características
del mismo.
Para registrar el evento se debe ingresar la siguiente información

Subestación

Elemento/equipo

Grupo Planificador

Detalle
o Alarmas S/E
 Borro
 No borra
 Se activó la alarma
 Aparece la ficha
o Daño de Infraestructura
o Mediciones
 SCADA DMS
 SCADA EMS
 UPA
 Detalle 2:
92
 Diferencia de (MW, MVAr, MVA), con respecto a:
 Medición errada
 Bajo Voltaje en barra
 Alto Voltaje en barra
o Recloser Exitoso
 Especificación de la Actuación.
 En ambos extremos
 Solo en extremo A
 Solo en extremo B
 Protecciones actuadas
o Se probó y salió bien
o Otro

Observaciones

Informó

En cuenta
Toda la información que se registra en este evento, permite conocer de forma más específica el
comportamiento del sistema, logrando sacar nuevos índices en un futuro sobre la información que
allí se registra, por ejemplo cantidad de veces que un recloser fue exitoso, cantidad de veces que
una protección actuó, promedio de variación del voltaje en una barra específica, entre otras.
D.4 Aviso Avería (T2)
Evento en el cual un equipo dispara y queda desconectado, lo cual ocasiona un tiempo de
interrupción mayor, afectando de esta manera los índices de indisponibilidad del mismo.
Un elemento puede quedar indisponible por causa de un disparo, un lockout tanto en el banco de
condensadores o transformadores o barra, además puede ser por motivo de un recloser que opera
de manera errónea, causando indisponibilidad de la línea, de esta manera se ordena el registro del
evento.
Para registrar el evento se debe ingresar la siguiente información
93
 Subestación
 Elemento/Equipo
 Grupo Planificador
 Detalle

Disparo

Lock out de banco de Condensadores

Lock out de banco de Transformadores

Lock out de barra

Recloser no exitoso
o En el caso de líneas
 Extremo A
 Extremo B
 Ambos
o Protecciones actuadas

Otro
 Observaciones
 Informa
 En cuenta
 Causa Preliminar
El grupo planificador es aquel encargado de
D.5 Descople (DA)
En este evento es importante conocer la unidad de generación de la cual se está haciendo
referencia, de igual manera a que complejo generador pertenece y la causa que generó el
desacople de la misma o el disparo de la unidad.
Para registrar el evento se debe ingresar la siguiente información
 Complejo
 Unidad de generación
94
 Disparo de la unidad
o Causa
 Alto spread
 Baja carga en el sistema eléctrico
 Error de maniobra
 Falla en tarjetas electrónicas
 Falla en switch
 Falla turbo bomba
 Fuga de vapor
 Mantenimiento
 Realizar enfriamiento
 Realizar revisión
 Solicitud de Paro
 Desconocido
 Otro
 Desacoplada la unidad
o Causas
 Trabajos Programados
 Falla
 Desconocido
 Otro
 Observaciones
 Informa
 En cuenta
D.6 Acople (AC)
Este evento es aquel en el cual se sincroniza la máquina de generación en sesenta ciclos y se
cierra el interruptor para lograr el acople.
Para registrar el evento se debe ingresar la siguiente información
95
 Acople en prueba
 Acoplada y entregada a carga completa
 Acoplada y entregada, limitada a:
 Observaciones
 Informa
 En cuenta
D.7 Sistema Interconectado (SI)
Este evento es el encargado de describe sucesos que ocurren en la red de transmisión conectada
con Brasil y Colombia.
 Detalle
o Frecuencia
 Sube: Fmax:
 Baja: Fmin
o Fuera de Servicio
 Equipo
o Limite de Importación Centro
 Finaliza el excedente del límite importación centro
 Comienza el excedente del límite importación centro
o Parada de emergencia
o Perdida de carga
 Elemento
 Cantidad de Carga en MW
o Otro
 Observaciones
 Informa
 En cuenta
96
D.8 Eventos del Sistema (ES)
Describe los eventos del sistema que tengan que ver con el cambio de frecuencia, la pérdida de
carga, tensiones afectadas en el sistema y la activación de luces de falla en algún equipo.
Para registrar el evento se debe ingresar la siguiente información

Subestación

Elemento y equipo

Detalle
o Frecuencia afectada
 Bajó (fmax)
 Subió (fmin)
 Observaciones
o Pérdida de carga
 Cantidad
 Observaciones
o Activación de luz de falla
 Observaciones
o Tensión afectada
 Barra
 Observaciones
o Otro
 Observaciones

Informa.

En cuenta
D.9 Sobre Tiempo (ST)
97
Evento en el cual existe una labor que dura más tiempo del previsto, lo cual implica un trabajo de
sobretiempo y se toma como suceso importante.
En este evento es importante conocer cuantas horas extras al tiempo establecido se trabaja, de
esta manera se está al tanto desde que día y hora exacta empieza y termina la tarea que se está
realizando, además de la causa de este sobretiempo.
Para registrar el evento se debe ingresar la siguiente información:

Desde (fecha y hora)

Hasta (fecha y hora)

Total

Causas
o Maniobra
o Plan de contingencia
o Restablecimiento del sistema por evento mayor
o Avería
o Sustitución de un despachador
o Revisión de protecciones actuadas
o Otro

Observaciones

Más información

En cuenta:
D.10 Resumen de Quemadores a petróleo en ampliación Tacoa (CQ)
Dicho evento se registra ya que se quiere conocer cuánto petróleo se está quemando, dicho
evento no presenta relación con los índices de indisponibilidad pero es un requisito exigido por el
Despacho de Carga.
 Quemadores de petróleo en la unidad 7
98
 Quemadores de petróleo en la unidad 8
 Quemadores de petróleo en la unidad 9
D.11 Resumen de Suministro de Gas (CG)
De igual manera que el evento anterior, se solicita dicha información ya que se quiere conocer
cuánto gas se está suministrando, dicho evento no presenta relación con los índices de
indisponibilidad pero es un requisito exigido por el Despacho de Carga.
PDVSA GAS está suministrando “ ____ ” MMP3/horas al GGJJSB
D.12 Racionamiento de Carga (BC)
Evento en el cual se limita el servicio a una cantidad de usuarios por una razón especifica.
Para conocer la gravedad del evento es importante estar al tanto del intervalo de tiempo, la
cantidad de carga y la causa que ocasionó la limitación del suministro de energía, con el fin de
evitar dicho racionamiento a los usuarios en futuras oportunidades.
Para registrar el evento se debe ingresar la siguiente información
 Hora de comienzo
 Hora de finalización
 Subestación
 Elemento y equipo
 Carga
 Causa
o Avería de línea
o S/P Programada
99
 Número
o Lockout de barra
 Se encuentra en período de Prueba
 No se encuentra en período de prueba
o Disparo de Circuito
 Se encuentra en periodo de prueba
 No se encuentra en periodo de prueba
o Avería de Circuito
o Apertura de interruptor principal
 Número de interruptor
o Supera capacidad forzada de la unidad
o Baja frecuencia
o Otro
 Observaciones
 Informa
 En cuenta
D.13 Limitación de Unidad Quemadora (LU)
Debido a que en ocasiones las unidades de generación presentan restricciones, se debe estar al
tanto el intervalo de tiempo en el cual la unidad se encuentra limitada, esto se conoce disponiendo
de la fecha y hora del inicio y fin de dicha condición, además es importante saber el motivo por el
cual ocurre dicha salvedad y la cantidad de energía que es limitada por el motivo anterior.
Para registrar el evento se debe ingresar la siguiente información

Unidad

Inicia limitación

Finaliza Limitación

Causa

Cantidad limitada
100

Observaciones

Informa

En cuenta
D.14 Paros (PR)
El paro es una solicitud que se realiza con la finalidad de desconectar un equipo por el motivo
que allí se indique, la idea de reportar con tiempo la necesidad de una interrupción, es tratar en lo
posible de evitar la mayor cantidad de desconexiones en el sistema, mediante una coordinación
de las mismas, con el propósito de realizar varios trabajos necesarios en la red en una sola
interrupción.
Evento en el cual se actualiza los estatus de la solicitud del paro, para conocer si el proceso de
estudio para lograr la desconexión continua o por algún motivo se paralizó dicha tarea, la cual se
especifica en el estatus suspendido; dicho estatus es importante conocerlo para luego corregir la
causa de la cancelación de la solicitud y realizar el paro en otro momento cuando no se tenga
ninguna limitante.
Es relevante, el seguimiento del proceso de realización del paro ya que actualmente este trabajo
es el que permite conocer los índices de indisponibilidad de equipo y continuará apoyando a la
captura de información para el cálculo de los mismos.
Para registrar el evento se debe ingresar la siguiente información de acuerdo a la información del
estatus que se posea:

Número del paro
o Paro en vigencia (fecha y hora)
o Paro notificado (fecha y hora)
o Paro entregado (fecha y hora)
o Paro terminado (fecha y hora)
o Paro cerrado (fecha y hora)
101
o Paro suspendido (fecha y motivo)
o Más información
102
ANEXO E
HERRAMIENTA COMPUTACIONAL PARA EL CÁLCULO DE INDICADORES
Sistema Computacional para el cálculo de indicadores I.
103
Sistema Computacional para el cálculo de indicadores II.
104
Sistema Computacional para el cálculo de indicadores III.
105
Sistema Computacional para el cálculo de indicadores IV.
106
Sistema Computacional para el cálculo de indicadores V.
107
Sistema Computacional para el cálculo de indicadores VI.
108
Sistema Computacional para el cálculo de indicadores VII.
109
Sistema Computacional para el cálculo de indicadores VIII.
110
Sistema Computacional para el cálculo de indicadores IX.
111
ANEXO F
SISTEMA COMPUTACIONAL PARA EL CALCULO DE CAPTURA DE
INFORMACIÓN
Sistema computacional para la captura de información I.
112
Sistema computacional para la captura de información II.
113
Sistema computacional para la captura de información III.
114
Sistema computacional para la captura de información IV.
115
Sistema computacional para la captura de información V.
116
Sistema computacional para la captura de información VI.
117
Sistema computacional para la captura de información VII.
118
Sistema computacional para la captura de información VIII.
119
Sistema computacional para la captura de información IX.
120
Sistema computacional para la captura de información X.
121
Sistema computacional para la captura de información XI.
122
Sistema computacional para la captura de información XII.
123
Sistema computacional para la captura de información XIII.
124
Sistema computacional para la captura de información XIV.
125
Sistema computacional para la captura de información XV.
126
Sistema computacional para la captura de información XVI.
127
Sistema computacional para la captura de información XVII.
128
Sistema computacional para la captura de información XVIII.
129
Sistema computacional para la captura de información XIX.
130
Sistema computacional para la captura de información XX.
131
Sistema computacional para la captura de información XXI.
132
Sistema computacional para la captura de información XXII.
133
Sistema computacional para la captura de información XXIII.
134
Sistema computacional para la captura de información XXIV.
135
Sistema computacional para la captura de información XXV.
136
Sistema computacional para la captura de información XXVI.
137
Sistema computacional para la captura de información XXVII.
138
Sistema computacional para la captura de información XXVIII.
139
Sistema computacional para la captura de información XXIX.