Source: https://es.scribd.com/document/140545579/08-0128-ME-Mantenimiento-en-Salidas-de-Distribucion-de-Una-Subestacion
Timestamp: 2019-10-22 13:53:48+00:00

Document:
08_0128_ME Mantenimiento en Salidas de Distribucion de Una Subestacion | Distribución (Negocios) | Transformador
08_0128_ME Mantenimiento en Salidas de Distribucion de Una Subestacion
guardarGuardar 08_0128_ME Mantenimiento en Salidas de Distribucio... para más tarde
LogisticaEmpresarial-02
d-bt-001_2002 r-01
CRITERIOS TÉCNICOS Y ECONÓMICOS PARA DETERMINAR UN PLAN DE MANTENIMIENTO EFICIENTE Y SU EMPLEO EN SALIDAS DE DISTRIBUCIÓN DE UNA SUBESTACIÓN TIPO
Rodolfo Enrique Ruiz Vega Asesorado por Ing. Dimas Alfredo Carranza Barrera
RODOLFO ENRIQUE RUIZ VEGA
ASESORADO POR ING. DIMAS ALFREDO CARRANZA BARRERA
Ing. Herbert René Miranda Barrios
Ing. Mario Renato Escobedo Martínez
Ing. Marvin Marino Hernández Fernández
Inga. Gilda Marina Castellanos Baiza de Illescas
Tema que me fuera asignado por la Dirección de la Escuela de Ingeniería Mecánica Eléctrica con fecha 19 de mayo de 2003. Ref. EIME 63. 2003
sabiduría e inteligencia para
alcanzar esta meta, esperando darle la gloria solo a Él con los frutos de ésta.
Corina Mariné, por compartir su vida conmigo y brindarme siempre su amor y ánimo en todo momento para finalizar esta meta.
Rebeca, por ser la bendición más grande que Dios nos ha dado junto con mi esposa.
esforzándose siempre
hermanos y a
mi un futuro mejor. Siendo
instrumento que bendecirnos.
Walter, Mishell y Lucky, por desarme siempre lo mejor y contar con su cariño.
Guzman Montúfar, por su cariño y apoyo.
Armando, Zoila, Osman, José, Sergio, Estela, Claudia, Jacqueline, Angel, Byron, Erick Q, Estuardo, Erick J, Lili, Pedro, Jerónimo, Hansel, José G y Karina.
Guatemala, 7 de abril de 2,005.
Ing. Erwin Efrain Segura Castellanos Coordinador Área de Electrotecnia Escuela de Ingeniería Mecánica Eléctrica Facultad de Ingeniería Universidad de San Carlos de Guatemala Su despacho
Respetable Ing. Segura:
Al saludarle, me dirijo a usted para informarle que ha sido concluido satisfactoriamente el trabajo de graduación, CRITERIOS TÉCNICOS Y ECONÓMICOS PARA DETERMINAR UN PLAN DE MANTENIMIENTO EFICIENTE Y SU EMPLEO EN SALIDAS DE DISTRIBUCIÓN DE UNA SUBESTACIÓN TIPO, elaborado por el estudiante Rodolfo Enrique Ruiz Vega, tema para el cual fui asignado como asesor.
Considero que se han cumplido las metas propuestas al inicio del trabajo, por lo que recomiendo se apruebe en el entendido de que el autor y el suscrito son los responsables de lo tratado y de las conclusiones del mismo.
Ing. Dimas Alfredo Carranza Barrera Colegiado No. 4701 ASESOR
1.1.1 Distribuidora de electricidad y sus instalaciones
1.1.2 Importancia del mantenimiento
1.2 Normas técnicas de distribución
1.2.1 Calidad del servicio técnico
1.3 Marco de retribución a la actividad de distribución
1.3.1 El valor agregado de distribución VAD
2 MANTENIMIENTO ACTUAL
2.1 Mantenimiento de las salidas de media tensión de una
2.1.1 Selección de las instalaciones a dar mantenimiento
2.1.2 Ejecución del mantenimiento
2.1.3 Trabajos de mantenimiento
2.2 Resultados del mantenimiento
2.2.1 Incremento en la disponibilidad del sistema
2.2.2 Reducción del riesgo por incumplimiento a los indicadores
2.2.3 Reducción de los costos del mantenimiento correctivo
3 CRITERIOS PARA UN MANTENIMIENTO EFICIENTE
3.1 Descripción del mercado de una empresa distribuidora en el interior
del país y sus principales indicadores
3.1.1 Dispersión geográfica de las cargas y sus características
3.1.2 Características de las redes eléctricas empleadas en la
3.2 Impacto del mantenimiento en una empresa distribuidora vrs
condiciones regulatorias de calidad de servicio técnico
3.3 Criterios técnicos y económicos
3.3.1 Criterio Técnico Frecuencia Media de Interrupción
por kVA (FMIK)
32 .............................................................................
3.3.2 Criterio Técnico Tiempo medio de Interrupción (TTIK)
3.3.3 Criterio económico factor de utilización
3.3.4 Criterio Económico Relación Perdidas (Pnt)
4 PLAN DE MANTENIMIENTO
4.1 Análisis de la situación actual de la política de mantenimiento para las
salidas de distribución de una subestación tipo
4.1.1 Esquema general de la ejecución del mantenimiento para una
4.1.2 Políticas de mantenimiento y sus resultados
4.2 Criterios técnicos y económicos para eficientizar los procedimientos del mantenimiento de acuerdo a su retribución fijada por CNEE
4.2.1Aplicación de los criterios técnicos y económicos para la
selección de una subestación
4.3 Plan de mantenimiento para las salidas de distribución de una
5.1 Costos asociados al plan de mantenimiento propuesto
5.2 Mejoras a percibir originados por el plan de mantenimiento propuesto 56
5.2.1 Ingresos por energía suministrada al obtener una reducción
en los índices de calidad
5.2.2 Ahorro por pago de indemnizaciones
5.3 Análisis costo beneficio
1 Dispersión geográfica de los poblados de Guatemala
2 Causas asociadas a las incidencias.
3 FMIK urbano, causa interna del segundo semestre del 2001 para una empresa distribuidora.
4 FMIK rural, causa interna del segundo semestre del 2001 para una empresa distribuidora.
5 Proceso en la ejecución del mantenimiento para una empresa de distribución.
6 Flujo económico del proyecto o plan propuesto para el mantenimiento.
I Indicadores globales definidos en la NTSD para medir la calidad del servicio técnico
II Indicadores individuales definidos en la
NTSD para medir la
III Trabajos de mantenimiento más frecuentes, en una empresa de
distribución en el interior del país IV Asociación de causas de incidencias a las actividades de
V Impacto en los indicadores de calidad por causas asociadas al mantenimiento
VI Ejemplo del criterio técnico FMIK referido a la potencia de cada SMT de la subestación de Chimaltenango
VII Valores resultantes de FMIK para el primer semestre del año 2000 de una empresa de distribución
VIII Frecuencia media de interrupción correspondiente al año 2004, de
las subestaciones eléctricas del nororiente del país IX Tiempo medio de interrupción correspondiente al año 2004, de las
subestaciones eléctricas del nororiente del país
X Pérdidas de energía promedio mensual según periodo 2004 para las subestaciones del nororiente del país
XI Criterio factor de utilización promedio para el periodo 2004 de las subestaciones del nororiente del país
XII Facturación no percibida por la energía no suministrada fuera de los límites de calidad establecidos de manera anual, calculada por FMIK
y TTIK,
las subestaciones del
nororiente del país
XIII Ranking de
del país según la
facturación no percibida por la energía no suministrada fuera de los limites de calidad permitidos, calculada según FMIK y TTIK, durante el período 2004
XIV Información alfanumérica de las salidas de media tensión de la subestación La Ruidosa
XV Clasificación de causas y su aporte en los indicadores de calidad para la subestación de La Ruidosa. (indicadores referidos a la distribuidora)
XVI Actividades de mantenimiento asociadas a las causas de falla reportadas durante el periodo 2004
salidas de media
tensión de la subestación La Ruidosa
XVII Formato para plan de mantenimiento salidas de media tensión de subestación La Ruidosa
XVIII Valores objetivo de indicadores FMIK Y TTIK referidos a la potencia de la subestación La Ruidosa XIX Cálculo de las indemnizaciones, según los indicadores FMIK y TTIK del primero y segundo semestre del 2004, para la empresa de distribución del oriente del país
XX Cálculo de las indemnizaciones, según la reducción objetivo del plan de mantenimiento propuesto, para la empresa de distribución del oriente del país
Frecuencia media de interrupción por KVA
Tiempo medio de interrupción por KVA
Centro de transformación de MT a BT
Kilo voltios amperios
Tiempo de interrupción por usuario
Frecuencia de interrupción por usuario
Quetzal, moneda de la República de Guatemala
Tarifa sin recargo por demanda
Son valores normados por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica para medir la calidad del servicio de una empresa.
Empresa que se dedica a suministrar la energía eléctrica al usuario final.
Son las instalaciones por las cuales una empresa distribuidora suministra la energía eléctrica al usuario final.
entre la potencia activa y la potencia
voltaje y corriente alterna, que es
distribuida al usuario.
Es el trabajo o transferencia de energía por unidad de tiempo.
Capacidad de un sistema físico para realizar trabajo.
Sistema compuesto por tres fases de voltaje y corriente alterna.
Sistema compuesto por una fase de voltaje y corriente alterna.
eléctricas de una empresa distribuidora cuya función es la de convertir el
niveles comerciales de
Componente de las instalaciones eléctricas de una empresa distribuidora cuya función es la de obtener una separación física entre los conductores eléctricos.
Región de Guatemala comprendida por los departamentos de: Jalapa, Zacapa, Chiquimula, Izabal y El Progreso.
instalaciones eléctricas de una empresa distribuidora que provoca la suspensión del servició eléctrico.
En la década de los 90 en la mayoría de los países latinoamericanos se desarrolló un proceso de cambios en el sector eléctrico, básicamente cambiando de una estructura vertical a una segmentación de actividades dirigidas claramente a generar, transportar, distribuir y comercializar la energía eléctrica, Guatemala no fue la excepción, ya dicho proceso se lleva a cabo desde 1996 y surge con la publicación de la Ley General de Electricidad y su reglamento; posteriormente se emiten normas complementarias .
Las Normas Técnicas del Servicio de Distribución –NTSD- , emitidas por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica –CNEE- establecen indicadores para medir la calidad del servicio, con el fin de velar por que al usuario final la energía eléctrica le sea entregada con calidad. Entonces para una empresa de distribución es importante mantener sus instalaciones adecuadamente, además, como a cualquier empresa, ésta debe asegurarse de que en cada actividad que realice se obtengan los mejores resultados, tanto para el cliente como para la empresa misma.
Por lo anterior, para una empresa de distribución es de suma importancia la actividad de mantenimiento que ésta haga a sus instalaciones, actividad que debe ser programada, desarrollada y ejecutada con el máximo rigor posible, para la obtención de los mejores beneficios, tanto técnicos como económicos. En conclusión, el establecer criterios que orienten objetivamente a una empresa de distribución a seleccionar las instalaciones en donde realizar mantenimiento, es de suma importancia.
Por ello, este estudio se concentra en definir y aplicar criterios técnicos y económicos para establecer un plan de mantenimiento eficiente. Además de una evaluación de rentabilidad para un plan de mantenimiento propuesto, origen del uso de estos criterios.
Establecer y emplear criterios técnicos y económicos para seleccionar las salidas de distribución de una subestación, en las cuales se desarrolle un plan de mantenimiento eficiente.
1. Describir el mercado de una empresa de distribución en el interior del país y sus principales indicadores.
2. Comparar los efectos del mantenimiento en una empresa distribuidora con las condiciones regulatorias.
3. Proponer un plan de mantenimiento para las salidas de distribución de una subestación, seleccionada con base a los criterios técnicos y económicos.
4. Comparar los costos y benéficos del plan de mantenimiento propuesto.
Siendo la energía eléctrica un producto cada vez más esencial para el desarrollo de todo país, entonces, por consiguiente el negocio de la distribución de la energía eléctrica al usuario toma una importancia vital sumado al hecho de que la globalización implica una mejora continua de toda actividad, en un ambiente de competencia. La actividad de mantenimiento toma un papel muy importante en el negocio de la distribución ya que, al caracterizarse ésta por necesitar de instalaciones físicas grandes y de una vida prolongada, el realizar actividades que conserven el buen funcionamiento de éstas impactan considerablemente en la calidad del producto que es entregado al usuario.
Ahora bien, sumado a lo anterior el hecho de estar en un mercado regulado en donde el agente regulador establece condiciones de calidad con la que se deben proveer los servicios de energía eléctrica, el presente estudio busca el proveer de una metodología en la que se combinen, tanto los aspectos técnicos en la calidad del servicio como aspectos económicos, con el fin de orientar de manera efectiva las instalaciones de distribución en las cuales se deben realizar actividades de mantenimiento, las cuales a su ves, deben ser rentables para la empresa.
El presente estudio consta de cinco capítulos, el primero trata acerca de aspectos generales que deben ser conocidos para una comprensión adecuada del tema, tanto de la actividad de mantenimiento como los aspectos regulatorios involucrados. El dos, trata sobre como actualmente se realiza el mantenimiento y que resultados en beneficio, tanto del usuario como de la empresa distribuidora son obtenidos. El siguiente, se concentra en la determinación de los criterios técnicos y económicos que guíen a cualquier empresa de distribución para hacer una selección efectiva de las instalaciones a dar mantenimiento. El penúltimo tiene como objetivo el poder hacer uso de los criterios definidos en el capitulo tres y establecer un plan de mantenimiento. Finalmente el capítulo cinco se concentra en presentar un análisis del beneficio costo del plan propuesto.
Esperando que este estudio sea de utilidad tanto a estudiantes como a empresas distribuidoras que deseen hacer uso de este trabajo, se presentan a continuación los criterios técnicos y económicos para determinar un plan de mantenimiento eficiente y su empleo en las salidas de distribución de una subestación tipo.
Existen tres tipos de mantenimiento que son aplicados a las instalaciones eléctricas de distribución, estos son el predictivo, preventivo y correctivo. Previo a conocer cada uno de estos es necesario tener presente cuales son las instalaciones eléctricas que conforman una distribuidora de electricidad.
Una distribuidora de electricidad es aquella empresa que posee instalaciones destinadas a distribuir comercialmente energía eléctrica. Entendiéndose la distribución una de las actividades del sector eléctrico, como lo es la generación, el transporte y la comercialización.
El reglamento de la Ley General de Electricidad en su título uno, capítulo uno y artículo uno, define niveles de tensión de operación en nuestro país, estos son:
Alta tensión: nivel de tensión superior a 60,000 voltios.
Media tensión: nivel de tensión superior a 1,000 voltios y menor o igual a 60,000 voltios.
Baja tensión: nivel de tensión menor o igual a 1,000 voltios. (1)
El conjunto de instalaciones de una empresa distribuidora de electricidad en el país opera en el rango de la media tensión y baja tensión, en su mayoría específicamente en las tensiones de 34,500 voltios y 13,800 voltios, para el caso de la media tensión y en 120 voltios, 240 voltios para la baja tensión.
Una empresa distribuidora de energía eléctrica, como ya se mencionó posee instalaciones destinadas a distribuir energía eléctrica a sus clientes tanto en media como en baja tensión. A continuación se describen las instalaciones de una empresa de distribución:
Subestaciones de alta tensión a media tensión: Estas subestaciones son de trasformación de niveles de voltaje de 69,000 V a 34,500 V o 13,800 V. La conexión del transformador es delta en el primario y estrella aterrizada en el secundario. Estas subestaciones son del tipo compartidas ya que la propiedad de la subestación está compartida entre el transportista y el distribuidor, siendo este último propietario y por ende responsable de su mantenimiento de las posiciones de salada de media tensión que tenga la subestación.
Subestaciones de media tensión a media tensión: Estas subestaciones son de transformación de niveles de voltaje de 34,500 V a 13,800 V. La conexión del transformador es delta en el primario y estrella aterrizada en el secundario, son alimentadas del lado primario por una salida de media tensión que parte de una subestación de Alta tensión a Media tensión. Estas subestaciones en su totalidad son propiedad del distribuidor.
Salidas de media tensión: Son el medio físico por el cual se distribuye la energía eléctrica en media tensión, bien sea a transformadores de distribución (media / baja tensión) que luego a través de la red de baja tensión entrega la energía al cliente de baja tensión, como a clientes en media tensión directamente.
Las salidas de media tensión parten de la subestación, por su construcción pueden ser aéreas o subterráneas y por su arquitectura radial, pétalo, huso, espiga, pétalo apoyado, huso apoyado, espiga apoyada. Por lo regular en el interior del país las salidas de media tensión que encontramos son las aéreas del tipo radial. Estas instalaciones son propiedad del distribuidor y por ende responsable de su mantenimiento.
Red de baja tensión: Es el medio físico por el cual se distribuye la energía eléctrica en baja tensión. Parte de un transformador de distribución (meda / baja tensión) y termina en el medidor de energía del cliente. Estas redes pueden ser aisladas o desnudas.
Una empresa distribuidora al contar con instalaciones para distribuir la energía eléctrica a sus clientes se ve expuesta a factores que pueden incidir en fallas de sus instalaciones, estos factores pueden ser por ejemplo: la flora (masa arbórea), agentes atmosféricos (corrosión, descargas atmosféricas), avifauna, fallos en los mismos componentes de las instalaciones y actos vandálicos.
El mantenimiento de las instalaciones de distribución es esencial, ya que de esta actividad depende la calidad de servicio técnico, es decir los tiempos y frecuencia de fallas en el suministro de energía eléctrica; teniendo mayor incidencia en las pérdidas eléctricas de la red, cantidad de reclamos presentados por los clientes, energía no suministrada y principalmente el riesgo de incumplimiento de los indicadores de calidad definidos en las Normas Técnicas del Servicio de Distribución fijadas por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica; incumplimiento que genera indemnizaciones millonarias que deberá acreditar la distribuidora a los clientes a los que fue suspendido el fluido de energía eléctrica.
Existen tres tipos de mantenimiento para las instalaciones eléctricas, ellos son: el mantenimiento correctivo, el mantenimiento preventivo y el mantenimiento predictivo.
1.1.2.1 Mantenimiento correctivo
Son actuaciones de mantenimiento dirigidas a la corrección de anomalías de los componentes de las instalaciones que han causado fallas en las mismas, dejando a estas fuera de servicio. Este tipo de mantenimiento esta basado en la funcionalidad de las instalaciones.
mantenimiento son las pérdidas de mercado, gastos no controlables y no posibilidad de programación de las actuaciones.
1.1.2.2 Mantenimiento preventivo
determinados componentes de las instalaciones con una periodicidad establecida, antes que se produzca una avería en la instalación que la deje fuera de servicio. Este tipo de mantenimiento esta basado en el tiempo.
1.1.2.3 Mantenimiento predictivo
Son actuaciones de mantenimiento dirigidas a la revisión de instalaciones y que conducen a evaluar y valorar el estado de sus componentes. Este tipo de mantenimiento esta basado en el estado.
La mayoría de los países latinoamericanos presentan una evolución en los servicios públicos red, llevando a la privatización los activos de distribución. Guatemala no es ajena a este proceso. El 15 de noviembre de 1996 el Congreso de la Republica de Guatemala emitió la Ley General de Electricidad, con el objeto de agilizar el crecimiento en la producción, transmisión y distribución de la energía eléctrica, dando cabida a la participación de inversionistas, a modo de desmonopolizar los sistemas de transmisión y distribución. Estableciendo a demás normas fundamentales para el desarrollo de las actividades.
Posteriormente el 21 de marzo de 1997 el Ministerio de Energía y Minas emitió el Reglamento de la Ley General de Electricidad, cuyo objeto se puede resumir en que la industria eléctrica guatemalteca crezca en un ambiente de competencia, en donde se preste un servicio eléctrico de calidad y que sus precios reflejen costos económicamente eficientes.
De acuerdo a lo establecido en el Reglamento de la Ley General de Electricidad en su Título VI, Capítulo I y artículo 78, la Comisión Nacional de Energía Eléctrica es la encargada de emitir las normas técnicas del servicio de distribución y es de aquí que la Comisión Nacional de Energía Eléctrica emitió el 7 de abril de 1999 las Normas Técnicas del Servicio de Distribución –NTSD. El objetivo de esta norma es establecer derechos y obligaciones de los prestatarios y usuarios del servicio eléctrico de distribución, índices o indicadores de referencia para calificar la calidad con que se proveen los servicios de energía eléctrica, tanto en el punto de entrega como en el punto de utilización de tales servicios, tolerancias permisibles, métodos de control, Indemnizaciones, sanciones y/o multas, respecto de los siguientes parámetros
a) Calidad del producto suministrado por el distribuidor:
- Regulación de tensión,
- Desbalance de tensión en servicios trifásicos,
- Distorsión armónica, y
- Flicker.
b) Incidencia del usuario en la calidad del producto:
- Distorsión armónica,
- Flicker, y
c) Calidad del servicio técnico:
d) Calidad del servicio comercial:
- Calidad del servicio comercial del distribuidor, y
- Calidad de la atención al usuario.
Respecto al objeto de este estudio, compete conocer y analizar lo que dicta esta norma respecto de la calidad del servicio técnico.
La NTSD indica que la calidad del servicio técnico será evaluada en función de la continuidad del servicio de energía eléctrica a los usuarios. El control de la calidad del servicio técnico se llevara acabo en periodos semestrales continuos y se considerara una interrupción, toda falta del servicio de energía eléctrica en el punto de entrega. No tomándose en cuenta para el cálculo de los indicadores aquellas interrupciones menores de tres minutos o aquellas que sean consideradas como de fuerza mayor. (3)
La calidad del servicio técnico será evaluada por indicadores o índices globales e individuales, los cuales son los siguientes:
Indicadores Globales: (4)
a) Frecuencia Media de Interrupción por kVA (FMIK)
Representa la cantidad de veces que el kVA promedio de distribución sufrió
una interrupción de servicio.
FMIK = ∑j Qkfsj/Qki Donde:
∑j:
Sumatoria de todas las interrupciones del servicio durante el
Qkfsj :
semestre. Cantidad de kVA fuera de servicio en la interrupción j.
Cantidad de kVA instalados.
Tiempo Total de Interrupción por kVA (TTIK)
Representa el tiempo total, en horas, en que cada kVA promedio estuvo fuera de servicio.
TTIK = ∑j Qkfsj*Tfsj/Qki
∑j :
Tfsj :
Cantidad de kVA instalados
Tiempo, en horas, que han permanecido fuera de servicio los kVA en la interrupción j
Frecuencia de interrupciones por Usuario (FIU)
FIU = ∑ Ij
Número de interrupción j, para cada usuario
d) Tiempo de interrupción por Usuario (TIU)
Tfsuj
Tfsuj:
es el tiempo, en horas, de la interrupción j, para cada Usuario.
En la NTSD se han fijado limites tolerables a los indicadores de calidad del servicio técnico, tanto para los globales como para los individuales. Estas tolerancias son: (5)
Tabla I. Indicadores globales definidos en la NTSD para medir la calidad del servicio técnico
INTERRUPCIONES ATRIBUIBLES A DISTRIBUCION
INTERRUPCIONES ATRIBUIBLES A CAUSAS EXTERNAS A LA DISTRIBUCION
A PARTIR DEL INICIO DE LA ETAPA DE
REGIMEN (Para Usuarios conectados en Baja Tensión)
Tabla II. Indicadores individuales definidos en la NTSD para medir la calidad del servicio técnico
REGIMEN (Para Usuarios Conectados en Media y Alta Tensión)
USUARIOS EN BAJA TENSIÓN
USUARIOS EN MEDIA Y ALTA TENSION
A PARTIR DEL MES TRECE DE LA ETAPA DE
REGIMEN (Para Todos los Usuarios)
USUASRIOS EN MEDIA TENSION
USUARIOS EN ALTA TENSIION
Se controlará la calidad del servicio técnico mediante estos parámetros y será progresiva su aplicación. A partir de la etapa de transición se controlara la calidad mediante los indicadores globales FMIK y TTIK, luego a partir del primer mes de la etapa de régimen se controlara con los indicadores globales FMIK y TTIK para usuarios en baja tensión y con los indicadores individuales FIU y TIU para aquellos usuarios conectados en media y alta tensión. Y finalmente a partir del décimo tercer mes de iniciada la etapa de régimen se controlarán las interrupciones mediante los indicadores individuales para el cien por ciento de los usuarios. Es de aclarar que siempre se seguirán calculando los indicadores globales.
A partir de la etapa de régimen el distribuidor debe pagar la indemnización por incumplimiento a las tolerancias establecidas para cada indicador, esto de acuerdo al período que se este evaluando y al grupo de usuarios que se esté considerando.
la indemnización se
realizara por la
INIG ENS sistema = ENS sistema =
Índices individuales:
ENS sistema * CENS D sistema [ (TTIK - TTIK límite) / 8760] D sistema [ (FMIK - FMIK límite)(TTIK /FMIK)/8760]
ENS Usuario * CENS
ENS Usuario
D Usuario [ (TIU – TIU límite) / 8760]
D Usuario [ (FIU – FIU límite)(TIU/FIU)/8760]
INIG:
Indemnización para ser distribuida globalmente, (Q). Cada usuario recibe una indemnización proporcional a su consumo semestral de energía eléctrica, con respecto al consumo total semestral de todos los usuarios del distribuidor.
ENS sistema:
Energía no suministrada al sistema, calculada por TTIK y por FMIK, (kWh).
Indemnización para ser distribuida individualmente, (Q). A los Usuarios que se les aplica una Indemnización individual, no les corresponderá una Indemnización global.
ENS Usuario:
Energía no suministrada al sistema, calculada por TIU y por FIU, (kWh).
D sistema:
Demanda de energía facturada durante el período de control para el sistema del Distribuidor, (kWh).
D Usuario:
Demanda de energía facturada durante el período de control para cada Usuario, (kWh).
Costo de la Energía No Suministrada, [Q / kWh]. El Costo de Energía No Suministrada es diez veces el valor del Cargo Unitario por energía de la Tarifa simple para Usuarios conectados en baja tensión sin cargo por demanda (BTS), de la ciudad de Guatemala, del primer día y primer mes del período de control evaluado.
TTIK, FMIK, TIU
se refieren a los valores
resultantes de los índices o indicadores en el período controlado. Los valores para TTIK límite, FMIK límite, TIU límite y FIU límite, se refieren a los límites establecidos para las tolerancias de los índices o indicadores. Tanto para indemnización global como para individual, el distribuidor deberá determinar el valor de la energía no suministrada mediante las dos fórmulas (indicador de tiempo y frecuencia) y se aplicará la mayor a fin de calcular el valor de la indemnización. (6)
A la fecha, las distribuidoras están obligadas a cumplir con las tolerancias definidas para la etapa de régimen.
La retribución que tiene una empresa de distribución en
regulado, viene determinada por las tarifas que ésta debe aplicar a sus usuarios, las cuales son aprobadas por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica -CNEE. Y una de las componentes que conforman las tarifas de distribución es el valor agregado de distribución, la cual se presenta a continuación por su importancia respecto del mantenimiento.
En el artículo 91, capítulo III, título VI del reglamento de la Ley General de Electricidad, se define el Valor Agregado de Distribución (VAD) como el costo medio de capital y operación de una red de distribución de una empresa eficiente de referencia, operando en un área de una determinada densidad de carga.
A su vez el VAD es una componente determinante en el cálculo de las tarifas a consumidores finales de servicio de distribución final, ya que en el artículo 71, capítulo III, título IV de la Ley General de Electricidad se establece que el cálculo de las tarifas será el resultado de la suma del precio ponderado de todas las compras del distribuidor, referidas a la entrada de la red de distribución, y del Valor Agregado de Distribución –VAD.
También se aclara en el artículo 72, capítulo III, título IV de la Ley General
a) Costos asociados al usuario, independiente de su demanda de potencia y energía.
lo definido anteriormente, se concluye que el VAD al ser un factor
fundamental en el cálculo de las tarifas, teniendo una relación directa con el costo de operación y mantenimiento de una empresa eficiente de referencia y que se hace vital el establecer planes de mantenimiento que apunten a la eficiencia, en el sentido de atacar los problemas reales de las líneas y con un costo que sea el adecuado. Por lo tanto, al considerar redes eficientes y optimas en el cálculo de las tarifas de distribución, existe la obligación del cumplimiento de la calidad de servicio que ello conlleva, calidad que se ve reflejado con los planes de mantenimiento de las redes eléctricas de la distribuidora.
2.1 Mantenimiento de las salidas de media tensión de una subestación tipo
El mantenimiento que se realiza en los circuitos de salidas de media tensión de una subestación, busca conservar sus elementos en un estado adecuado con el fin de asegurar la continuidad del suministro de energía eléctrica al cliente. Este mantenimiento es todo un proceso que va desde seleccionar que instalaciones tienen mayor prioridad para ser atendidas, hasta la ejecución propia de las actuaciones de mantenimiento. Una vez concluido el plan de mantenimiento es conveniente una etapa de evaluación de los resultados obtenidos, con la finalidad del aseguramiento del direccionamiento de los recursos disponibles para esta actividad.
La selección de las instalaciones a las que se realiza mantenimiento depende los indicadores globales FMIK y TTIK que se tuvieron en el último período de control. Existe la obligación por norma que todo distribuidor debe contar con una herramienta informática que permita registrar y calcular los indicadores globales individuales de cada salida de media por subestación, por lo que tiene doble utilidad dicho control.
Cabe mencionar que este tipo de selección solo toma en cuenta la criticidad de las instalaciones por las fallas que estas han tenido. Este tipo de selección presenta desventajas ya que no se sabe si realimente estas instalaciones que son seleccionadas a las cuales se enfocaran recursos, son las que económicamente facturan más energía o cuentan con los niveles de pérdidas eléctricas no tan elevados, esto dentro de otros factores que se analizaran en el capítulo 3.
Una vez definidas cuales serán las instalaciones en las cuales se enfocara principalmente las actividades de mantenimiento, se desarrollan un conjunto de actividades que se pueden agrupar por orden de actuación de la siguiente manera:
a) Inspección de instalaciones: Consiste en realizar un recorrido del trazado de las líneas, anotando todas las irregularidades posibles que puedan provocar una falla de las instalaciones y definiendo el nivel de prioridad para corregir dichas irregularidades, tomando como base la continuidad del sistema como la seguridad para terceros.
b) Programación del mantenimiento: Consiste en tomar toda la información recopilada en la inspección de instalaciones y encausarla a un programa que defina los trabajos de mantenimiento a realizar, cantidad de materiales necesarios, tiempo necesario para ejecutar los trabajos, localización de los trabajos a efectuarse, calendarización de la ejecución de los trabajos, clasificación de trabajos en aquellos se pueden realizar con tensión y sin tensión.
c) Ejecución del mantenimiento: Se refiere a realizar los trabajos necesarios para corregir las irregularidades que se detectaron en la inspección, esto de acuerdo a la programación que se haya establecido.
d) Evaluación del mantenimiento: Consiste en observar el comportamiento de la instalación a la cual se le dio mantenimiento, si esta obtuvo una mejora luego de realizado el mantenimiento. Esta mejora se puede ver directamente a través del índice de fallas que registre esta des pues de su mantenimiento vrs el índice de fallas que históricamente registra.
Debe tomarse en cuenta siempre el beneficio económico de la realización de las actividades de mantenimiento ya que el objetivo de esta tesis es el desarrollo óptimo del mantenimiento de las redes de distribución, consecuentemente con la comparativa de los costos del mantenimiento con los resultados de las indemnizaciones producto de la aplicación de las NTSD.
Tabla III. Trabajos de mantenimiento más frecuentes, en una empresa de distribución en el interior del país
detectaron en la inspección, a fin de dar a conocer de mejor manera este tema,
listan los
trabajos más frecuentes en
Podemos resumir los resultados directos de realizar mantenimiento en tres aspectos: Incremento en la disponibilidad del sistema, reducción del riesgo por incumplimiento a los indicadores de calidad y reducción de los costos del mantenimiento correctivo. Es importante notar que si bien estos resultados se pueden obtener de la aplicación del mantenimiento a las instalaciones de una empresa distribuidora, el mejor nivel que se pueda alcanzar en estos resultados se ve afectado por la adecuada selección de las instalaciones a dar mantenimiento, el proporcionado recurso económico empleado y las actuaciones acertadas.
En cuanto el mantenimiento de las instalaciones eléctricas corrija las causas de fallas en las mismas, el tiempo de disponibilidad del servicio ira en aumento. A menos incidencias mayor continuidad del servicio.
2.2.2 Reducción del riesgo por incumplimiento a los indicadores de calidad
La calidad del servicio técnico es evaluada por medio de índices o indicadores globales e individuales, para ello se han fijado limites de tolerancia, una vez son superados estos limites la empresa distribuidora es penalizada. (véase capitulo I) A medida que no se brinde mantenimiento a las instalaciones, las fallas irán en aumento y con ello se puede llegar o superar los índices tolerables de calidad. Es claro entonces que un adecuado mantenimiento a las instalaciones eléctricas reducirá el riesgo de superar dichos índices ya que estos son una medida directa de la cantidad de incidencias o fallas en las líneas.
Una de los principales inconvenientes en el mantenimiento correctivo es el no poder controlar el costo del mismo, por ejemplo, si una empresa distribuidora abandona el mantenimiento preventivo, dedicándose al correctivo únicamente, las fallas irán en aumento dado que solamente se esta corrigiendo los componentes que han fallado, este incremento en las fallas directamente inciden en los costos de transporte, materiales, mano de obra, pérdida de mercado y posiblemente en penalizaciones.
El mantenimiento preventivo y predictivo contrarrestan este efecto del mantenimiento correctivo, ya que al reducir las fallas, reducen lógicamente estos costos e incluso poder mantenerlos en un margen aceptable.
3.1 Descripción del mercado de una empresa distribuidora en el interior del país y sus principales indicadores
El mercado para cualquier empresa de distribución lo podemos definir como la compra y venta de energía. La empresa distribuidora compra la energía y esta le es entregada en determinados puntos, luego la vende entregándola a los usuarios de su servicio, bien sea en media tensión o en baja tensión.
Una empresa de distribución como su nombre lo indica distribuye la energía eléctrica al usuario final, en Guatemala esta definido que la distribución de la energía esta en los niveles de voltaje de 34.5kV y 13.8kV principalmente.
Lo que hace la diferencia entre empresas de distribución son las características de mercado, principalmente la densidad de consumo (urbano o rural), ya que no es lo mismo distribuir la energía eléctrica en una ciudad capital, como hacerlo en el interior del país para el caso de Guatemala, o bien una comparación entre la distribución de la energía eléctrica en Guatemala que en Panamá, partiendo del simple hecho de las diferencias geográficas.
Este estudio se enfocara en una empresa de distribución tipo rural como sería el interior del país de Guatemala y para comprender este mercado de distribución debemos mencionar los siguientes aspectos:
a) Dispersión geográfica de las cargas y sus características.
b) Características de las redes eléctricas empleadas en al distribución.
En el negocio de distribución eléctrica en el interior del país se tienen centros de carga muy dispersos. Dado que las cabeceras, departamentos y municipios importantes, están relativamente distantes unos de otros y sumado a esto que la gran mayoría de poblados tienen poco desarrollo socio- económico, los consumos de energía eléctrica son muy bajos, para cualquier inversionista resulta poco atractivo el desarrollo de nuevas líneas y redes de distribución, por lo cual existe un Plan de Electrificación Rural - PER llevado a cabo el Gobierno de Guatemala con la finalidad de llevar el suministro de energía a las zonas más alejadas, situación que complica la actividad de operación y mantenimiento de la red, dado que cada vez corresponde la cobertura de estas actividades en zonas menos accesibles. A continuación se presentan un mapa de Guatemala en donde se puede ver la concentración de los poblados y notar la dispersión de los mismos.
Figura I. Dispersión geográfica de los poblados de Guatemala
3.1.2 Características de las redes eléctricas empleadas en la distribución
Cuando hablamos de características en cuanto a los elementos que conforman una red eléctrica de distribución, podemos dividirla en dos grandes partes, redes subterráneas y redes aéreas.
Las redes subterráneas presentan una ventaja considerable en cuanto a que presentan un número reducido de fallas, en otras palabras son altamente confiables. Sin embargo hasta hoy día el costo de construir una red subterránea es muy elevado respecto a construir una red aérea. Sin embargo, se construye bajo factores de exigencias estéticas o normas urbanísticas o medio ambientales, entre otras.
Al tomar en consideración la dispersión geográfica y la característica de las cargas en la distribución del interior de la republica de Guatemala, podemos concluir claramente que una red subterránea, no es viable construir.
Se han realizado diferentes estudios, como por ejemplo el Manual de Normas Eléctricas para El Istmo Centroamericano, en donde se ha tomado en consideración todos los aspectos que conforma la distribución de la energía eléctrica en el interior del país de Guatemala y Centro América, con el fin de poder presentar una solución viable tanto técnica como económicamente para cumplir dicho fin.
No es objeto de este estudio presentar el detalle de este análisis, sino presentar un resumen de lo que se concluye. Al considerar para tal efecto las configuración típicas de líneas y redes de distribución con las características de la red actual de las empresas distribuidoras de Guatemala.
3.2 Impacto del mantenimiento en una empresa distribuidora vrs condiciones regulatorias de calidad de servicio técnico
Para poder representar el impacto del mantenimiento para una empresa de distribución con las condiciones establecidas o definidas por los agentes reguladores, podemos iniciar recordando lo visto en el capitulo uno del presente estudio, en donde vemos que la calidad en el servicio técnico será evaluada solo en función de la continuidad del servicio de energía eléctrica a los usuarios. Esto hacer ver claramente que la calidad del servicio técnico será medida por indicadores (FMIK, TTIK, FIU, TIU) que directamente son afectados proporcionalmente por la cantidad de incidencias o fallas eléctricas que provoquen la interrupción del servicio (tiempo total y frecuencia de las mismas).
Lo anterior quiere decir que a mayor número de incidencias, mayor serán los indicadores de calidad y estos podrían acercarse o superar las tolerancias establecidas para no ser penalizados por calidad. Entonces, se hace vital reducir las incidencias al mínimo, esto a su vez orienta a preguntar ¿Cuáles son las causas de dichas incidencias? Y ¿Qué causas son atribuibles por falta de mantenimiento?
Para tener un panorama más claro respecto de las causas de falla en una instalación de distribución de energía eléctrica, a continuación la siguiente tabla presenta una clasificación de causas de falla y cuales de estas pueden ser atribuibles por falta de mantenimiento:
Tabla IV. Asociación de causas mantenimiento
de incidencias a
ASOCIACION DE CAUSAS DE INCIDENCIAS A LAS ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO
DESCRIPCIÓN CAUSA PRIMARIA
ACTIVIDAD DEL MANTENIMIENTO ASOCIADA
Descordinación de la protección
Actuación de relé de frecuencia
Propias de la red
Actuación de relé de baja tensión
Mantenimiento en linea MT
General Programado
Mantenimiento aguas arriba de linea MT
Mantenimiento aguas debajo de linea MT
Trabajos originados por terceros Animales en la red
Mejora de puesta a tierra
Descargas atmosféricas Fuertes vientos
Inspección & Mtto. Resultante
Inundaciones y desbordes de rios
Corrosiones o contaminaciones
Huracanes, ciclones o tornados
Rotura por fatiga de conductor o cable de guarda
Rotura por fatiga de poste o cruceta
Intempestiva de componentes
Rotura de empalmes, puentes o conexiones
Rotura de aislador (es)
Termografía Inspección & Mtto. Resultante
Diseño defectuoso de línea
Aislador(es) flameados Otos componentes de subestación
Mejora de puesta a tierra General
Pararrayo o descargador Cortacircuito
Falla intempestiva de equipos
Con actuación de protección
Sin actuación de protección
De la tabla anterior podemos ver que existen tareas de mantenimiento como lo es la poda y tala de arbolado, la inspección en general de los diferentes componentes de la red, la mejora de la resistencia de puesta a tierra, que tienen una relación directa con la causa primaria de las incidencias que se dan en las instalaciones de una empresa de distribución. Ahora bien, la frecuencia de estas causas en el historial de registro de las incidencias, es lo que hace impacto para una empresa de distribución, para ejemplificar esta situación hipotética se muestra la siguiente tabla con su respectiva gráfica:
Impacto en los indicadores de calidad por causas asociadas al mantenimiento
Figura 2. Causas asociadas a las incidencias
De la anterior tabla y gráfica podemos ver que al conocer las causas de las incidencias podemos asociar estas a actuaciones de mantenimiento, y por lo tanto poder determinar los indicadores globales asociados a actuaciones de mantenimiento, de esta gráfica vemos entonces que el 32% del FMIK Urbano esta asociado a actuaciones de mantenimiento igualmente para el caso del área rural, ya que comprende el 39% del FMIK (ejemplo ficticio de una empresa de distribución con características altamente rurales).
El impacto de estos resultados para una empresa de distribución lo ve en las siguientes áreas: Indisponibilidad del sistema, penalizaciones, costos operativos.
Cuando se habla de indisponibilidad del sistema, se refiere a, lo que representa ese 32 y 39 por ciento de FMIK en venta de energía eléctrica, por lo tanto si se aplicara un mantenimiento eficiente poder reducir estos porcentajes al mínimo.
Respecto a las penalizaciones, de acuerdo a la NTSD el límite permitido para no ser penalizados por servicio técnico en cuanto al FMIK se refiere es de 2.5 FMIK Urbano y 3.5 FMIK Rural, viendo gráficamente esto, podemos notar que para el FMIK Rural para el segundo semestre del 2001 de esta empresa de distribución se a excedido de limite en un 19%, comparando esto con el 39% de FMIK Rural atribuido por mantenimiento podemos notar claramente que con un plan de mantenimiento eficiente que al menos reduzca el 39% de FMIK Rural a un 19%, no se incurrirían costos de penalizaciones. (Cálculos ficticios basados en características de una empresa con densidad de carga altamente rural, se refieren al año 2001 que es la fecha de inicio de la etapa de régimen de las NTSD).
Figura 3. FMIK urbano, causa interna del segundo semestre del 2001 para una empresa distribuidora
Figura 4. FMIK rural, causa interna del segundo semestre del 2001 para una empresa distribuidora
De los costos operativos podemos decir que en cuanto a mantenimiento correctivo o de reparación, el hecho de poder reducir los indicadores de FMIK como resultado de un plan de mantenimiento hablamos prácticamente de reducción de incidencias, por lo que las actuaciones de mantenimiento correctivo o reparación se reducen en automático.
Debe tomarse en consideración que los servicios públicos de red hoy en día son considerados como esenciales para el diario vivir y fuente de desarrollo de la población. No obstante, son actividades que por su naturaleza surgen en un entorno de monopolio, por lo que es necesario la presencia de un entre que regule la calidad y fije los precios para la simulación de un mercado en competencia, responsabilidad que recae sobre la Comisión Nacional de Energía Eléctrica. CNEE.
Por lo tanto, debe considerarse la importancia que juega la actividad de mantenimiento en las líneas y redes de distribución, que como ha sido indicado en el desarrollo de este trabajo, tiene implicaciones económicas bastante importante para el inversionista al tener un ente fiscalizador de la calidad y que cuya retribución sea acorde a la realidad de su mercado y dimensionamiento de la capacidad de sus instalaciones.
Los siguientes criterios que a continuación se presentaran, tienen por objetivo priorizar las instalaciones del plan de mantenimiento y definir las actuaciones que deben realizarse. No está demás destacar que una empresa de distribución por lo general cuenta con grandes inversiones en instalaciones fijas, largos tiempos de construcción y muy extensos períodos de amortización sino porque, además, no son re-convertibles o re-asignables a otras actividades productivas.
Asimismo, el Valor Agregado a la Distribución - VAD al ser un factor fundamental en el calculo de las tarifas y que implícitamente se relaciona con el costo de operación y mantenimiento de una red referenciada a empresa eficiente, implica una gestión del desarrollo de planes de mantenimiento que apunten a la eficiencia, en el sentido de atacar los problemas reales de las líneas y con un costo que sea el adecuado.
3.3.1 Criterio Técnico Frecuencia Media de Interrupción por kVA (FMIK)
Este criterio se basa en uno de los indicadores globales definidos en la NTSD para evaluar la calidad del servicio técnico, se considera adecuado dentro de los criterios técnico para definir un mantenimiento eficiente ya que como vimos en el capitulo 1 este representa la cantidad de veces que el kVA promedio de distribución sufrió una interrupción de servicio. Ahora bien, podemos interpretarlo de la siguiente manera: cada punto de FMIK es equivalente a tener una interrupción del 100% del servicio prestado por la empresa distribuidora. Esto se ve en la formula del FMIK:
FMIK = ∑j Qkfsj/Qki
Dado que Qki representa la potencia total del sistema de distribución, cuando la sumatoria de Qkfsj iguala a Qki, podemos decir que esto es equivalente a registrar una interrupción de toda la red.
De lo anterior, se obtiene que los limites establecidos en la NTSD dicen que para el FMIK Urbano el limite es 2.5 (dos y media) veces que puede salir toda la potencia del sistema de la empresa de distribución para no ser sujeto de penalización, para el FMIK Rural el limite es 3.5 (tres y media) veces que puede salir toda la potencia del sistema de la empresa de distribución para no ser sujeto de penalización.
Esta forma de interpretación del FMIK nos hace ver principalmente que la referencia de este indicador esta en la potencia total del sistema, ahora bien es sumamente interesante pensar en variar esta referencia y considerar cada salida de media tensión de una subestación como la totalidad del sistema, esto para poder comparar si la salida de media tensión en cuestión esta fuera de los limites de calidad establecidos (2.5 FMIK Urb y 3.5 FMIK Rur).
Para entender mejor esto, se presenta el siguiente ejemplo:
Tabla VI. Ejemplo del criterio técnico FMIK referido a la potencia de cada SMT de la subestación de Chimaltenango
En la anterior tabla se presenta resultados del FMIK para las salidas de media tensión de la subestación de Chimaltenango para el caso hipotético del ejercicio que se desarrolla a traves del presente estudio, observando las columnas FMIK Urb y FMIK Rur, respecto del total sistema o sea la suma de toda la potencia instalada de todas sus instalaciones, los resultados muestran un FMIK urb para la subestación de Chimaltenango de 0.4 y un FMIK Rur de 0.24; sin embargo, para poder analizar si estas salidas de media tensión de la subestación de Chimaltenango están fuera de los limites de calidad establecidos, es necesario calcular el FMIK variando la potencia de referencia, que ya no será la del total del sistema, sino solo la de cada una de las líneas, en otras palabras lo que estamos haciendo es considerar a cada salida de media tensión como una empresa de distribución. Al observar estos resultados vemos que las salidas de media tensión de Chimaltenango, El Tejar e Itzapa, estan fuera de los limites establecidos y solo San Martin Jilotepeque y Técpan están dentro de los limites, para este caso hipotético.
Es de aclarar que este calculo del FMIK se substituye la potencia total del sistema por la potencia instalada en particular de cada salida de media tensión, tiene por objeto de evaluar que instalación esta fuera de los limites establecidos para considerarlas en un plan de mantenimiento.
Haciendo una analogía, si se considera el ejemplo que una empresa de distribución tiene en total 50 salidas de media tensión y haciendo el cálculo del FMIK con la potencia de referencia de cada salida de media tensión, todas ellas están justo en el límite permitido, entonces al calcular el FMIK con la potencia total del sistema nos dará en consecuencia también justo el límite admitido en las NTSD.
Este criterio es otro de los indicadores globales definidos en la NTSD para evaluar la calidad del servicio técnico, a su vez es otro parámetro a considerar en los criterios técnicos para definir un mantenimiento eficiente ya que como vimos en el capítulo 1, este representa el tiempo total en horas, en que cada kVA promedio estuvo fuera de servicio.
De lo anterior, se concluye que el TTIK representa la cantidad de tiempo promedio que estuvo fuera todo el sistema, dado que los limites establecidos son 8 para el TTIK Urbano y 10 para el TTIK Rural, esto quiere decir que en promedio el sistema de la empresa distribuidora como limite debe estar fuera 8 hrs, como consecuencia de 2.5 incidencias (FMIK Urb) promedio de todo el sistema, y 10 hrs como consecuencia de 3.5 incidencias (FMIK Rur) promedio de todo el sistema.
La formula de TTIK es:
Otro aspecto importante de este indicador es que es directamente proporcional al número de incidencias que ocurran, al igual que lo es el FMIK, y es por ello que al establecer un plan de mantenimiento que reduzca considerablemente el número de incidencias en la red eléctrica, en automático se disminuirán tanto el FMIK como el TTIK, y su importancia en considerarlos como factores determinantes para el establecimiento de un plan de mantenimiento es porque a través de estos dos indicadores globales se ve la calidad del servicio técnico.
el FMIK,
la formula del TTIK tiene
potencia total del sistema de una empresa de distribución, y por lo tanto podemos hacer lo mismo que el FMIK al considerar a cada salida de media tensión como una empresa independiente para evaluar si esta está fuera de los limites establecidos, ahora para el TTIK.
Este cálculo pretende demostrar la importancia que tiene la instalación desde el punto de vista económico haciendo una relación de la facturación mensual en energía y la capacidad instalada de los transformadores de distribución de las salidas de media tensión que conforman la subestación. La formula para calcular este factor es la siguiente:
CITD x f.p. x
Energía facturada promedio mensual en kWh.
Capacidad instalada en transformadores de distribución
correspondientes a las salidas de media tensión de la subestación en cuestión. Factor de potencia promedio del sistema
Con este criterio se podrá saber que salidas de media tensión por subestación, es más importante por la utilización de la potencia instalada y en consecuencia tendrá el mayor volumen de energía e importes facturados en la región.
Una característica de las empresas de
comercial, es decir la actividad que se lleva en este caso desde la lectura del consumo de energía eléctrica hasta su cobranza. La exigencia del pago después del consumo de energía ronda los 90 días por las condiciones meramente regulatorias. La razón de mencionar esto es que las empresas distribuidoras de energía eléctrica tienen índices de perdidas no solo en el ámbito técnico sino también en el no técnico, como lo puede ser el no pago de los clientes, fraudes y malas mecanizaciones, entre otras.
económico que mida las pérdidas de energía en las subestaciones. A continuación se presenta la formula para este criterio:
PNT: Relación Perdidas
obtendremos un parámetro que nos indique cuanto de lo que se factura no se recupera, siendo entonces un criterio que se complementa con el anterior.
Para la realización de un plan de mantenimiento los más eficiente posible, debe tomarse en cuanta tanto los indicares de la calidad del servicio técnico señalados anteriormente y los niveles de pérdidas eléctricas técnicas de la red y comerciales para direccionar eficientemente los recursos destinados para este fin.
4.1 Análisis de la situación actual de la política de mantenimiento para las salidas de distribución de una subestación tipo
En la actualidad el mantenimiento de las salidas de distribución de una subestación lleva un proceso que inicia con una etapa de análisis y concluye con una evaluación, todo esto dirigido por directrices definidas por las empresas de distribución.
4.1.1 Esquema general de la ejecución del mantenimiento para una empresa de distribución
Para una descripción gráfica del proceso en la ejecución del mantenimiento para una empresa de distribución es conveniente representarlo esquemáticamente (véase la figura siguiente). En este diagrama se observa que toda actuación de mantenimiento preventivo o predictivo, conlleva etapas de análisis, programación, ejecución y retroalimentación. Por otra parte toda actuación de mantenimiento correctivo, por su misma naturaleza no puede ser programada o analizada previamente, entonces vemos que su proceso inicia en la ejecución del mismo. Ahora bien existe otra etapa muy importante que es la documentación de lo acontecido, esto para que sirva de retroalimentación ya que los efectos de un deficiente mantenimiento preventivo o predictivo, repercute en un incremento de actuaciones en correctivo.
Figura 5. Proceso en la ejecución del mantenimiento para una empresa de distribución
o Predictivo
Del diagrama anterior
se puede concluir la vital importancia que tiene la
formulación correcta del plan de mantenimiento, para incidir lo menos posible en acciones de mantenimiento correctivo.
Las políticas de mantenimiento no son mas que las directrices bajo las cuales se elabora el programa anual de mantenimiento. Este programa debe estar compuesto por las etapas de análisis, programación, ejecución y evaluación. Las políticas de mantenimiento tiene un impacto directo en la etapa de análisis y tienen bajo su responsabilidad la eficiencia y optimización del mantenimiento así como la asignación de los recursos disponibles para esta actividad.
Actualmente las políticas definen las siguientes actividades previas:
realizar una inspección visual de toda una salida de media tensión, cálculo del FMIK. Una vez es inspeccionada toda la salida de media tensión, se analiza toda esta información con los defectos encontrados en la línea (ejemplo:
aisladores dañados, crucetas dañadas, postes desplomados, etc.) y se procede a realizar una programación de las actividades de mantenimiento que sean necesarias para corregir los defectos detectados en la inspección.
Luego de ejecutarse el mantenimiento en esta salida de media tensión, se espera poder tener resultados en cuanto a disminución del número de interrupciones en dicha línea, por consiguiente una reducción en el FMIK y TTIK.
A continuación se presenta un ejemplo de los resultados hipotéticos para una empresa de distribución en cuanto a sus indicadores de calidad definidos por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, para el año 2000.
Tabla VII. Valores resultantes de FMIK para el primer semestre del año 2000 de una empresa de distribución
FMIK Urb
FMIK Rur
1.41 3.37
2.65 6.02
1.81 7.83
En la tabla VII se presentan los resultados obtenidos para el FMIK urbano y rural durante el primer semestre del año 2000, en principio se nota una tendencia creciente mes a mes y en las columnas que presentan los valores de manera acumulada, para el mes de abril los valores de FMIK estaban debajo de los límites establecidos, pero en los últimos dos meses del semestre el incremento en este indicados tubo un salto muy alto, cerrando por arriba del límite establecido.
Haciendo un análisis y tomando como base en primer lugar las políticas de mantenimiento y en segundo los resultados obtenidos en la tabla VII; el que se oriente a través del FMIK para poder seleccionar las salidas de media tensión de una subestación que estará dentro del plan de mantenimiento y luego de la inspección visual y rigurosa de las instalaciones seleccionadas, es necesaria una evaluación donde se consideren aspectos técnicos y económicos para asegurar la optimización en el desarrollo del mantenimiento.
para eficientizar los
procedimientos del mantenimiento de acuerdo a su retribución fijada por CNEE
Para poder hacer uso de estos criterios, es necesario contar con información en cuanto a interrupciones registradas, facturación de clientes y energía, para cada una de las salidas de distribución o media tensión de una subestación. La información que se presenta en este estudio corresponde a casos hipotéticos de una empresa de distribución del interior del país, durante el período 2004.
4.2.1 Aplicación de los criterios técnicos y económicos para la selección de una subestación
En primer lugar se aplican los criterios: FMIK, TTIK, FU y PNT. La combinación de estos indicará aquellas instalaciones que debe aplicárseles un plan de mantenimiento que repercute en beneficio tanto para el usuario como la empresa de distribución. En este caso se presentara cada criterio a nivel de subestación y se compararan para poder determinar cual es la subestación eléctrica que al trabajar en sus salidas de media tensión se obtienen los mejores beneficios.
El procedimiento es el siguiente: para el calculo del FMIK y TTIK se debe considerar para cada período de análisis la siguiente información organizada por incidencia o interrupción:
a. Instalación a la que pertenece la incidencia
b. Duración de la incidencia
c. Origen de la incidencia (agente responsable)
d. Causa de la incidencia
e. Potencia urbana afectada
f. Potencia rural afectada
g. Observaciones particulares de la incidencia
h. Tipo de incidencia (imprevista o programada)
i. Tipo de causa (fuerza mayor o menor)
Esta información es necesaria debido a que para determinar el FMIK y TTIK y compararlo con los límites establecidos, se debe considerar aquellas incidencias que son de causa interna (las incidencias se originan dentro de las instalaciones del distribuidor), fuerza menor (según la causa de la incidencia esta se clasifica como de fuerza mayor o fuerza menor), duración mayor o igual a 3 minutos, y por último imprevistas (según su origen estas se pueden clasificar como imprevistas o programadas)
Los resultados obtenidos del calculo del FMIK y TTIK, se muestran en las tablas siguientes:
Tabla VIII. Frecuencia media de interrupción correspondiente al año 2004, de las subestaciones eléctricas del nororiente del país
Tabla IX. Tiempo medio de interrupción correspondiente al año 2004, de las subestaciones eléctricas del nororiente del país
Siguiendo ahora con el criterio de perdidas técnicas y no técnicas, se debe determinar tal como esta expresado por la formula del apartado 3.3.4, como la relación de la compra y venta de energía, para su cálculo es necesaria la lectura de cada un de los puntos de entrega de la energía acordados entre el generador y el distribuidor y las ventas de energía facturadas a cada una de las localidades que son alimentadas por cada salida de media tensión de cada subestación.
A continuación se presentan los resultados de las pérdidas de energía para este caso hipotético:
Tabla X. Pérdidas de energía promedio mensual según periodo 2004 para las subestaciones del nororiente del país (caso hipotético)
Para determinar el criterio factor de utilización, es necesario conocer la energía comprada por el distribuidor y la suma de la potencia instalada de todas las salidas de media tensión que conforma dicha subestación, la cual es multiplicada por un factor de potencia promedio del sistema y de dos constantes que son veinticuatro horas que tiene el día y treinta días que tiene el mes, de esta manera tenemos que el factor de utilización es la relación entre la energía que es facturada en la compra y la energía disponible por la potencia que se tiene instalada.
A continuación se presentan los resultados de factor de utilización para cada subestación en análisis.
Tabla XI. Criterio factor de utilización promedio para el periodo 2004 de las subestaciones del nororiente del país
Al contar ya con los resultados de los criterios técnicos y económicos para cada subestación en análisis procederemos a hacer una comparación entre ellos y de esta manera determinar cual es la subestación que por aspectos al trabajar un plan de mantenimiento se obtendrán los mejores resultados.
Para poder hacer un ranking de las subestaciones por su importancia tomando en cuenta los criterios técnicos y económicos en conjunto y así seleccionar la mas importante a trabajar, se procederá con la ayuda de estos criterios a determinar el impacto económico por la energía no vendida para cada subestación, que excede los limites de calidad establecidos.
Para poder determinar la energía no suministrada o vendida (ENS) por el distribuidor, que estuvo fuera de los limites de calidad establecidos, se emplearan las siguientes expresiones que utilizan los primeros dos criterios, FMIK y TTIK, y se tomará el que resulte mayor entre las dos expresiones:
(TTIK – TTIKlimite)
(FMIK-FMIKlimite)(TTIK/FMIK)
calidad establecidos, calculado por TTIK.
calidad establecidos, calculado por FMIK.
Estas dos expresiones buscan determinar el tiempo total fuera de los limites establecidos que estuvo fuera todo el sistema del distribuidor. Si analizamos estas expresiones un poco mas, veremos que si bien el TTIK es el tipo promedio que estuvo fuera todo el sistema del distribuidor durante el periodo en análisis, no debemos olvidar que también es importante la cantidad de interrupciones que conformaron este tiempo (FMIK).
El planteamiento de tomar el tiempo mayor que resulte de calcularlo por TTIK o por FMIK, lo que implica es tener una comparación entre estos dos indicadores ya que si uno de ellos esta muy por arriba de los limites esto repercutirá también en penalizaciones. Por lo que el cálculo de la energía no suministrada es una relación directa entre los tiempos que superan los límites admisibles por la NTSD y la potencia que estuvo fuera de servicio, si son los indicadores globales los calculados, corresponderá la potencia total del sistema y si se calcula los indicadores individuales, corresponderá la potencia por cliente.
este análisis se tomará la suma de los dos semestres para tener
resultados de energía no suministrada en periodos anuales. Esto quiere decir que resultados de FMIK, TTIK, FMIK límite y TTIK límite, anuales.
Antes de hacer los cálculos del tiempo total por TTIK y por FMIK para cada subestación, se pasara dichos indicadores a nivel de subestación (véase apartados 3.3.1 y 3.3.2), necesidad que surge para poder aplicar un factor de utilización propio de cada subestación y también niveles de perdidas para conocer que subestaciones están por arriba de los límites establecidos.
Con el tiempo resultante este se multiplica luego por la potencia instalada de las salidas de media tensión que conforman cada subestación, el factor de utilización y el factor de potencia promedio del sistema (para este caso emplearemos 8.5 de f.p.). De esta manera se tiene calculada para cada subestación la energía no suministrada fuera de los limites establecidos.
Finalmente se multiplica dicha energía por el costo de venta del kilovatio hora promedio que tiene cada subestación y luego se aplica el porcentaje de pérdidas presentado anteriormente.
esta manera se obtiene
económico por la energía no
vendida para cada subestación fuera de los límites y así elegir la más crítica.
A continuación la tabla XII presenta los resultados obtenidos de la energía no suministrada fuera de los limites establecidos para cada subestación en análisis.
Tabla XII. Facturación no percibida por la energía no suministrada fuera de los límites de calidad establecidos de manera anual, calculada por FMIK y TTIK, para el periodo 2004 de las subestaciones del nororiente del país
Tabla XIII. Ranking de subestaciones del nororiente del país según la facturación no percibida por la energía no suministrada fuera de los límites de calidad permitidos, calculada según FMIK y TTIK, durante el período 2004
Del ranking obtenido en la tabla XIII, vemos entonces que la subestación de La Ruidosa es la subestación que prioritariamente se debe trabajar un plan de mantenimiento y que por lo tanto es donde podremos obtener los mejores beneficios, tanto técnicos como económicos.
Algo importante de mencionar es que dependiendo del presupuesto asignado para la labor de mantenimiento de una empresa de distribución, se puede trabajar un plan de mantenimiento para más subestaciones, teniendo como limite entonces el presupuesto que este destinado para dicho fin. Lo que se busca con la aplicación de estos criterios es poder optimizar este recurso al elegir la subestación que represente mejores beneficios al trabajar en ella.
4.3 Plan de mantenimiento para las salidas de distribución de una subestación tipo
Para elaborar el plan de mantenimiento para las salidas de media tensión de la subestación seleccionada en el apartado anterior, que fue la subestación La Ruidosa; primero se debe contar con la información alfanumérica de cada salida de dicha subestación, estos datos son por ejemplo, el número de kilómetros de red en media tensión, el número de centros de transformación, entre otros.
A continuación se presenta la información alfanumérica de las salidas de media tensión de la subestación La Ruidosa:
Tabla XIV. Información alfanumérica de las salidas de media tensión de la subestación La Ruidosa
Seguido de esto se revisan las causas de las incidencias que aportaron al FMIK y TTIK presentados anteriormente para esta subestación y se determina cuales de estas causas son como consecuencia de una falta de mantenimiento, para así poder determinar cual seria el objetivo a alcanzar en cuanto a reducción de FMIK y TTIK se refiere; y de esta manera poder medir el alcance del plan de mantenimiento. De estas mismas causas también se determina cual es la actividad de mantenimiento asociada a ella.
Las tablas XV y XVI, muestran los resultados de lo antes descrito.
Clasificación de causas y su aporte en los indicadores de calidad para la subestación de La Ruidosa. (indicadores hipotéticos referidos a la distribuidora)
Tabla XVI. Actividades de mantenimiento asociadas a las causas de falla reportadas durante el periodo 2004 en las salidas de media tensión de la subestación La Ruidosa
Como se observa en la tabla XV se han presentado los indicadores consolidados anuales, esto quiere decir la suma del primer y segundo semestre. Si bien es cierto los indicadores se miden semestralmente, la rezón de presentarlos así es poder determinar el objetivo anual que se busca alcanzar ya que el plan de mantenimiento que se propone al ejecutarse llevara un tiempo el finalizar todas las actividades, y a medida que sean corregidos los defectos en las salidas de media tensión, se empezaran a percibir mejoras al reducirse las incidencias. Por lo que el poder determinar exactamente cuánto se mejora en el primer semestre y cuanto en el segundo, no es posible.
Entonces para la determinación de las mejoras a percibir en cuanto a la
segundo semestre de acuerdo al alcance en
tiempo que lleve
Para concluir en la determinación del plan de mantenimiento, se observa en la tabla XVI que de las causas asociadas a las fallas en la red, se determinan actividades asociadas al mantenimiento, las cuales tendrán que realizarse en los puntos de las redes que indique la inspección. Ahora bien, estas actividades tienen que ser medidas. En el caso de la inspección y mantenimiento resultante, cambio de aislamiento, cambio de conectores y poda y tala de arbolado, es posible medirlos en kilómetros de línea. De lo anterior se desprende que la unidad de tala y poda serán los kilómetros realizados y para la falla de equipos en línea se medirá por equipos inspeccionados, estos principalmente son centros de transformación.
El plan de mantenimiento finalmente debe ser presentado de manera que su seguimiento sea fácil, para esto se propone un formato que se muestra en la tabla XVII:
Tabla XVII. Formato para plan de mantenimiento salidas de media tensión de subestación La Ruidosa
El poder determinar el costo que representa el ejecutar el plan de mantenimiento propuesto es importante por dos razones, la primera es poder conocer cúanto es el monto que una empresa distribuidora tiene que destinar presupuestariamente para la ejecución de este y la otra razón es poder evaluar si el plan es rentable, comparándola con los beneficios que se obtendrán.
Para determinar este costo se trabajara con importes medios por kilómetro de mantenimiento, que serán validados y utilizados en los cálculos de tarifas que se realizan cada 5 años. Para una empresa de distribución del interior del país se tiene que el costo de mantenimiento por kilómetro es de 155 US$/km (1,178 Q/km).
Con lo anterior se tiene que el costo del plan de mantenimiento propuesto para las salidas de la subestación La Ruidosa es de (91+117)x(1,178)=
245,024.00Q.
5.2 Mejoras a percibir originados por el plan de mantenimiento propuesto
Las mejoras que se obtienen al ejecutar el plan de mantenimiento ésta determinado por el ingreso económico por la venta de energía suministrada al obtener una reducción en las interrupciones y el ahorro en pago de indemnizaciones al usuario.
5.2.1 Ingresos por energía suministrada al obtener una reducción en los índices de calidad
Para poder determinar el ingreso por energía suministrada al reducir los índices de calidad se procede primeramente a determinar la energía no suministrada con los indicadores de calidad FMIK y TTIK iniciales y la energía no suministrada con los indicadores de calidad FMIK y TTIK finales al cumplirse el plan de mantenimiento, luego la resta entre la condición inicial y la final será la energía suministrada al reducir los índices de calidad.
Finalmente la energía suministrada se multiplica por el beneficio que queda al distribuidor en la compra – venta de energía, para esto se supondrá un margen de beneficio del 20% del costo de venta de la energía para la subestación de La Ruidosa, reflejado en la tabla XII. Esto es 20%*1.37 Q/kWh= 0.27 Q/kWh.
Ttotal= TTIKrs ENS= Ttotal x Pinst x FU x f.p. CENS= ENS x Margen de beneficio.
Es el tiempo total que estuvo sin servicio los clientes de las salidas de media tensión de la subestación.
TTIKrs
Es el tiempo medio de interrupción referido a la potencia instalada de la subestación.
Es la energía no suministrada por la distribuidora en el tiempo Ttotal.
Es la potencia instalada de las salidas de media tensión de la subestación.
Es el criterio de factor de utilización para la subestación en cuestión.
Es el factor de potencia promedio del sistema.
Es el costo de la energía no suministrada en el tiempo Ttotal.
Para la condición inicial se tiene:
Ttotal = 48.20 hrs
ENS = (48.20 hrs)(14,924 kVA)(20.5%)(0.85)= 125,344.44 kWh
Para la condición final se tiene:
Antes de calcular Ttotal es necesario tomar los resultados objetivo expuesto en la tabla XV y referirlos a nivel de subestación. Para esto primeramente debemos dividirlos por semestre y como ya se expuso previamente el poder determinar esto exactamente no es posible, por lo que se procederá de acuerdo al plan de mantenimiento propuesto con una duración de 4 meses; considerar que es en el segundo semestre en donde se obtendrán los valores mas bajos en los indicadores. De acuerdo a esto, entonces, se supondrá que el 60% del valor objetivo se da en el primer semestre y el 40% restante en el segundo.
Lo anteriormente descrito se presenta en la siguiente tabla:
Tabla XVIII. Valores objetivo de indicadores FMIK Y TTIK referidos a la potencia de la subestación La Ruidosa
Ttotal = 15.63 hrs.
ENS = (15.63 hrs)(14,924 kVA)(20.5%)(0.85)= 40,645.92 kWh
Entones,
Condición inicial – Condición final = 125,344.44 kWh – 40,645.92 kWh = 84,698.51 kWh
CENS = (84,698.51 kWh)(0.27 Q/kWh) = 22,868.60 Q
Se debe considerar también como un beneficio del plan de mantenimiento, el ahorro por la reducción de indemnizaciones que las actividades de mantenimiento aportan en la mejora de la calidad del servicio.
Para determinar cual sería el ahorro, debemos aplicar las formulas descritas en las Normas Técnicas del Servicio de Distribución (NTSD) para el calculo de indemnizaciones, aplicarlas según los valores actuales y luego aplicarlas nuevamente considerando la reducción en los indicadores, por la aplicación del plan de mantenimiento propuesto, finamente el ahorro será la diferencia entre estas dos. Las formulas para el cálculo de las indemnizaciones a continuación se presentan:
Ahorro por indemnizaciones = ING inicial – ING final
INIG = ENS sistema * CENS
ENS sistema = D sistema ((TTIK – TTIK límite) / 8760)
ENS sistema = D sistema ((FMIK – FMIK limite)(TTIK / FMIK)/8760)
Indemnizaciones para ser distribuidas, (Q). Cada usuario recibe una indemnización proporcional a su consumo semestral d energía eléctrica, con respecto al consumo total semestral de todos los usuarios del distribuidor.
ENS sistema
Costo de la energía no suministrada (Q/kWh). El costo e la energía no suministrada será de10 veces el valor del cargo unitario por energía de la tarifa simple para usuarios conectados en baja tensión sin cargo por demanda (BTS), de la ciudad e Guatemala, del primer día y primer mes del período de control evaluado.
Se deben calcular las indemnizaciones por energía no suministrada tanto por TTIK como por FMIK y se tomará la mas alta de ellas.
A continuación se presentan los cálculos para las indemnizaciones, en la condición inicial:
Tabla XIX. Cálculo de las indemnizaciones, según los indicadores FMIK y TTIK del primero y segundo semestre del 2004, para la empresa de distribución del oriente del país
A continuación se presentan los cálculos para las indemnizaciones, en la condición final:
Tabla XX. Cálculo de las indemnizaciones, según la reducción objetivo del plan de mantenimiento propuesto, para la empresa de distribución del oriente del país
Finalmente el ahorro por la reducción en las indemnizaciones es de:
Ahorro por indemnizaciones = 15,808,715.00 – 15,390,335.00 = 418,380.00 Q
Para realizar el análisis costo beneficio de realizar el plan de mantenimiento, se emplearan indicadores financieros, para poder emplear los indicadores financieros es necesario primeramente contar con el diagrama de flujo económico de la actividad. A continuación se presenta el flujo económico de la actividad:
Ingresos por energía + ahorro por indemnizaciones
Costos del plan de mantenimiento
determinado representado por la línea horizontal más gruesa, lo que esté por encima de ella es ingreso y por debajo es egreso, todo esto evaluado por un interés bancario de tener el capital a utilizar depositado en un banco.
El primer indicador financiero que se empleara es el valor presente neto, este indicador consiste en convertir los costos y beneficios futuros en valores presentes, considerando un porcentaje de interés fijo que representa el valor del dinero en el tiempo (7), entonces este indicador evalúa el beneficio neto del plan o proyecto, bajo el principio de que el dinero hoy vale más. El resultado de este indicador a medida que sea mayor que cero, muestra lo conveniente que es realizar dicho plan o proyecto.
A continuación se presenta la fórmula para calcular el valor presente neto del plan de mantenimiento propuesto:
VPN = VP(beneficios) – VP(costos)
Es el valor presente neto del proyecto o plan a evaluarse.
VP(beneficios)
Es el valor presente de los beneficios que se obtendrán del proyecto o plan.
VP(costos)
Es el valor presente de los costos que se tendrán que realizar para ejecutar el proyecto o plan.
Por último, el indicador financiero que se empleará es la relación beneficio – costo que nos permite determinar la eficiencia de la utilización de los recursos del proyecto. Esta relación se obtiene efectuando una división entre los beneficios y los costos actualizados que, según se espera, genere el proyecto durante su vida útil.
A continuación se presenta la fórmula para calcular la relación beneficio – costo:
= Relación costo beneficio
Iniciando con los cálculos, tenemos que los benéficos del plan o proyecto son los ingresos por la energía suministrada al reducir las fallas y el ahorro por indemnizaciones, véase apartado 5.2, esto es: Q 22,868.60 + Q 418,380 = Q 441,248.60. Los costos vienen dados por el plan de mantenimiento a efectuarse, véase apartado 5.1, esto es: Q 245,024.00. Ahora para la tasa de interés anual se tiene 5.19 % (este dato es el correspondiente al 30 de marzo del 2005, del banco de Guatemala).
Entonces para el cálculo del valor presente neto se tiene:
VPN = VP(441,248.60) – VP(245,024.00) VPN = (441,248.60/12,5.19%,12) – (245,024.00/12,5.19%,12)
VPN = 429,090.36 – 238, 272.57= 190,817.79 Q
Con este resultado vemos que con valores presentes tenemos una utilidad positiva de 190,817.79 Q.
Para el calculo de el beneficio costo se tiene:
Beneficio = 441,248.60 Costo = 245,024.00
Beneficio / Costo = 441,248.60 / 245,024.00 = 1.8
Este resultado nos indica que por cada unidad monetaria que se destina a este proyecto o plan se obtiene a cambio 0.8 adicionales, esto quiere decir que el proyecto o plan tiene una utilidad de 80%.
1. Los servicios públicos de red al ser operados por un inversionista de capital privado y por su naturaleza de monopolio persé, se hace necesaria la actuación de un ente que determine precios máximos a aplicar a los usuarios y fije normas de calidad que garanticen, tanto la perpetuidad del servicio como su sostenibilidad.
continuidad del fluido eléctrico que implícitamente depende de la optimización del mantenimiento de las redes y líneas de distribución de energía eléctrica.
2. La Comisión Nacional de Energía Eléctrica de Guatemala, como ente regulador ha emitido las Normas Técnicas del Servicio de Distribución, en las cuales están definidos índices o indicadores por medio de los cuales evalúa la calidad del servicio técnico. Estos indicadores están directamente relacionados con las interrupciones que el sistema del distribuidor tenga y por esto deben ser considerados en los criterios técnicos y económicos al FMIK y TTIK.
3. La utilización que se haga de los activos (redes y líneas) de una empresa distribuidora y la objetividad de actuaciones en donde se obtengan menores pérdidas, son aspectos que deben orientar el rumbo de todo proyecto o plan de mantenimiento, es por ello que se considerarán en los criterios técnicos y económicos al factor de utilización y la relación de pérdidas de energía.
4. A través del uso de los criterios técnicos y económicos se pueden priorizar las salidas de media tensión de las subestaciones a las que aplicarle un plan de mantenimiento se obtendrán los mejores beneficios para la empresa distribuidora y para el cliente.
5. El plan de mantenimiento definido para las salidas de media tensión de la subestación La Ruidosa, se evaluó económicamente, tomando en cuanta los costos asociados a este plan como sus beneficios al tener ingresos por energía suministrada al obtener una reducción en los índices de calidad y ahorro por pago de indemnizaciones. El resultado de esta evaluación es que dicho plan es rentable, teniendo una relación costo beneficio de 80%.
1. Que se ejecute el plan de mantenimiento propuesto para las salidas de media tensión de la subestación La Ruidosa y aplicar los criterios técnicos y económicos para el análisis de sus demás instalaciones.
2. Que toda empresa de distribución invierta en la mejora de la calidad de la información registrada en sus sistemas operativos para que la información que sea extraída de éstos, sea ágil y oriente de manera efectiva la toma de decisiones.
3. Que el uso de la tarifa simple para usuarios conectados en baja tensión sin cargo por demanda empleada en el cálculo de las indemnizaciones sea revisada conjuntamente por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica y los distribuidores, para que la tarifa BTS usada sea la de cada empresa distribuidora.
4. Que el profesional en la rama eléctrica que se desenvuelve en el negocio de la distribución de energía eléctrica, conozca el impacto que tienen los índices de calidad y así lograr una mejor comprensión e importancia de priorizar las instalaciones y el beneficio de una correcta ejecución de la actividad de mantenimiento.
Reglamento de la Ley General de Electricidad. Acuerdo gubernativo número 256-97 del Presidente de la República de Guatemala. Título I, Capítulo
Normas técnicas del servicio de distribución, NTSD. CNEE No. 09-99. Título I, Capítulo II, Artículo 2.
Normas técnicas del servicio de distribución, NTSD. CNEE No. 09-99. Título VI, Capítulo I, Artículo 54.
Normas técnicas del servicio de distribución, NTSD. CNEE No. 09-99. Título VI, Capítulo II, Artículo 55.
Ibid., Artículo 56.
Ibid., Artículo 58.
Leland Blank y Anthony Tarquín. México: McGraw-Hill, 1992), p. 90.
(3ª edición;
1. Balance energético de las instalaciones de DEORSA, Union Fenosa, 2004.
2. BLANK, Leland y Anthony Tarquín. Ingeniería económica. 3ª ed.; México, McGraw-Hill, 1992.
3. Información alfanumérica de facturación de energía del Sistema de Gestión Comercial de DEROSA. Union Fenosa, 2004.
4. Información alfanumérica de incidencias del Centro de Operaciones de Red de DEORSA. Unión Fenosa, 2004.
5. Información alfanumérica de instalaciones eléctricas de la Base de Datos de Instalaciones de DEORSA. Unión Fenosa, 2004.
6. Ley General de Electricidad. de Guatemala.
Decreto 93-96 del Congreso de la República
7. Normas técnicas del servicio de distribución, NTSD. No. 09-99.
Resolución CNEE
8. Reglamento de la Ley General de Electricidad. Acuerdo Gubernativo 256-97 del Presidente de la República de Guatemala.
Documentos similares a 08_0128_ME Mantenimiento en Salidas de Distribucion de Una Subestacion
OscarValdes
Caso Ramos SA
Sectores-típicos-de-distribución.docx

References: artículo 78
 artículo 91
 artículo 71
 artículo 72
 Artículo 2
 Artículo 54
 Artículo 55
 Artículo 56
 Artículo 58

Resolución