gestión del mantenimiento en el sector eléctrico - gcar · los programas de mantenimiento deben...

122 Ingeniería Eléctrica • Octubre 2011

Nota técnica

IntroducciónLas características operacio-

nales particulares de los sistemas

sléctricos de distribución (SED),

por ejemplo, varias topologías,

diferentes regiones geográficas,

diversos elementos de protec-

ción y maniobra, hacen que és-

tos presenten un alto riesgo en

la interrupción del suministro

de energía eléctrica. Además de

esto, el ambiente competitivo en

el cual se desempeñan actual-

mente las empresas distribuido-

ras impone a las mismas un en-

foque estratégico de las acciones

de mantenimiento, dado que as-

pectos técnico-económicos rela-

cionados a la calidad de servicio

señalan la necesidad de aplicar

estrategias de mantenimiento

capaces de extender la vida útil

de los elementos más críticos y

aumentar así la confiabilidad del

sistema eléctrico.

La eficiencia, flexibilidad y faci-

lidad de aplicación de las diferen-

tes técnicas de mantenimiento en

el sector eléctrico constituyen una

poderosa herramienta para mejo-

rar la confiabilidad de los SED. En

este sentido, la política, el plan y

los programas de mantenimiento

deben ser elaborados a partir de

los requerimientos particulares

del sector eléctrico y en función

de cada instalación en particular

[1]. Según se especifica en [2], es

recomendable utilizar una meto-

dología que permita enfocar los

recursos disponibles hacia aque-

llos sistemas con mayor índice de

fallas en un determinado período

de tiempo a través de un análisis

meramente estadístico y económi-

co, que considere además el esta-

do operacional de los componen-

tes (interruptores, reconectadores,

seccionadores, bancos de capaci-

tores, entre otros).

La clave para determinar el in-

tervalo de mantenimiento consis-

Gestión del mantenimiento en el sector eléctrico

Mario O. Oliveira1-3, José H. Reversat1, Arturo S. Bretas3, Leonardo U. Iurinic1-3, Victor H. Iurinic1-2

1 Facultad de Ingeniería - Universidad Nacional de Misiones (UNaM)2 Cooperativa Eléctrica Limitada de Oberá (CELO), Misiones, Argentina

3 Laboratorio de Sistemas Eléctricos de Potencia, LASEP, Universidade Federal do Rio Grande do Sul –UFRGS, Brasil.

Figura 1: Cruceta de madera en el fin de su “vida económica”

Ingeniería Eléctrica • Octubre 2011 123

te en encontrar el punto óptimo

que dé como resultado un mínimo

costo operativo y de mantenimien-

to para las redes de distribución,

manteniendo la confiabilidad del

sistema en niveles aceptables [2],

[3]. El mantenimiento representa

un alto porcentaje de la inversión y

del costo de operación de un SED,

y esto justifica los estudios nece-

sarios para determinar el tipo y la

frecuencia de mantenimiento a ser

utilizado en cada área del sector

eléctrico. Por ello, varias metodo-

logías relacionadas a la gestión del

mantenimiento en el sector eléc-

trico, especialmente en los SED,

fueron presentadas en los últimos

tiempos [3]-[6]. En este contexto,

este artículo presenta un estudio

de caso sobre el impacto que ejer-

ce el Mantenimiento Centrado en

Confiabilidad (Reliability Centered

Manteinance -RCM-) sobre los dife-

rentes elementos que conforman

un SED.

2 Mantenimiento y confiabilidad2.1 Fundamentos del manteni-

miento

El objetivo principal del man-

tenimiento es lograr la máxima

“vida económica” de un determi-

nado elemento, equipo o sistema.

El concepto de vida económica se

refiere al tiempo durante el cual

un determinado elemento es eco-

nómicamente útil, es decir, es más

barato operarlo que reemplazarlo.

Esto implica que, a través de técni-

cas de mantenimiento, el sistema

analizado presente el mayor gra-

do de confiabilidad, disponibili-

dad, seguridad y funcionalidad [2].

En el sector eléctrico, la vida

económica de los SED está fuerte-

mente relacionada al estado ope-

racional de los elementos que la

componen. Por ejemplo, la Figura

1 a muestra una cruceta de made-

ra cuyo estado operacional com-

promete el suministro de energía

eléctrica. En este caso, es más eco-

nómico reemplazarla mediante un

mantenimiento preventivo (pro-

gramado), que afrontar las multas

y los costos sociales originados

por una falla repentina en dicho

elemento.

Tradicionalmente, las estra-

tegias de mantenimiento utiliza-

das en el sector eléctrico se han

basado en el mantenimiento a

intervalos fijos. Sin embargo, esta

metodología es ineficiente debi-

do a los elevados costos asocia-

dos y al difícil control de la vida

útil de los componentes. Por esta

razón, nuevos métodos de man-

tenimiento fueron surgiendo en

el transcurso de los años con el

objetivo de encontrar el punto

óptimo entre los costos de man-

tenimiento y los costos necesarios

Figura 2: Desenganche de un aislador cerámico


Nota técnica

para mantener un nivel aceptable

de confiabilidad en el sistema [3].

En líneas generales, los trabajos de

mantenimiento en líneas de distri-

bución de energía pueden ser di-

vididos en tres grupos [7]:

a) Identificación de los puntos

críticos: consiste en analizar, a

través del histórico de interrup-

ciones, cuáles son los circuitos

que presentan un mayor número

de fallas. A partir de este análisis,

se genera un informe de priori-

dades para efectuar las inspec-

ciones de campo. Dichas inspec-

ciones se realizan para detectar

anomalías como, por ejemplo, la

mostrada en la Figura 2, y regis-

trarlas en un informe.

b) Programación del mante-

nimiento: la programación del

mantenimiento del SED se realiza

anualmente, con base en la expe-

riencia de la empresa distribuidora

y analizando los informes de inte-

rrupciones e informes de inspec-

ción de campo. La programación

anual se subdivide en trimestres, y

posteriormente en programacio-

nes mensuales. Todos los servicios

de mantenimiento son descriptos

en esta programación, siguiendo

un cronograma predefinido. La

programación es la línea maestra

para las actividades en el transcur-

so del año, pudiendo sufrir altera-

ciones según lo encontrado en las

inspecciones o en los imprevistos

de emergencia como el mostrado

en la Figura 3.

c) Mantenimiento de redes de

distribución: existen varias ope-

raciones destinadas a su conser-

vación. Entre éstas, se destacan el

cambio de conductores, cambio

de aisladores, cambios de equipos

de protección (interruptores, para

rayos, fusibles), cambio de postes

y sustitución de piezas corroídas.

En el mantenimiento de aislado-

res y accesorios de conductores y

pararrayos, las tareas de manteni-

miento pueden efectuarse con la

línea desenergizada, Figura 4, o

con la línea energizada.

2.2 Mantenimiento centrado en

confiabilidad

El mantenimiento centrado en

confiabilidad (RCM) es un enfoque

sistemático para el planeamiento

del mantenimiento considerando

aspectos de confiabilidad. Aquí,

la condición operacional del ele-

mento se combina con la impor-

tancia del mismo en la operación

del SED. El RCM no es el único mé-

todo de mantenimiento, pero per-

mite comparar los métodos exis-

tentes para elegir el más rentable

sin comprometer la confiabilidad

del sistema eléctrico [3].

Al aplicar el RCM a nivel de

elementos, se busca definir cuáles

son los diferentes modos de fallas

y sus efectos, definiendo también

cómo las diferentes acciones de

mantenimiento pueden afectar

dichos mecanismos de falla. Un

proceso RCM generalmente inclu-

ye las siguientes etapas [3]:

- Listado de elementos críticos y

sus funciones

- Análisis de modo de falla y sus

efectos para cada elemento

elegido con determinación de

la historia de falla y cálculo del

tiempo medio entre fallas

Figura 3: Rotura inesperada de un poste de madera debido

a tempestades climáticas


- Categorización de los efectos

producidos por las fallas y de-

terminación de las posibles ta-

reas de mantenimiento

- Realización de las tareas de

mantenimiento definidas

- Evaluación del programa de

mantenimiento incluyendo los

costos asociados

El RCM presenta varias venta-

jas en relación a otras técnicas de

mantenimiento. Algunos de los

beneficios del RCM son [8]:

- Reduce las principales accio-

nes correctivas

- Elimina las revisiones innecesa-

rias y las tareas rutinarias que

proveen pequeños beneficios

- Optimiza las frecuencias de las

revisiones

- Aumenta el uso de la tecnolo-

gía de predicción que ayuda

con la planificación de los re-

cursos

- Disminuye las tareas “intrusas”

que pueden provocar fallas en

los equipos

- Mejora la relación costo-efec-

tividad de las tareas de rutina

- Crea las bases técnicas necesa-

rias para documentar los pro-

gramas de mantenimiento

- Agiliza los procesos de comu-

nicación, conocimiento y tra-

bajo en equipo.

2.3 Distribución Weibull

y confiabilidad de sistemas

de distribución de energía

Una forma de calcular la con-

fiabilidad es a través de la función

Weibull, la cual permite atribuir

una función de distribución de

probabilidad a la variable alea-

toria de interés. Este método es

muy útil en aquellos sistemas que

pueden fallar según un número

infinito de maneras, caracterís-

tico de los SED [1], [7]. Es lógico

pensar que a medida que pasa el

tiempo, los componentes de los

equipos, los propios equipos y los

elementos que componen un sis-

tema tiendan a deteriorase, incre-

mentando así la probabilidad de

una falla. Por ello, es importante

conocer esta probabilidad, la cual

puede ser aproximada utilizando

la función mencionada [2].

Para determinar el interva-

lo óptimo de mantenimiento, se

acostumbra emplear la función

de densidad Weibull de tres pará-

metros, expresada de la siguiente

manera [2], [9]:

(1)

Por otro lado, la función acu-

mulativa de probabilidad de falla

F(t), viene dada por

(2)

La confiabilidad R(t) es la pro-

babilidad de que un determinado

componente desempeñe su fun-

ción sin fallas en un período de

tiempo previsto, y se define como

Figura 4: Trabajos de mantenimiento en línea desenergizada


Nota técnica

(3)

La tasa de fallas λ(t) es la proba-

bilidad condicional de que una fa-

lla ocurra en el intervalo de tiempo

comprendido entre t y t + Δt, y se

expresa por

(4)

Sustituyendo (1) y (3) en (4),

tenemos

(5)

En la ecuación (5), β se define

como “parámetro de envejeci-

miento” y su efecto sobre la tasa

de falla es el siguiente:

- β< 1: indica mortalidad prema-

tura

- β = 1: indica fallas con distribu-

ción aleatoria

- β > 1: indica fallas por enveje-

cimiento

Por otro lado, θ es un pará-

metro de escala expresado en uni-

dades de tiempo que influye en

la media y en la desviación de la

función de distribución. Cuando θ

se incrementa, la confiabilidad R(t)

también lo hace, y la pendiente de

la tasa de falla decrece [2], [9].

3. Estudio de caso3.1 Sistema de distribución

analizado

Los SED en media tensión de

Argentina, por lo general operan

en forma radial, pudiendo un tra-

mo de la red, en algunos casos,

ser alimentado desde diferentes

puntos, maniobrando sobre ele-

mentos tales como seccionadores

Figura 5: Sistema eléctrico de distribución real utilizado en el análisis del RCM


fusibles e interruptores. Estos sis-

temas de distribución operan en

13,2 kV y las líneas son coplanares

de tres hilos, siendo que en de-

terminados casos suele utilizarse

conductores preensamblados en

líneas urbanas troncales. Para el

caso de líneas rurales, las deriva-

ciones se realizan con líneas unifi-

lares de retorno por tierra en 7,62

kV. En relación a los elementos de

protección, podemos decir que

los fusibles operan únicamente

en caso de cortocircuitos, mien-

tras que los interruptores pueden

actuar tanto en casos de cortocir-

cuito como en situaciones de so-

brecarga en el sistema. Los reco-

nectadores, por su lado, actúan en

ambos casos de fallas incluyendo

el caso de grandes corrientes de

neutro. En la Figura 5 se represen-

ta el diagrama unifilar de un SED

en 13,2 kV utilizado como referen-

cia para el estudio de caso donde

cada elemento presenta una de-

terminada tasa de falla y un tiem-

po de reparación particular.

3.2 Determinación de elementos

críticos

El sistema de distribución mos-

trado en la Figura 5 está confor-

mado por varios elementos cuya

tasa de falla difiere uno de otro.

Con base en los registros históri-

cos, correspondientes a 14 años,

se calcularon dichas tasas de falla,

y se determinó el índice de impac-

to que posee cada elemento del

SED analizado. La Figura 6 mues-

tra un grafico de Paretto, en el cual

pueden observarse los elementos

considerados en el análisis y el ín-

dice de impacto asociado a cada

uno de ellos.

Podemos observar que el des-

cargador atmosférico es el ele-

mento más crítico, dado que tiene

el índice de impacto más elevado.

Sin embargo, los aisladores rígi-

dos y en cadena, tanto orgánicos

como de porcelana, también pre-

sentan un elevado índice de im-

pacto al igual que el reconectador.

Con base en este análisis, se deter-

minó que estos serán los elemen-

tos sometidos a RCM.

3.3 Resultados obtenidos

La Tabla 1 muestra la confiabi-

lidad del sistema eléctrico antes

y después de aplicar la filosofía

RCM, donde se observa una mejo-

ría en los índices de confiabilidad

de los elementos seleccionados.

La Figura 7 representa la fun-

ción confiabilidad R(t) del sistema

eléctrico para un horizonte de es-

tudio de 14 años. Se observa que,

pasados 6 años, la densidad de

probabilidad de falla sin reempla-

zo de componentes del SED, h(t),

comienza a disminuir, tal como lo

refleja el grafico de la Figura 8.

Esto significa que de no aplicar-

se una política de mantenimiento

adecuada, después de los 6 años

de operación la tasa de falla au-

Figura 6: Grafico de Paretto de los elementos que conforman el SED analizado


Nota técnica

mentará rápidamente pudiendo

llevar al sistema a largos períodos

de inoperatividad. Esto se debe,

principalmente, a la disminución

del parámetro θ (vida característica

de los elementos), el cual fue consi-

derado para el cálculo de la tasa de

falla a través de la ecuación (5).

La Figura 9 muestra la función

acumulativa de probabilidad F(t),

y la Figura 10 representa el índice

de tasa de falla λ(t) del SED ana-

lizado. La falta de una adecuada

política de mantenimiento hace

que la tasa de fallas de los elemen-

tos del sistema eléctrico aumente,

llegando a ser muy alta a fines del

período estudiado (14 años).

4 ConclusionesCon base en los estudios reali-

zados, se determinó que el man-

tenimiento de SED es un proceso

importante, ya que cualquier inte-

rrupción en el suministro de ener-

gía resulta en costos económicos y

sociales elevados para las empre-

sas distribuidoras.

Tabla 1: Índices de confiabilidad antes y después del mantenimiento RCM

Figura 7: Función confiabilidad del sistema R(t)


Mediante el RCM se pudo de-

terminar el impacto de las fallas de

cada elemento del sistema de dis-

tribución de energía, permitiendo

direccionar estratégicamente las

actividades del equipo de man-

tenimiento hacia los elementos

más críticos, dejando el manteni-

miento correctivo para aquellos

elementos cuya falla impacta en

menor grado al SED.

Finalmente, para que los tra-

bajos de mantenimiento sean efi-

caces, son necesarios el control,

el planeamiento y la distribución

correcta de la fuerza humana, lo-

grando que se reduzcan costos y

tiempos de interrupción.

Referencias bibliográficas[1] Asociación Electrotécnica Argentina –AEA, Guía para la gestión del mantenimien-to en instalaciones, Documento normativo N° 90706, Buenos Aires, Argentina, 2005.[2] B. A. Henry, A. F. Castro Montoya, “Mo-delo óptimo de mantenimiento centrado en confiabilidad para redes de distribución de energía,” Seminario Internacional de Mantenimiento y Servicios Asociados en Sistemas Eléctricos SIMSE CIER, Cartagena de Indias, Agosto de 2003.[3] M. Lehtonen, “On the optimal strategies of condition monitoring and maintenance allocation in distribution systems,” In 9th International Conference on Probabilistic Methods Applied to Power Systems, Stock-holm, Sweden, June 2006. [4] M. Fotuhi-Firuzabad, S. Afshar, Reli-ability analysis in electrical distribution

Figura 8: Función densidad de probabilidad del sistema h(t)

Figura 9: Función acumulativa de probabilidad de falla F(t)

Figura 10: Tasa de falla del sistema λ(t).


Nota técnica

system considering preventive mainte-nance applications on circuit breakers, World Academy of Science, Engineering and Technology, pp. 741-745, 2009.[5] L. Bertling, R. Allan, R. Eriksson, “A Reliability-Centered Asset Maintenance Method for Assessing the Impact of Mainte-nance in Power Distribution Systems,” IEEE Transaction on Power Systems, vol. 20, no. 1, February 2005.[6] L. Bertling, R. Ericksson, R. N. Allan, “Impact of Maintenance on Cost and Reli-ability of Distribution Systems,” In 17th International Conference on Electricity Distribution, session 5, papers no. 1, pp. 1-6, Barcelona, May 2003.

[7] J. C. Martins, M. A. Sellito, “Análise da estratégia de manutenção de uma conces-sionária de energia elétrica com base em estudos de confiabilidade,” XXVI ENEGEP, Fortaleza, CE, Brasil, 2006.[8] S. Asgarpoor, M. Doghman, A main-tenance optimization program for utilities’ transmission and distribution systems, disponible en http://www.dru-mindia.org/ [9] O. Robledo, “Optimización del costo de mantenimiento de sistemas de dis-tribución de energía eléctrica: una apli-cación a la función de distribución de Weibull,” Universidad Eafit, no. 120, pp. 18-19, Colombia, 2000.

Contacto

Mario Orlando Oliveira

[email protected]

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